Juan Lopez

República Bolivariana de Venezuela

Universidad de Los Andes Facultad de Ingeniería

Postgrado en Computación

Trabajo Especial de Grado para optar al Titulo de Especialista en Computación AAnnáálliissiiss ee IImmppllaannttaacciióónn ddee uunn SSiisstteemmaa IInntteeggrraall ddee GGeessttiióónn

ddee IInnffoorrmmaacciióónn ddee PPllaannttaass EEllééccttrriiccaass eenn llaa eemmpprreessaa EENNEELLVVEENN GGeenneerraaddoorraa ((EENNEELLGGEENN))

Tutor: Autor: Dr. Edgar Chacón Ing. Juan López Plata

CI. 12.467.118

EEssqquueemmaa GGeenneerraall

1. Capitulo I. Planteamiento del Problema

1.1. Antecedentes 1.2. El Problema

1.2.1. La Corporación ENELVEN 1.2.1.1. ENELDIS 1.2.1.2. ENELCO 1.2.1.3. ENELGEN

1.2.2. Subprocesos de ENELGEN Generación de Energía

1.2.2.1. Supervisión y Control 1.2.2.2. Mantenimiento 1.2.2.3. Estadísticas 1.2.2.4. Gerencia

1.2.3. Manejo actual de los indicadores de gestión 1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo General 1.3.2. Objetivos Específicos

1.4. Alcance de la Investigación 1.5. Delimitación de la Investigación 1.6. Resultados Esperados

2. Capitulo II. Marco Teórico 2.1. Modelo de Negocios de ENELVEN-ENELGEN 2.2. Marco Legal. Nueva Ley Eléctrica. Marco Regulatorio Nacional 2.3. El Sistema Eléctrico

2.3.1. Descripción del Sector Eléctrico Venezolano 2.3.2. Generación de Energía Termoeléctrica de ENELGEN 2.3.3. Transmisión de Energía Eléctrica

2.3.3.1. Subestaciones 2.3.3.2. Interruptores 2.3.3.3. Líneas 2.3.3.4. Transformadores (TX´s) 2.3.3.5. Seccionadores

2.3.4. Distribución de Energía Eléctrica en el Edo. Zulia 2.3.5. Sistema Interconectado Nacional (SIN)

2.4. El Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos 2.4.1. El Sistema SCADA-EMS de ENELDIS

2.4.1.1. Hardware 2.4.1.1.1. Servidores 2.4.1.1.2. Funcionalidades de los Servidores 2.4.1.1.3. Concentradores o Hubs

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2.4.1.1.4. El TIF 2.4.1.1.5. Sistema de Sincronización de Tiempo RTUs- Sistema Central (TFS)

2.4.1.2. Software 2.4.1.2.1. Sistema Base 2.4.1.2.2. Funcionalidad SCADA 2.4.1.2.3. Interfaz Humano - Maquina (HMI) 2.4.1.2.4. Manejo de la Base de Datos Histórica en Oracle 2.4.1.2.5. Calculo de Tiempos de Alarmas de las RTUs SICAM en las diferentes Subestaciones. 2.4.1.2.6. Simulador de Entrenamiento para Operadores (DTS).

2.4.2. Sistemas SCADA de ENELGEN 2.4.2.1. Sistema Infi 90 2.4.2.2. Sistema Realflex 4.2

2.4.3. Unidades Terminales Remotas (RTUs) y Controladores Logico Programables (PLCs).

2.4.3.1. RTUs 2.4.3.1.1. SICAM SAS 2.4.3.1.2. Vessing V94RL

2.4.3.2. PLCs 2.4.4. Sistema de Telecomunicaciones

2.5. Sistemas de Integración 2.5.1. Que son los Sistemas de Integración?

2.5.1.1. Componentes y Características deseables 2.5.2. Para que sirven los sistemas de Integración? 2.5.3. Sistemas de Integración para Procesos Industriales

2.5.3.1. Descripción de los Sistemas de Integración a Evaluar 2.5.3.1.1. Plant Integrator (PI) 2.5.3.1.2. Tenore NT 2.5.3.1.3. Sagavista 2.5.3.1.4. Intergraph

2.5.4. Que es un EAI? 2.5.5. Que es un Middleware? 2.5.6. Que es un API?

2.6. Calculo de Eficiencia 2.7. Calculo de Rentabilidad

3. Capitulo III. Marco Metodológico 3.1. Tipo de Investigación 3.2. Diseño de la Investigación 3.3. Recolección de Datos 3.4. Métodos y Procedimientos

4. Capitulo IV. Resultados de la Investigación

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4.1. Introducción 4.2. Identificación de las Islas de Información de la empresa ENELGEN en los procesos Operacionales y Gerenciales. Definición del Catalogo Individual de Variables.

4.2.1. Islas de Información del área Operacional 4.2.1.1. Sistema de Control de Calderas y Turbinas para Planta IV (Infi 90). 4.2.1.2. Secuenciador de Eventos para Planta II y Planta IV (Realflex). 4.2.1.3. Sistema SCADA-EMS (Sinaut Spectrum)

4.2.2. Islas de Información del área Gerencial y de Mantenimiento.

4.2.2.1. Sabana de Indicadores de Plantas Foráneas 4.2.2.2. Sabana de Indicadores de PRL 4.2.2.3. Sistema de Aplicaciones y Productos (SAP)

4.2.2.3.1. Modulo PS (Planificación de Proyectos) 4.2.2.3.2. Modulo MM (Materiales) 4.2.2.3.3. Modulo PM (Mantenimiento de Planta)

4.3. Análisis Especifico del Proceso Actual 4.3.1. Análisis Estático

4.3.1.1. Identificación de las Clases de los Objetos 4.3.1.2. Retener las Clases Correctas 4.3.1.3. Preparación del Diccionario de Datos (DDA) 4.3.1.4. Preparación e identificación de los atributos de las clases.

4.3.2. Análisis Dinámico 4.3.3. Análisis Funcional

4.3.3.1. Identificación de los valores de Entrada y Salida 4.3.3.2. Construcción de los Diagramas de Flujo de Datos (DFDs). 4.3.3.3. Caracterización de los Procesos según Metodología ETVX (Entry Criteria-Task-Validation-Exit).

4.4. Captura de Requerimientos Operacionales y Gerenciales en materia de Integración de los Sistemas de ENELGEN.

4.4.1. Entrevistas a los Clientes y Usuarios 4.4.2. Identificación de las Interfaces requeridas y requerimientos Físicos.

4.4.2.1. Necesidad de Protocolos e Interfaces - Comparación de Plataformas. 4.4.2.2. Tiempos de Interacción 4.4.2.3. Requerimientos de la Interfaz Humano - Maquina (HMI). 4.4.2.4. Requerimientos Físicos. Determinación

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de Equipos a Comprar o desarrollar. 4.4.3. Requerimientos Económicos y Comerciales

4.5. Identificación de los Datos y Sistemas Susceptibles a ser integrados según los requerimientos de los Usuarios. 4.6. Definición de un modelo y Sistema de Integración para las Islas de Información existentes en ENELGEN.

4.6.1. Matriz de Evaluación de los Diferentes Sistemas de Integración (Análisis Cualitativo). 4.6.2. Matriz de Evaluación de los Diferentes Sistemas de Integración (Análisis Cuantitativo). 4.6.3. Análisis Costo/Beneficio de cada los Sistemas Evaluados (Según Metodología PriceWaterHouse & Cooper - "Business Case Calculator V 1.1").

4.6.3.1. Inversión Inicial vs. Tiempo de instalación y puesta en marcha. 4.6.3.2. PayBack (Retorno de la Inversión) 4.6.3.3. Repartición de Costos (Costs Breakdown) 4.6.3.4. Beneficios por Categoría 4.6.3.5. Resultados del Análisis Costo/Beneficio

4.7. Implantación del Sistema Integral de Gestión de Información de las Plantas Eléctricas de ENELGEN.

4.7.1. Prioridades de Integración y cronogramas de Implantación 4.7.2. Pasos para la Implantación

4.7.2.1. Definición del Diseño, Desarrollo y Procura 4.7.2.1.1. Plataforma de Telecomunicaciones y Arquitectura de Integración. 4.7.2.1.2. Diseño y Desarrollo de Interfaces

4.7.2.2. Plataforma Definitiva de Integración

5. Conclusiones 6. Anexos 7. Bibliografia

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Agradecimientos

Gracias a Dios, por permitirme nuevamente alcanzar un logro exitoso en mi vida,

Gracias a mi Esposa Mary y mi niñita Andrea por su paciencia y comprensión, a

mi Madre por estar siempre a mi lado alentándome, Gracias especiales a

Procedatos, que siempre ha apoyado mis proyectos y ha sido pilar de mi desarrollo

personal y profesional, a la Corporación ENELVEN por formarme en una nueva

etapa, muchas gracias por la confianza.

Gracias a mis compañeros de Sistemas y Automatización, especialmente a mis

Amigos de Sistemas Industriales (Jorge Chapero, Carlos Gil y Betty Cadenas) por

brindarme sus experiencias y conocimiento, y sin duda Gracias a todo el personal

de la Universidad de Los Andes, por instruirme en éste desarrollo de Cuarto Nivel,

a mi Tutor el Prof. Edgar Chacón, que demostró nuevamente no sólo ser un

Profesional lleno de sabiduría, experiencia y con un dote excelente para transmitir

sus conocimientos, sino también es un ser humano que inspira confianza y

amistad.

Gracias a la familia Giammarresi Sánchez, Velásquez Ferrer y Verde Sideregts, por

ser también mi familia.

7

IInnttrroodduucccciióónn

8

Introducción:

La era de la informática y de la sistemática nos ha abierto un sin fin de

oportunidades para poder mejorar los procesos de manera eficaz, oportuna y

eficiente. En los últimos años las maquinas de computo acompañadas de los

softwares de ultima generación, han ayudado enormemente a automatizar los

procesos que desarrollamos en todas partes del mundo.

Desde los años 70 con la aparición del Altair 8800 de MITS, la computadora fue

tomando cada vez mayor papel protagonico en los pequeños, medianos y grandes

procesos, de hecho ésta fue la maquina que sirvió de inspiración a grandes

desarrolladores como Apple Computers y Microsoft. Desde esos años comenzó a

desatarse un sin numero de ingeniosos inventos y desarrollos de jóvenes

innovadores que han llevado ésta área a lo que es en nuestros tiempos.

Sin embargo, todos estos desarrollos e ideas nuevas y diferentes provocaron

también aislar procesos con soluciones demasiado especificas (cerradas) que con el

devenir de los años se han convertido en sistemas legados dentro de las empresas,

quienes por cumplir un trabajo muy especifico no se han eliminado o sustituido.

Estas islas de información o subsistemas legados aislados, provocan retardos en

los manejos de las gestiones empresariales, debido a la necesidad de crear

mecanismos para transferir la data de esos sistemas a otros que necesiten esa

información como insumo, sin embargo desde hace varios años se han venido

gestando filosofías y herramientas de integración, tales como CORBA,

Middlewares, EAI, entre otras, que han suministrado frameworks o marcos para

la solución de estos problemas, del mismo modo se han desarrollado

metodologías para la integración de sistemas que suplen de recomendaciones o

pasos lógicamente estructurados para resolver éste tipo de situaciones

presentando la mayor parte de los casos que posiblemente se presenten.

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En éste trabajo, se investigará sobre el caso especifico de la empresa de generación

de energía eléctrica del estado Zulia (ENELGEN), su modelo de negocio actual,

sus islas de información y buscar una solución técnico/económica que resuelva la

problemática existente.

En el Capitulo I, se analizará el problema que actualmente posee la empresa

ENELGEN en el área de integración de sus subsistemas y lo importante que es

para la empresa que esto se resuelva (justificación), planteando posteriormente los

objetivos específicos que son las metas planteadas en éste trabajo de

investigación. Asimismo en el Capitulo II, se estudiará el marco Teórico, la

descripción del sector eléctrico Venezolano, descripción de cada una de las etapas

del negocio eléctrico, especialmente el de Generación, descripción de los sistemas

de Supervisión y Adquisición de Datos del Holding ENELVEN y de la empresa de

estudio (ENELGEN), por último se analizarán las herramientas de integración

existentes en el mercado y las seleccionadas para éste caso de estudio.

En el Capitulo III, se explicará la metodología seleccionada, el tipo de

investigación, modo de recolección de datos y los métodos y procedimientos

utilizados, para finalmente llegar al Capitulo IV, donde se explicaran los

resultados de la investigación.

10

CCaappiittuulloo II EEll PPrroobblleemmaa

11

1. Planteamiento del Problema 1.1. Antecedentes:

Desde los comienzos de la era Industrial, se ha requerido la Automatización de

los procesos y el reemplazo de la mano de obra humana por equipos

mecánicos, eléctricos, electrónicos o sistemas que optimicen la utilización de los

recursos existentes y la continuidad de los procesos. Con los avances de la

tecnología se han venido creando pequeñas y grandes “Islas de Información”

que no se han integrado al resto de los procesos, debido a la inviabilidad, en

algunos casos económica o logística, de realizar una Automatización general

de todos los procesos dentro de un sistema industrial u organizacional. Estas

Islas de Información, se han venido quedando al margen de los procesos de

integración de las empresas que las contienen y al requerir información de ellas,

se necesitan crear laboriosos procesos de integración para problemas muy

específicos. En la actualidad existe una tendencia mundial de Integración en

todos los ámbitos. Ciertamente, en los sistemas de manejo de información y

datos es requerido cada vez más que se utilicen datos que se encuentran en

sitios remotos y plataformas heterogéneas. La necesidad de tener un mundo de

información al alcance de todos, nos ha llevado a idear metodologías y

herramientas prácticas para la comunicación y entendimiento de datos

desarrollados en plataformas, lenguajes, hardware, etc. diferentes. Las

empresas de vanguardia tecnológica deben utilizar las herramientas existentes

en el mercado, para así poder hacer una mejor utilización de sus recursos y

evitar redundar en interfaces de datos que retardan los procesos de integración,

la gerencia y el personal operacional requieren tener en línea (y en tiempo real),

la información detallada de todos los elementos que afectan el proceso y lo que

esto significa en recursos y dinero, para así tener un mejor y mayor control de

la efectividad y eficacia de sus procesos y productos, lo cual define los

márgenes de ganancia y razón de ser de una empresa.

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Las empresas de Generación de Energía Eléctrica como ENELGEN (Filial de

ENELVEN), poseen múltiples procesos que controlar para llegar a su producto

final: "ELECTRICIDAD CON PARAMETROS OPTIMOS DE CALIDAD Y SIN

INDISPONIBILIDAD". En esa premisa se define la razón de ser y misión de

ENELGEN y en esta misma premisa se deben basar sus procesos. Para poder

llegar a esta misión, se requiere que todos los subprocesos que conforman la

Generación de energía se encuentren debidamente integrados para así poder

producir óptimamente el producto final. Entre los subprocesos que deben estar

integrados se encuentran: el manejo y control de las turbinas, Generadores,

Combustible, Mantenimiento de equipos, Planificación Financiera, entre otros.

Algunos de los subprocesos que conforman el Proceso de Generación de

Energía Eléctrica:

Figura 1. Subprocesos de Generación de Energía Eléctrica en ENELGEN.

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Como se puede apreciar en la figura, actualmente todos los procesos se

encuentran aislados unos de otros y la integración entre los procesos se da en

forma manual a través de entradas de datos que se pasan de un sistema a otro

por parte del operador correspondiente a cada sistema. Esto trae como

consecuencia lo siguiente:

· Retardo en las operaciones de los subprocesos.

· Islas de Información.

· Retrabajo (al tener que transcribir datos que deberían estar disponibles para

todos los procesos).

· Manejo de Información fuera de tiempo por parte de la Gerencia.

· Mantenimientos de los Equipos no orientados a la realidad de su operabilidad

(Al depender de revisiones subjetivas del operador).

· Falta de Registros Históricos detallados y automatizados.

· Exceso de recursos para el manejo de los procesos.

· Adquisición de datos discontinuos y no orientados a tiempo real.

Estas y otras consecuencias adicionales redundan en el desarrollo y entrega de

un producto final de baja calidad al no poder ser debidamente controlado y

supervisado (No cumplimiento de la Misión).

Desde los años 80 se han venido desarrollando diferentes proyectos que han

integrado algunos de los subprocesos para complementar y compactar un poco

más las diferentes islas de información. Asimismo, en los 90 se instaló un

sistema de supervisión y control para las Turbinas, Generadores y Calderas

(Conductor + Infi 90), adicionalmente se automatizó el Sistema de

Secuenciación de Eventos (SOE) con un Sistema Realflex 4.0 bajo plataforma

QNX, y se han instalado diferentes Controladores Lógico Programables (PLC)

que han automatizado algunos de los procesos y pueden manejar

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Secuenciación de Eventos Local limitada, sin embargo la mayoría aún no se

encuentran integrados con los diferentes subprocesos.

Recientemente, con la inclusión de la nueva Ley Eléctrica de Venezuela, cada uno

de los MacroProceso que conformaban ENELVEN se han tenido que separar

para conformar empresas Operacional y Contablemente independientes, por tal

razón, ahora más que en tiempos anteriores se requiere que las Islas de

Información que conforman el Proceso de Generación de Energía Eléctrica

deban estar integradas para mitigar los factores contraproducentes que

provocan la carencia de efectividad y eficiencia de sus procesos, producto de la

falta de Integración.

Figura 2. Flujo del Proceso de Generación / Transmisión / Distribución de Energía Eléctrica.

Como se expone en la gráfica anterior, ahora ENELGEN no le estará

suministrando un servicio común a sus clientes internos, sino que debe cumplir

con parámetros estrictamente preestablecidos y por los cuales puede ser

penalizado (Financiera y legalmente) por la Legislación Gubernamental y sus

clientes como ENELDIS (Empresa de Distribución y Transporte de ENELVEN),

PDVSA o cualquier otra empresa a la cual le preste servicio.

Generación Transmisión DistribuciónControl de Caldera

Control de Turbina

Control del Generador

Control de Protecciones y Flujo Eléctrico

Control de Frecuencia-Volt

Control de Parámetros de calidad.

Voltaje-Frecuencia

ENELGEN ENELDIS ENELDIS PDVSA Otros Clientes

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En el año 2000 se realizó una Tesis de Grado ("Metodología para la Integración de

Sistemas Supervisorios" Ing.Leonardo Ortiz, Universidad de Los Andes.- Julio, 2000),

donde se estudia a nivel general los diferentes Centros de Control de

ENELVEN y sus niveles de Integración, adicionalmente, se hace una propuesta

basada en diferentes Metodologías de renombre mundial.

Este trabajo de Grado realizará un estudio de las metodologías de Integración

de sistemas heterogéneos y diseñará una propuesta concreta de Integración que

servirá como modelo para la adquisición de futuros sistemas. No solo se tomará

en cuenta el ambiente filosófico y teórico del Problema, sino que se

suministrará una solución práctica y viablemente benéfica para la integración

de las tareas asociadas a la Generación de Energía, permitiendo Optimizar sus

Procesos

1.2. El Problema:

1.2.1. La Corporación ENELVEN:

La C.A Energía Electrica de Venezuela (ENELVEN), es una empresa zuliana

con más de 100 años de tradición. Fundada en 1888, comenzó generando

energía electrica para el alumbrado de la ciudad Marabina. A comienzos del

siglo pasado, la empresa es vendida a la empresa Candian Electrical Power y

posteriormente es Nacionalizada bajo decreto Presidencial, convirtiéndose en

ENELVEN. Esta empresa se encargó de la Generación, Transmisión y

Distribución de la Energía Eléctrica de todo el Estado Zulia, hasta que por la

resolución de la Ley Eléctrica de Venezuela, se estableció la división Contable y

Estratégica de las empresas de este tipo, con la finalidad de crear una libre

competencia en las diferentes etapas del proceso eléctrico y mejorar los

estándares de calidad para los suscriptores.

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Actualmente, ENELVEN se encuentra conformada por un holding de empresas

que cumplen de forma independiente cada uno de los pasos del proceso

eléctrico, en conjunto a las empresas de soporte. Estas empresas se describen a

continuación (En el capitulo II se estudiará la cadena de valores de cada una de

estas empresas):

1.2.1.1. ENELDIS (ENELVEN Distribuidora):

Empresa encargada de la Transmisión, Distribución y Comercialización de la

energía eléctrica en la zona Occidental del Estado Zulia. Entre sus funciones se

encuentra la de mantener el sistema de subestaciones eléctricas en optimo

estado, supervisar y control el sistema de potencia en general, supervisar y

controlar las interconexiones con el SIN (Sistema Interconectado Nacional) ,

mantener el balance de las cargas de energía distribuida, cobranzas a los

suscriptores, entre otras funciones asociadas.

1.2.1.2. ENELCO (Energía Eléctrica de La Costa Oriental del Lago):

ENELCO, se encarga de la Distribución y Comercialización de Energía en la

región Oriental del Lago de Maracaibo. Al igual que ENELDIS, ENELCO se

encarga de mantener las subestaciones del área de Distribución de energía y de

la parte de Comercialización y cobranzas a los suscriptores.

1.2.1.3. ENELGEN (ENELVEN Generadora):

Esta empresa se encarga de mantener en optimo estado el parque de generación

de energía eléctrica de la región zuliana y de planificar el crecimiento de este

sector. ENELGEN, debe generar electricidad con parámetros óptimos de

calidad manteniendo una frecuencia adecuada (60 Hz) y niveles de voltaje

acordes a los requerimientos de los clientes distribuidores y transmisores de

energía eléctrica. El tipo de energía generada en la región es del tipo

termoeléctrica, a través de la quema de combustibles fósiles (petróleo o gas).

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ENELGEN cuenta con un parque de Generación de más de 1.189 MWatts,

distribuido en distintos puntos de la región zuliana. A continuación se puede

apreciar la ubicación de las diferentes plantas de ENELGEN:

Figura 3. Ubicación geográfica de las Plantas de ENELGEN.

ENELGEN, esta en la obligación de entregar a los clientes Transmisores y

Distribuidores de energía, electricidad con parámetros óptimos de calidad. Con

los estatutos de la nueva Ley Eléctrica de la Republica Bolivariana de

Venezuela, ENELGEN puede comercializar su energía generada a cualquier

empresa de transmisión o Distribución, sin importar su ubicación geográfica

dentro del ámbito nacional, sirviéndose de las líneas de transmisión de energía

de la región donde se encuentre, pagando una tarifa preestablecida de

transporte.

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1.2.2. Subprocesos de ENELGEN:

1.2.2.1. Generación de Energía

El proceso de Generación de energía termoeléctrica, consiste en la

transformación de la energía térmica en energía eléctrica, a través del

calentamiento de combustible que a su vez eleva la presión de vapores de agua,

provocando un giro acelerado y controlado de la turbina y ésta al rotor del

generador eléctrico. El generador se encarga de producir la Fuerza

Electromotriz (FEM) que es la Potencia producida luego de la conversión de

energía (Ver Proceso de Generación de Energía Termoeléctrica. Capitulo 2).

Para llegar a la generación de energía de éste tipo, se requiere la intervención

de etapas que servirán como insumo al sistema en general. Entre estos se

encuentran:

· Etapa de Combustible: Selección de combustible a ser quemado para

producir el calor necesario.

· Etapa de Combustión: Inyección del combustible al área de combustión para

encender el combustible y provocar la explosión de energía que provocará

en giro de la turbina.

· Etapa de Generación: Conversión de la energía mecánica (producto de la

energía térmica) a energía eléctrica mediante el giro del rotor y su

correlación con el estator.

· Etapa de enfriamiento del agua: Ciclo del agua para su reutilización.

En cada una de estas etapas, se requiere mantener una supervisión y control de los

procesos. Por ejemplo, para mantener la etapa de Generación, se requiere

monitorear: vibración de cojinetes (para mantener su posición), temperatura de la

turbina, generador, estator (para no desgastar el material del cual esta fabricado

por las recomendaciones del fabricante), Revoluciones por minuto (RPM, con la

finalidad de mantener una frecuencia fija en la salida.), entre otras variables de

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vital importancia para obtener un producto final optimo y eficiente: "Energía

Eléctrica a niveles de voltaje y frecuencia adecuados".

1.2.2.2 Supervisión y Control - Operaciones:

Otro de los subprocesos que se ayudan a la gestión de ENELGEN, es el de

Supervisión y control del Proceso de Generación de energía, debido a que se

requiere tener un monitoreo constante de las variables de campo (temperaturas,

corrientes, voltajes, frecuencia, vibraciones, etc.), de los elementos actuadores

(válvulas, interruptores, seccionadores, relés, etc.) y de los indicadores de proceso

que muestran el comportamiento de todo el conjunto (cálculos de Eficiencia,

Calculo del combustible -AGA3, para Gas -, entre otros).

1.2.2.3. Mantenimiento:

Las rutinas de Mantenimiento, deben estar perfectamente alineadas para evitar el

desperdicio. Se ha demostrado en estudios relacionados al mantenimiento de

equipos industriales, que al adaptar rutinas de mantenimiento eficientes y a

tiempo se puede alargar la vida útil de los dispositivos y su operación y

funcionamiento. El mantenimiento debe ser prioritario en los sistemas de

Generación de Energía para poder suministrar un producto optimo. En el caso de

ENELGEN, se tienen rutinas y personal de mantenimiento para cada una de las

áreas prioritarias, así se tiene:

· Mantenimiento Eléctrico: Para el manejo del mantenimiento de los equipos

alimentados eléctricamente (motores, relés, contactores, baterías, etc).

· Mantenimiento Mecánico: Para la supervisión y mantenimiento de los equipos

de trabajo mecánico (engranajes, supervisión de materiales externos e internos,

carcazas, rotor, etc).

· Mantenimiento de Instrumentos: Maneja la parte de Mantenimiento de equipos

de Instrumentación (termocuplas, RTDs, medidores, etc).

20

· Programador: Coordinador de todas las labores de mantenimiento

(actualmente se maneja a través del modulo PM -Plant Module- del Sistema

SAP).

1.2.2.4. Estadísticas:

Subproceso de recolección de datos y control de indicadores para el manejo de la

gestión. Todos los subprocesos y etapas del Sistema de Generación, sirven de

insumo a las Estadísticas, para poder obtener una visión general de la gestión.

1.2.2.5. Gerencial (Management):

Etapa liderizadora del proceso de Generación de energía. En éste subproceso, se

llevan a cabo las decisiones finales correspondientes al cumplimiento de los

objetivos, misión y visión de la empresa. Adicionalmente, se establecen las metas

alcanzables a corto, mediano y largo plazo de la organización.

1.2.3. Manejo Actual de los Indicadores de Gestión:

Los indicadores de Gestión son manejados por el subproceso de Estadísticas para

toda de la empresa ENELGEN, estos indicadores, permiten conocer el estado

actual de todos los subprocesos y por ende conocer el estado actual de la empresa.

Obviamente, entre la información que suministran los indicadores, se puede

conocer la eficiencia de sus procesos, áreas de mejoramiento (debilidades) y hasta

la Rentabilidad del Proceso en general.

Actualmente, los datos relacionados a las Estadísticas e indicadores de la empresa,

se manejan de forma manual, con herramientas obsoletas y con un procedimiento

fuera de línea (not realtime). Los reportes Gerenciales, se realizan de forma

mensual, sin permitir conocer a la Gerencia sobre el estado diario del Sistema,

mitigando la toma de decisiones oportuna ante cualquier contingencia presentada.

Adicionalmente, el sistema de manejo de indicadores se encuentra Administrado

21

por una sola persona que realiza la entrada de datos (manual) de otras

subsecuentes entradas de datos manuales (todas en Archivos compartidos de

Excel). Esto trae como consecuencia lo siguiente:

· Retardo en la información Gerencial: La información llega en periodos de

tiempo prolongados (mensualmente) para las necesidades de los lideres

(realtime).

· Entrada de Datos Inadecuada: La inclusión de datos dentro del sistema de

indicadores, se realiza de forma manual por los operadores en distintos centros

de control de las Unidades de generación, posteriormente es revisada por el

Administrador, quien a su vez incluye data de otros sistemas de forma manual.

Esto trae como consecuencia, errores en la inclusión de datos, tanto de lectura

(en los instrumentos de campo), como de transcripción (al escribir en las hojas

de excel), obteniendo una información poco veraz.

· Toma de decisiones extemporánea: Los lideres toman las decisiones mucho

tiempo después de ser requeridas, por la falta de información en línea.

· Inadecuado Manejo de Tendencias: Al contar con data errónea y extemporánea,

las tendencias del comportamiento del proceso de Generación (trending) no se

pueden visualizar de forma correcta, lo que provoca una mala visualización de

la dirección empresarial.

· Definición inapropiada de las variables de Gestión: el proceso de indicadores

de gestión debe suministrar data que ayude objetivamente a los lideres a la

toma de decisiones. No solo basta que los lideres sepan las veces que ha fallado

un equipo o no, sino que se requiere conocer la disponibilidad de es equipo o

dispositivo, la periodicidad de sus fallas, sus causas y como repercute esto en el

resto del proceso. Adicionalmente se necesita conocer a nivel macro la eficacia y

eficiencia de los diferentes subprocesos que ayudan a la gestión empresarial

con la finalidad de poder determinar la rentabilidad de la empresa en algún

momento determinado.

22

La importancia de tener bien definidos y contar con el conocimiento oportuno de

todas estas variables, etapas y subprocesos, así como su integración, permite a la

dirigencia de la organización, conocer las áreas de mejora de la empresa, sus

periodos críticos en función del tiempo, reconocer la necesidad de cambios de

paradigmas y la toma de decisiones a tiempo para el mejor manejo de la gestión y

así asegurar la perpetuidad de la empresa.

1.3. Objetivos:

1.3.1. Objetivo General:

Analizar e Implantar un Sistema de Información Gerencial Automatizado, que

integre los datos obtenidos de los diferentes Sistemas de Supervisión y Control de

la Planta Eléctrica Ramón Laguna de la empresa ENELGEN.

1.3.2. Objetivos Específicos:

· Identificar las Islas de Información de la empresa ENELGEN en los Procesos

Operacionales y Gerenciales.

· Analizar el proceso Actual de Integración.

· Capturar los Requerimientos Operacionales y Gerenciales en materia de

Integración de los Sistemas de ENELGEN.

· Identificar los Datos y Sistemas Susceptibles a ser Integrados según

requerimientos de los usuarios.

· Definir un modelo y sistema de integración para las Islas de Información

existentes en ENELGEN.

· Implantar el Sistema de Integración idóneo para los subprocesos básicos de

Producción de Energía Eléctrica de ENELGEN, permitiendo ser base de futuras

integraciones en la empresa.

23

1.4. Alcance de la Investigación:

La presente investigación trata sobre el Análisis e Implantación de un Sistema de

Integración Automatizado para los procesos Gerenciales y de Adquisición de

Datos y Supervisión de las Unidades de Generación Eléctrica de ENELGEN. Los

Objetivos planteados se alcanzaran mediante el análisis y estudio de los

subsistemas actuales dentro de la empresa, así como la selección de una

metodología idónea para la evaluación del sistema de integración idóneo y su

implementación.

Se realizaran cuadros comparativos entre los diferentes sistema existentes en el

Mercado, análisis costo/beneficios de los mismos, se evaluaran los requerimientos

y necesidades de los líderes y personal de Operaciones que requiere información

en tiempo real y por ultimo se implementara y evaluaran los resultados de la

investigación.

1.5. Delimitación de la Investigación:

El presente trabajo de investigación, se realizó en las instalaciones de la C.A

Energía Eléctrica de Venezuela Generadora (ENELGEN), cuyas oficinas y Planta

de Generación principal se encuentran en la Av. 17 Los Haticos, sector La Arreaga,

en la ciudad de Maracaibo Edo. Zulia. El desarrollo de la investigación, se realizó

específicamente en la Unidad de Activos (UDA) de Generación.

La investigación se inició en el mes de Julio de 2001 hasta el mes de Febrero de

2002. El área de trabajo abarcó temas referentes al área de Sistemas

Computacionales (Programación y configuración de Interfaces), Integración de

Sistemas Heterogéneos, Telecomunicaciones (Propuesta de Plataforma de

Telecom) Sistema de Potencia Eléctrica (Estudio del Sistema de Potencia), Procesos

de Generación de Electricidad.

24

1.6. Resultados esperados:

Aparte de alcanzar los objetivos específicos planteados, al finalizar ésta

investigación se espera obtener los siguientes resultados:

• Validar la metodología de Integración de Sistemas de Control y Adquisición de

Datos (compendio de metodologías).

• Definir las Islas de Información o subsistemas a ser integrados.

• Identificar de forma objetiva el problema actual de integración, quienes son los

entes envueltos en el problema (a quien le sucede el problema) y como y

cuando éste sucede a través de las herramientas metodológicas.

• Capturar de manera objetiva los requerimientos de los clientes y usuarios de

las islas de información de plantas.

• Definir la data de las diferentes islas de información susceptible a ser integrada.

• Identificar las diferentes herramientas existentes en el mercado para realizar

integración de sistemas de redes de procesos en tiempo real y seleccionar a

través de análisis técnicos y costo/beneficio la que mejor se adapte a las

necesidades de ENELGEN.

• Definir la plataforma definitiva de integración y sus arquitectura y

componentes asociados.

25

CCaappiittuulloo IIII MMaarrccoo TTeeóórriiccoo

26

2. Marco Teórico:

2.1. Modelo de Negocios de ENELVEN-ENELGEN:

El modelo de Negocios de la Corporación EENELVEN, está basado en la cadena de

valores correspondiente a cada uno de sus procesos. Como todo proceso industrial,

se requiere tener una base productora (caso eléctrico: Generación), Distribución del

producto (Caso eléctrico: Transmisión, Distribución) y la comercialización de esos

productos (Comercialización, cobranzas y ventas). Cada uno de los procesos hasta

llegar al consumidor final, están soportados por sectores bases que ayudan al

manejo de la gestión.

Figura 4. Cadena de Valores de ENELVEN.

En el caso de la corporación ENELVEN y en especial ENELGEN, los procesos de

soporte manejan la Gerencia del negocio, Finanzas de la empresa, contraloría de

los procesos administrativos e informáticos, soporte tecnológico y Automatización

de procesos.

27

La Cadena de Valores de ENELVEN, lleva de una forma congruente y secuencial,

el manejo de los procesos del negocio.

Figura 5. Cadena de Valores ENELGEN

2.2. Marco Legal. Nueva Ley Eléctrica (Marco Regulatorio):

La aprobación de la nueva Ley Eléctrica en Venezuela, además de garantizar un

marco legal estable para todas las empresas operadoras del sector eléctrico, les

exige a estas últimas el cumplimiento de un estricto reglamento de servicio a fin de

garantizar la calidad y confiabilidad del fluido eléctrico en los puntos de entrega a

sus diferentes clientes. Con el reglamento y sus normas surgirán nuevos e

importantes beneficios para los suscriptores, entre los cuales se pueden mencionar:

· Indemnizaciones por Energía no Servida.

· Compensaciones por Mala Calidad del Suministro Eléctrico recibido.

· Resarcimiento por daños a equipos causados por fallas en el suministro

eléctrico.

La primera Ley de Electricidad de Venezuela hace hincapié en la calidad del

servicio que las empresas prestan a sus clientes, con disposiciones de obligatorio

(Presidencia, Finanzas, Contraloría,

PROCEDATOS Soporte (Telecom, Informática, Automatización)

Alimentación Combustible

Conversión

Termica/Mecanica (Turbina)

Conv.Mecanic/Electr

. (Generador)

Tx

Aumento(13 5 / 138

Entrega de

Energía

Control de Procesos

Mantenimiento Eléctrico/Mecánico/Instrumentación

28

cumplimiento de prestar un buen servicio al público, condición de la cual

dependerán las tarifas y cuyos lineamientos generales están igualmente

establecidos en el texto legal.

La ley prevé mecanismos de compensación a los clientes por los daños que se

produzcan en los equipos al momento de generarse una falla que sea

responsabilidad de las empresas.

Para las compañías que cumplan con sus clientes hay previsiones que garantizan

su operatividad y rentabilidad.

El instrumento legal contempla crear un ente regulador independiente con cinco

directores, lo que eliminaría la figura de la actual Comisión Reguladora de Energía

Eléctrica (CREE).

Las actividades de generación, transmisión y distribución están separadas como

unidades de negocio claramente diferenciadas.

Por ello, se incluye la figura de la Empresa Nacional de Transmisión que unificará

la operación, mantenimiento y expansión eléctrica en la red troncal del país,

además de optimizar el uso de los recursos humanos y financieros dedicados a la

operación y mantenimiento del sistema de transmisión de las empresas existentes.

También unificará las normas y procedimientos de operación y mantenimiento, lo

que se traduce en menores costos y en el mejoramiento de la confiabilidad del

servicio.

Con la Empresa Nacional de Transmisión el costo del proceso de transmisión será

manejado por todo el sector, lo que facilitará la regulación del servicio y la

implantación del principio del libre acceso a la red, requisito indispensable para la

libre competencia en el área de la generación. Además, los clientes industriales y

comerciales de alto consumo podrán contratar sus necesidades directamente con

esta compañía.

Los extractos principales de la Ley pueden ser consultados en el anexo 1.

29

2.3. El Sistema Eléctrico:

El Sistema Eléctrico se encuentra compuesto por diferentes etapas que contemplan

en desarrollo del producto eléctrico (Generación) a través de procesos de

conversión de energía (Hidráulica: del agua, Térmica: de la quema de combustibles,

Eólica: movimiento del viento, Química: por electrólisis, Nuclear: por fusión

Nuclear, entre otras), adicionalmente se requiere transportarla a niveles de tensión

seguros y que garanticen la menor perdida de energía posible, dado los fenómenos

capacitivos de las líneas y perdidas por el conductor. El transporte de Energía se

realiza entre Subestaciones donde se controlan y protegen los equipos y variables

de calidad (Voltaje, Frecuencia, Factor de Potencia, entre otros), ésta fase del

proceso se le llama Transmisión de energía y comúnmente se encuentra en niveles

altos de tensión (Ej. 230 KV, 138 KV, 400 KV, etc).

La siguiente fase corresponde a la Distribución, que contempla el transporte de

energía eléctrica hacia los clientes finales, donde se tiene un subproceso de

transformación a bajo nivel (Ej. 24 KV/220 V/120 V) para ser tomada por los

suscriptores del servicio. El proceso de Distribución, también cuenta con

Subestaciones de control, protección y supervisión de los parámetros de calidad

del servicio eléctrico.

A continuación se presenta un gráfico con cada una de las etapas del proceso:

30

Figura 6. Sistema Eléctrico

2.3.1. Descripción del Sector Eléctrico en Venezuela:

La Industria Eléctrica Venezolana cuenta con una capacidad nominal instalada de

20.323 MW, de los cuales el 65% lo constituyen plantas hidroeléctricas ubicadas en

Guayana y en los Andes.

En el año 2000 se generaron 82.559 GWh aportando la hidroelectricidad el 76% de

energía. El resto lo produjeron centrales termoeléctricas con turbinas a vapor y a

gas, así como centrales diesel. En la generación termoeléctrica se consumieron 42,6

millones de barriles equivalentes de petróleo (B.E.P.), de los cuales el 68,5%

correspondió al gas metano.

Las principales plantas eléctricas, tanto térmicas como hidroeléctricas, están

interconectadas mediante un sistema de líneas de transmisión y Subestaciones que

operan a 765, 400 y 230 kV, y en conjunto tienen una longitud de 11.040 kms.

De las Subestaciones se desprenden líneas a 138, 115, 69 y 34,5 kV que alimentan a

más de 3.500 centros poblados donde habita el 95% de la población del país.

31

En el año 2000, un total de 4.478.699 clientes consumieron 61.161 GWh. El consumo

de los clientes residenciales fue de 15.179 GWh para un promedio de 3.832

kWh/año. El consumo equivalente del sector residencial es de 3.823 kWh-año.

En la actualidad existen 13 empresas de servicio eléctrico, de las cuales 8 son de

capital privado y 5 de capital público.

Existen cuatro interconexiones de baja capacidad con países vecinos, tres con

Colombia y una con Brasil.

También integran el sector:

· El Ministerio de Energía y Minas (MEM) es el órgano rector del sector.

· CAVEINEL, Cámara que agrupa todas las empresas de servicio público;

· OPSIS que opera el sistema interconectado.

· CODELECTRA que emite normas generales para los fabricantes de materiales y

equipos que utiliza el sector.

Para adaptarse a la Ley del Servicio Eléctrico del 21/09/1999, modificada el

27/09/2001 por la Asamblea Nacional, las empresas deberán realizar la separación

jurídica de sus actividades de generación, transmisión, distribución y

comercialización. Además se creará un mercado mayorista no regulado y otro de

venta al detal, cuyos precios serán regulados.

El Sector Eléctrico Venezolano, se encuentra representado por las empresas

eléctricas del país, distribuidas a lo largo del territorio Nacional. Las empresas

privadas y gubernamentales, así como el tipo de servicio que prestan se observa a

continuación:

32

Figura 7. La Industria Eléctrica Venezolana (Fuente:

www.caveinel.org.ve)

2.3.2. Generación de Energía Termoeléctrica en ENELGEN:

Es la principal fuente de producción del Sistema Eléctrico de ENELGEN. La

electricidad que se produce en las plantas de la empresa constituyen el 35% de la

demanda de la región, debido a que el 65% restante lo cubre la interconexión con el

Sistema Eléctrico Nacional (SIN) con la Central Hidroeléctrica del Caroní

(EDELCA).

Las etapas del Sistema de Generación, están constituidas de la siguiente forma:

• Generador :

El Generador o Unidad Generadora, se encarga de producir la energía eléctrica a

través de la transformación de la energía mecánica a eléctrica. El fenómeno se

presenta al hacer mover un Rotor, con una serie de magnetos o imanes dentro de

33

bobinas de cobre, sobre la superficie de un estator, donde se produce un campo

magnético y el movimiento acelerado de electrones que provocan una F.E.M

(Fuerza Electromotriz) y a su vez un flujo eléctrico.

Figura 8. Generador Eléctrico

Los generadores trifásicos que se emplean en las centrales de energía eléctrica se

rigen por la velocidad de sus máquinas motrices. Cuando se emplean turbinas de

vapor suelen usarse turbogeneradores bipolares de 60 HZ, 3600 R.P.M. La

potencia límite de los turbogeneradores se ha podido elevar de manera notable

gracias a la refrigeración directa por hidrógeno del arrollamiento del rotor, y la

refrigeración directa a base de hidrógeno o de líquido del arrollamiento de estator.

Según el factor de potencia con el que opera, un generador puede clasificarse en

sobreexcitado o subexcitado.

Un generador sobreexcitado es aquel que opera con una factor de potencia de

atraso, generando potencia reactiva. Por el contrario un generador subexcitado es

aquel cuyo factor de potencia está en adelanto, por lo que absorbe potencia

reactiva.

Los controles básicos ejercido sobre los generadores son los siguientes:

Control de la potencia de salida: está dado por la potencia de salida de el eje de la

turbina menos las perdidas pro fricción.

Psalida = Peje – Pfricción

34

Esta potencia se controla por medio de gobernadores automáticos que ordenan el

cierre o apertura de paletas en caso de hidrogeneradores y de válvulas en caso de

turbogeneradores.

Control de la tensión terminal: para mantener la tensión en los terminales de un

generador sincrónico dentro de los valores deseados es necesario controlar la

potencia reactiva que debe entregar o absorber la unidad generadora.

Las tensiones y por consiguiente la potencia reactiva de una máquina se controlan

por medio de su sistema de excitación.

· Turbina :

La turbina es una máquina que transforma la energía térmica en energía cinética

Figura 9. Turbina

Está constituida por tres partes: el compresor, la cámara ó área de combustión y el

expansor. El compresor toma el aire del ambiente y lo comprime,

proporcionándole energía de presión. El aire comprimido pasa a la cámara de

reacción, donde se inyecta el gas natural o combustible y tiene lugar la combustión.

Los gases de combustión resultantes abandonan la cámara de combustión con una

TurbinaCompresor

Area deCombustión

Inyectores de

CombustibleEscape de Gases

Shaft

35

temperatura de unos 1.100ºC y una presión en torno a los 15 bar, es decir, con un

valor energético muy alto. Los gases de combustión atraviesan el expansor

cediendo parte de su energía al rotor del mismo. El rotor hace girar al compresor y

al generador de la turbina, donde se produce energía eléctrica.

Los gases que abandonan la turbina de gas lo hacen a una temperatura de unos

500ºC y a una presión ligeramente superior a la del ambiente, esto significa que los

gases todavía poseen una cantidad, nada despreciable, de energía térmica y que,

por tanto, sería un desperdicio devolverlos a la atmósfera. El objetivo de la caldera

de recuperación es captar la energía aprovechable de los gases de escape que

abandonan la turbina de gas para producir vapor de agua. El vapor que se produce

en la caldera de recuperación se expande en la turbina de vapor, haciendo girar el

generador al que ésta se encuentra unida y produciendo energía eléctrica adicional

a la obtenida en la turbina de gas. El vapor que abandona la turbina de vapor pasa

a estado líquido en el condensador; de esta forma, se cierra el ciclo de agua,

pasando a la caldera de recuperación.

Los gases que abandonan la caldera tienen una temperatura en torno a los 100ºC y,

por lo tanto, todavía poseen una pequeña cantidad de energía que no se puede

aprovechar ya que, si enfriáramos los gases por debajo de estas temperaturas, nos

encontraríamos con problemas químicos y de corrosión que dañarían la caldera de

recuperación.

Una variante de los ciclos combinados es la cogeneración que, básicamente, es un

ciclo combinado cuyos productos son electricidad y vapor. Parte del vapor

obtenido en la caldera de recuperación se deriva al proceso productivo de la

planta.

Los ciclos combinados también se integran en otras tecnologías, como el lecho

fluido o la gasificación integrada con ciclo combinado, en las que, a partir de

carbón, se obtiene un gas de carbón que se quema en el ciclo combinado en lugar

de gas natural.

36

Figura 10. Detalle de la Turbina

El área de combustión, es el área donde se inyectan los elementos propios

(oxigeno, elemento combustible, calor) para producir la combustión. La cámara de

combustión, está compuesta por los inyectores y los retenedores de llama (flame

holder o "can"). A continuación se presenta una figura descriptiva del flame holder:

Figura 11. Cámara ó área de Combustión

Turbina Compresor

Inyectores de Combustible

Flame holder

37

· Calderas:

La caldera de vapor tiene por cometido calentar el agua de alimentación hasta

llevarla a la saturación, vaporizar la misma y recalentar el vapor. Para la caldera

son esenciales la clase y propiedades del combustible, pudiendo utilizar uno o dos

tipos de combustible, como es el caso de las plantas de vapor.

Los componentes más importantes que conforman una caldera son:

Economizador: el agua que va a la caldera pasa antes por el economizador, cuyo

nombre radica en su característica de ahorrar combustible, ya que actúa como

precalentador al hacer que los gases que despide el horno agreguen calor al agua

antes de que ésta entre en la caldera. El economizador está compuesto de tubos

horizontales de diámetro menor a los de la caldera para mejorar la transferencia de

calor y por los cuales pasan los gases que despiden la caldera.

Calentador de aire: tiene como función transferir parte del calor de los gases al aire

de combustión.

Ventilador de tiro inducido: es utilizado para desplazar los gases a través de la

caldera, ya que el economizador y el calentador de aire oponen resistencia natural

al flujo de los mismos.

Ventilador de tiro forzado: tiene como función impulsar el aire de combustión al

horno de la caldera.

Sobrecalentador o supercalentador: tiene como función tomar el vapor de las

extracciones de turbina de alta presión, el cual tendría baja temperatura y presión,

para recalentarlo y enviarlo de nuevo a la turbina de media presión.

Hogar: es la parte de la caldera donde se lleva a cabo la combustión.

Bombas de alimentación: son las encargadas de suministrar el agua de

alimentación requerida por la caldera.

38

Bombas de circulación: suministran el agua de enfriamiento necesaria en el

condensador para la producción de condensado.

Domo: tanque regulador donde se realiza la evaporación del agua de alimentación,

separando el vapor del líquido, el domo está ubicado en la parte superior de la

caldera.

· Transformador Elevador:

Ésta etapa del proceso de Generación de energía consiste en elevar los niveles de

tensión generado (Ej. de 13.8 KV a 138 KV) con alto potencial energético para las

subsiguientes etapas de Transformación y Distribución. El transformador, es un

aparato estático, el cual mediante inducción magnética transfiere la energía

eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente de energía hasta otro

conectado a la carga, variando generalmente los parámetros de entrada(voltaje y

corriente) para adaptarlos al centro de consumo. En el tramo de generación el

transformador de potencia se acopla la máquina o unidad generadora para elevar

la potencia al nivel de transmisión(115 Kv o 230 Kv). Los transformadores de

potencia un sistema de regulación que permite mantener constante la relación

entre la potencia de entrada y la de salida. El dispositivo de maniobra más

frecuentemente utilizado es el “Cambiador de tomas o Taps”, que permite

aumentar o disminuir el número de espiras de un arrollado con respecto a otro.

· Breakers de Salida:

En conjunto con las, protecciones, seccionadores y reconectadores (reclosers). Es un

equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar circuitos eléctricos, con la

capacidad de soportar la corriente de servicio en condiciones normales o la de

corto circuito en caso de fallas en la red. El interruptor es construido para una

tensión de diseño, para la cual el fabricante garantiza su equipo bajo condiciones

de régimen permanente, tomando como base las normas internacionales

establecidas por la IEC.

· Transformador de Corriente:

39

Es un equipo cuya función es reducir a valores no peligrosos y normalizados, las

corrientes de una red eléctrica a objeto de alimentar instrumentos de medición,

protecciones y otros aparatos analógicos. En estos transformadores la intensidad

del terminal secundario(conexión a equipos de medición) es proporcional a la

intensidad del terminal primaria(conexión a equipos que se desea medir) y

desfasada en relación a la misma en un ángulo cercano a 0 para una conexión

adecuada.

ENELGEN, como empresa líder del sector de generación de energía termoeléctrica

en el país, cuenta con un parque de generación instalado de unos 1.211 Mwatts,

distribuidos en las siguientes Plantas Generadoras en el estado Zulia:

• Planta Urdaneta: 369 Mwatts (Sur de Maracaibo. Mcpio. San Francisco)

• Planta Ramón Laguna: 684 Mwatts (Maracaibo. Los Haticos)

• Planta Concepción: 32 Mwatts (Sur Maracaibo. La Concepción)

• Planta San Lorenzo: 38 Mwatts (Sur Costa Oriental del Lago)

• Planta Casigua: 38 Mwatts (Sur Costa Occidental del Lago)

• Planta Santa Barbara: 50 Mwatts (Sur del Lago)

Sin embargo la disponibilidad de generación de ENELGEN es de unos 500 Mwatts

y la demanda promedio en la región Zuliana es de unos 1400 Mwatts, por lo que

ENELGEN suple el 35 % de la demanda del sector. Este porcentaje de producción

de energía es muy importante para la región y para todo el País, debido a que se

suma al parque alterno de energía, que en caso de contingencias del sector

hidráulico (como la que se atraviesa actualmente - 2001-2002) soporta la demanda

de los sectores principales de ingresos, tales como: el sector petrolero (principal

fuente de ingresos del país) con unos 100 Mwatts de demanda, zona sur del Lago

de Maracaibo (ganadería, agricultura), zona Industrial Occidental, Hospitales de la

región Occidental, entre otros.

Para poder garantizar de forma automática, la continuidad del servicio a los

clientes principales ante fallas en el sector eléctrico, las empresas que conforman

40

ENELVEN (ENELGEN, ENELDIS) tienen implementado un sistema de Bote de

Carga o E.L.C (por sus siglas en ingles: Emergency Load Control) que se encarga

de discriminar los circuitos preferenciales del sistema de potencia y permitir que

mantengan el servicio eléctrico hasta llegar a las peores condiciones.

El Bote de Carga ó ELC, funciona bajo dos modalidades:

Bote de Carga por Bajo Voltaje: Constituye la primera etapa del bote de carga, y

envía comandos a los interruptores asociados a los circuitos "no" preferenciales

para su apertura.

Bote de Carga por Frecuencia: El ELC por frecuencia, posee diferentes etapas

dependiendo de los rangos de frecuencia. La frecuencia nominal para el sistema

eléctrico en Venezuela es de 60 Hz, y a partir de éste valor se coordinan las

protecciones de las diferentes Subestaciones para disparar las etapas de

baja/alta frecuencia. Se considera que al haber una baja frecuencia en el sistema

de Generación, se están forzando los equipos generadores de las plantas, y si

existe una alta frecuencia en relación a la nominal, el equipo generador está

sufriendo una Motorización. Ambas condiciones, pueden provocar una fallas

altamente costosas en el generador y los equipos asociados.

El parque de generación de ENELGEN se encuentra resumido en la siguiente

lamina (Fuente CAVEINEL):

Figura 12. Parque de Generación de ENELGEN vs. Demanda (Fuente: www.caveinel.org.ve)

41

2.3.3. Transmisión de Energía Eléctrica en el Estado Zulia:

El proceso de transmisión de energía eléctrica, consiste en el servicio de transporte

de la electricidad a los diferentes lugares donde se requiera.

La fase de transmisión se realiza a través de largos conductores o líneas de

transmisión, llevando el producto generado (electricidad) a las Subestaciones

remotas , para así, llevar el control y supervisión de las diferentes variables

(Voltaje, frecuencia, potencia activa, reactiva, aparente, etc.). De la misma forma, en

el proceso de transmisión se protegen las líneas, transformadores, interruptores y

todo el equipamiento que se requiere para el control de toda ésta energía.

2.3.3.1. Subestaciones:

Son entidades cuya función es fungir como punto de relevo en la red de

transmisión, con el fin de mantener una potencia determinada que garantice el

cumplimiento de los requerimientos de carga(consumo) aún en el punto más

remoto del sistema.

Están conformadas por un conjunto de equipos que le permite servir de punto de

conexión entre la generación y la distribución de la energía, lo que diferencia el

espacio físico abarcado por la subestación en diferentes tramos. Se define como

tramo el enlace entre elementos del sistema eléctrico con cualquier elemento

perteneciente a una subestación.

Las Subestaciones, se clasifican según el tipo de configuración de sus elementos

seccionadores de carga (interruptores) y su conexión con los elementos estáticos

(transformadores, capacitores, inductancias, barras, etc.). En el Anexo 2, se tienen

los diferentes tipos de Subestaciones según su configuración y Barra.

42

KV Cantidad Capacidad

400/230 1 1350

230/115 2 700

230/138 3 999

138/24 29 2163

24/8 8 212.4

13.8/138 4 1707.9

34.5/6.9 2 17

115/24 1 52

Tabla 1. Detalle de Subestaciones de ENELDIS

2.3.3.2. Interruptores:

Forma parte de los equipos de maniobra en conjunto con los seccionadores y

reconectadores (reclosers). Es un equipo de potencia diseñado para abrir o cerrar

circuitos eléctricos, con la capacidad de soportar la corriente de servicio en

condiciones normales o la de corto circuito en caso de fallas en la red. El

interruptor es construido para una tensión de diseño, para la cual el fabricante

garantiza su equipo bajo condiciones de régimen permanente, tomando como base

las normas internacionales establecidas por la IEC.

2.3.3.3. Líneas:

Los niveles de voltaje, cantidades y longitudes de las lineas existentes en el el

estado Zulia es la siguiente:

43

KV Cantidad Longitud

(Km.)

Líneas de Transmisión

230 7 132

138 20 1574

115 1 55

Líneas de Subtransmisión

24 12 53.5

34.5 2 22

Circuitos de Distribución

24 127 1100.3

8 47 140.6

Tabla 2. Distribución de las Líneas y Circuitos de ENELDIS

2.3.3.4. Transformadores:

Es un aparato estático, el cual mediante inducción magnética transfiere la energía

eléctrica de un punto del sistema conectado a la fuente de energía hasta otro

conectado a la carga, variando generalmente los parámetros de entrada(voltaje y

corriente) para adaptarlos al centro de consumo. En el tramo de generación el

transformador de potencia se acopla la máquina o unidad generadora para elevar

la potencia al nivel de transmisión (115 Kv o 230 Kv). Los transformadores de

potencia un sistema de regulación que permite mantener constante la relación

entre la potencia de entrada y la de salida. El dispositivo de maniobra más

frecuentemente utilizado es el “Cambiador de tomas o Taps”, que permite

aumentar o disminuir el número de espiras de un arrollado con respecto a otro.

44

2.3.3.5. Seccionadores:

Es un equipo de maniobra diseñado para abrir un circuito eléctrico energizado o

no, pero sin circulación de corriente de carga o corto circuito. Para efectos de

operación, se pueden clasificar en seccionadores de barra, de línea y de puesta a

tierra. Los primeros se utilizan para aislar o transferir un circuito, mientras que el

último se emplea para operaciones de mantenimiento e inspecciones.

2.3.4. Distribución de Energía Eléctrica en el Estado Zulia:

La empresa encargada del proceso de Distribución y Comercialización de la

energía eléctrica en el estado Zulia, es la empresa ENELDIS Distribuidora. Ésta

empresa cumple con la Misión de suministro de energía a los clientes

residenciales, Industriales y Comerciales, además de coordinar la facturación y

cobranza a los clientes.

ENELDIS, en la parte de Distribución, cuenta con una carga netamente residencial,

siendo éste tipo el 97% de su tipo de carga principal. A continuación se presenta un

cuadro con la cantidad de suscriptores por tipo de carga.

Tipo de Carga 1998 1997 1996 1995 1994

Residencial 331.398 311.722 290.848 272.276 258.133

General 37.626 36.160 33.916 32.303 28.384

Industrial 8.187 8.569 8.985 9.172 9.400

Primario 266 272 278 286 290

Otros*** 1.635 1.642 1.612 1.590 1.423

Total 379.112 358.365 335.639 315.627 297.690 *** Se refiere a los clientes medidos en alta tensión (Sector Petrolero, Riego, Alumbrado Publico y legalización del Servicio).

Tabla 3. Cantidad de Clientes por tipo de Carga.

45

Los Niveles de Tensión manejados en la parte de Distribución van desde los 24 KV,

hasta los 8 y 6.9 KV, estos niveles son reducidos a través de Transformadores tipo

Pole Top (Poste) a 220 / 120 Volts. Para clientes residenciales y también a 480 volts.

Para algunos clientes comerciales e industriales.

Distribución de los Clientes (Ventas/Cantidad de Suscriptores)

Figura 13. % Ventas de Energía por Sector

De las Ventas (GWh)

Industrial5% General

19%

Primarios y Otros27%

Residencial49%

46

Figura 14. % Suscriptores por Sector

La tendencia de la cantidad de suscriptores en la región tiene un pujante aumento

interanual del 6,4% en los últimos tres (3) años. Del total el 87% corresponde a

suscriptores residenciales. Para 1998, el total de los suscriptores de ENELDIS fue:

379.112. A continuación se presenta una gráfica de la tendencia de suscriptores por

año (desde 1993 a 1998):

Figura. 15. Incremento de Suscriptores desde el año 1993

De los Suscriptores Industrial2%

General9%

Primarios y Otros0%

Residencial89%

291 298 316 336358 379

050

100150200250300350400

93 94 95 96 97 98

Incremento de Suscriptores

47

Figura 16. Resumen Consumo/Facturación/Clientes (Fuente ww.caveinel.org.ve)

Como parte del proceso de Automatización de procesos dentro de ENELDIS,

actualmente, se está configurando e instalando el Sistema DMS (Distribution

Management System) para el manejo de todas las variables del Sistema de

Distribución y Comercialización de energía. Este Sistema permitirá supervisar y

controlar los diferentes dispositivos de campo y variables asociadas al proceso,

desde la inclusión de un nuevo medidor o inicial, su ubicación geográfica (a través

de Sistemas GIS), ubicación de unidades vehiculares y cuadrillas de atención de

reclamos (a través de Sistemas Satelitales -GPS-) hasta el control y monitoreo de las

Subestaciones de Distribución.

2.3.5. Sistema Interconectado Nacional (SIN):

En el Sistema Interconectado Nacional (S.I.N), se encuentran interconectadas

eléctricamente las principales empresas generadoras del país, entre estas se

encuentran: CADAFE, CVG-Electricidad del Caroní (EDELCA), Electricidad de

Caracas (E. de C.) y Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN). Estas cuatro

grandes generadoras de electricidad operan el Sistema Interconectado a través de

la Oficina de Operaciones del Sistema Interconectado -OPSIS- y del Centro de

Control Nacional para la red troncal de transmisión y el despacho de generación

acreditada al Sistema.

48

De los 19.282 MW instalados en Venezuela, el 60 por ciento es hidráulico,

principalmente de las plantas Guri y Macagua I y II, de CVG-EDELCA y el 40 por

ciento es térmico, compuesto por unidades de Vapor y Gas.

El 85 por ciento del sistema eléctrico nacional está interconectado a través de líneas

de transmisión de alta y muy alta tensión (230, 400, y 800 Kv), que se extienden

hacia el centro, oriente y occidente del País, para servir al 90 por ciento de la

población. El otro 10 por ciento está servido por Sistemas y Plantas aisladas.

Figura 17. Sistema Interconectado Nacional

OPSIS, se encarga de coordinar todas las operaciones que involucran cambios en

las topologías del Sistema Interconectado Nacional y el acoplamiento con sistemas

de potencia de otros países (Interconexiones con Colombia y Brasil).

49

La capacidad de energía eléctrica instalada en el territorio Nacional, es la siguiente:

Figura. 18. Resumen de Generación /Demanda Nacional (Fuente: CAVEINEL)

Del cuadro anterior, se puede asumir con respecto a ENELGEN (valores asociados

a ENELVEN/ENELCO), que ésta representa:

· El 15.83% de la demanda total del país.

· El 6.2% de la capacidad total de Generación instalada en Venezuela.

· El 5.87% de la Generación Total del País.

· El 10.86% de la capacidad Térmica instalada en el País.

50

2.4. El Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos:

Todos los procesos industriales requieren ser monitoreados constantemente, con la

finalidad de poder controlar todas las variables del sistema y determinar en tiempo

real las necesidades de mejora que existen. En los procesos de generación,

transmisión y distribución de energía eléctrica, es de suma importancia mantener

controlado, a tiempo completo, las subestaciones, equipos de planta y otros

dispositivos o equipamientos que generan y transportan el producto eléctrico hasta

los suscriptores.

Normalmente para el manejo del común de los procesos industriales, se utilizan

sistemas que supervisen remotamente los dispositivos y variables de campo, éste

tipo de sistemas son llamados Sistemas SCADA por sus siglas en ingles System

Control and Data Acquisition (Sistema de Control y Adquisición de Datos).

Un Sistema SCADA, se encuentra principalmente conformado por los siguientes

componentes:

· Sistema Central: Sistema Supervisorio, donde se reportan todas las variables,

extraidas del campo por la Unidades Terminales Remotas (RTU) y dispositivos

finales (transductores, IED, reles, sensores, entre otros).

· Unidad Terminal Remota: ó RTU (Remote Terminal Unit) son dispositivos

electrónicos capaces de recoger información de campo y retransmitirla a un

centro de control. Las RTUs, son generalmente compatibles con un cierto

número de protocolos de comunicación, el cual debe ser interpretado tambien

por el centro de control o por algun tipo de interprete previo al sistema de

control. Las Unidades Terminales Remotas, cuentan con interfaces,

especialmente diseñadas para realizar la recopilación de los datos, así se tiene:

· Tarjetas Digitales de Entrada (DI): también llamadas tarjetas de

indicaciones binarias, se encargan de recoger y procesar las señales discretas

(digitales) de campo y preprocesarlas para ser interpretadas y

empaquetadas por la RTU. Generalmente estas señales son asociadas a:

51

estados de interruptores (open/close/disturb), alarmas de puertas

(abierto/cerrado), estados de válvulas, estados de motores, alarmas, entre

otras.

· Tarjetas Digitales de Salida (DO): son las encargadas de procesar los

comandos y señales de salidas hacia los actuadores en campo. Éste tipo de

tarjetas, cuentan con relés de estado sólido que transmiten un pulso a otro

relevador ó equipo terminal, con la finalidad de ejecutar ó cambiar algun

estado en especifico. Generalmente asociados a: comandos de apertura y

cierre de interruptores, encendido/parada de motores, válvulas, etc.

· Tarjetas Analógicas de Entrada (AI): Estos dispositivos cuentan con

convertidores analógicos/digitales, con la finalidad de digitalizar las

señales fluctuantes de campo y pasarlas a la RTU. Ejemplo: señales de

temperatura, corriente (intensidad), voltaje (volts), frecuencia (Hz), entre

otras señales. Este tipo de equipo, posee también un escalamiento

predefinido para el tipo de señal a manejar y así poder suministrar una

mejor precisión al sistema central (ejem: 4-20 ma, 11 bits, 1-100 ma, etc).

· Tarjetas Analógicas de Salida (AO): Generalmente utilizadas para el envío

de set points a equipos terminales inteligentes (cambiadores de tomas de

transformadores, elevadores de temperatura, etc.). Estos dispositivos se

basan en el mismo procedimiento de las AI, pero envían un valor escalable

al equipo terminal inteligente.

· Contadores (CV): ó también llamados Acumuladores, se encargan de

contabilizar pulsos enviados por algún dispositivo final. Los contadores

poseen un escalamiento finito, relacionado al mínimo y máximo numero a

contar (por ejemplo: desde 0 a 100000), luego de que llegue al número final,

nuevamente comenzará a contar cíclicamente. Comúnmente se utilizan para

contabilizar Energía (KwH), taps del transformador (posición del tap), entre

otras aplicaciones.

52

· Transductores: Los Transductores se requieren para que provean la entrada de

señales analógicas a los PCL'S, SCADA RTU´s, unidades automáticas de

control, pantallas "display" y grabadoras. Alimentados con las corrientes

apropiadas de corrientes AC y/o voltajes, la salida de ésos dispositivos a un

miliamperimetro de CC analógico estándar que señaliza proporcionalmente al

variable eléctrico. Consiguientemente a la aplicación, los Transductores

analógicos individuales se requieren para cada tipo de medida: de corriente (el

traductor modelo FCT), de voltaje (modelo FVT y FVXT), de frecuencia (FHZT),

de potencia (FWVT), la energía (FET) o ángulo de fase (FAT); cada uno

proveyendo una señal analógica por el variable. Los Transductores combinados

de energía y poder realmente transmiten dos señales, uno para los

componentes activos y otro para los componentes reactivas. Los Transductores

de energía transmiten señales de pulso.

· Protocolo de comunicación: El protocolo de comunicación, es el lenguaje en el

cual se comunican los diferentes dispositivos que conforman el sistema

SCADA. El protocolo de comunicación, debe ser entendido tanto por el sistema

central, como por las unidades terminales remotas, para que a través del medio

de comunicación puedan establecer el intercambio de información (ejemplo:

MODBUS, IEC-870-5-T-101, Ethernet, TCP/IP, etc).

Adicionalmente los sistemas SCADA, requieren de los medios de comunicación

para poder cumplir con sus funciones básicas. Estos medios ó vías de

comunicación, se encargan de llevar la data recopilada por las RTUs a los centros

de control y viceversa. Las vías de comunicación pueden establecer su conexión a

través de diferentes medios físicos, por ejemplo: Microondas (a través del aire en

bandas de frecuencias preestablecidas, fibra óptica, par trenzado, entre otros).

53

2.4.1. El Sistema SCADA-EMS de ENELDIS:

El Sistema de Control y Adquisición de Datos de ENELDIS, se encuentra

conformado por los elementos básicos correspondientes a los Sistemas SCADA

(Sistema Central, RTUs, Transductores, vías de comunicación, protocolo, etc), sin

embargo, éste sistema cuenta con aplicaciones opcionales que lo elevan a una

categoría superior dentro de los sistemas de recolección de datos. Debido a que la

mayoría de las aplicaciones, con las que cuenta, se encuentran orientadas al manejo

de energía de los sistemas de Generación, Transmisión,Distribución y Despacho

Económico, éste Sistema se le llama EMS (Energy Management System).

El EMS, está basado en la denominada “arquitectura abierta estandarizada” en

sistemas de información, garantizando la actualización y crecimiento sencillo,

posibilitando una vida útil casi "ilimitada", con la incorporación además de

funciones de aplicación avanzadas (software), que facilitan la toma de decisiones

por parte del operador ante situaciones operativas cada vez más complejas,

constituyéndose en un Sistema de Manejo de la Energía.

El sistema SCADA/EMS/DMS está desarrollado bajo un producto denominado

SINAUT SPECTRUM de SIEMENS en su versión 4.2.

2.4.1.1. Hardware:

RED DE AREA LOCAL (LAN):

Dentro de SINAUT SPECTRUM todos los servidores y estaciones de trabajo están

conectados entre sí por medio de una Red de Area Local (LAN) en conformidad

con las especificaciones ETHERNET, dicha red incorpora una arquitectura

Cliente/Servidor conformando una red de área local del tipo doble estrella

acoplada para brindar redundancia a los elementos críticos de la red. Los procesos

de intercomunicación del SINAUT SPECTRUM están basados en esta red LAN

acorde a la norma IEEE 802.3 CSMA/CD.

54

Posee un nivel de capa ISO/OSI 4, este protocolo clase 4 es usado para todas las

comunicaciones entre los componentes Hardware y el sistema distribuido, también

utiliza el protocolo TCP/IP (Trasmission Control Protocol / Internet Protocol) para

el Sistema de Archivos a través de la Red (NFS) lo cual permite el intercambio de

datos con la red LAN de oficina y con el servidor ICCP, vía Router, el cual se

encarga de la comunicación entre los distintos Centros de control a nivel nacional.

Figura 19. Red del Sistema SCADA/EMS/DMS

55

2.4.1.1.1. Servidores:

Con SINAUT SPECTRUM, aquellos servidores que manejan funciones criticas

necesitan ser duplicados, por esta razón los servidores están compuestos

prácticamente por el mismo hardware, permitiendo que un equipo común de

unidades de reserva estén disponibles para cubrir cualquier falla de algún servidor

en particular, en otras palabras, varias funciones pueden ser combinadas en un

servidor.

2.4.1.1.2. Funcionalidades de los Servidores:

Para garantizar tiempos de respuesta cortos y una continua rapidez en el

procesamiento de la información, las funciones del SINAUT SPECTRUM han sido

distribuidas a diferentes servidores, esto incrementa el rendimiento general del

sistema y las capacidades de memoria para el sistema total por cada simple

función.

Los módulos funcionales del sistema SCADA son:

• SDM: SOURCE DATA MANAGER. Es el encargado del procesamiento de la

base de datos estática y el manejo administrativo del sistema, así como también

el almacenamiento de la data histórica.

• RTC: REAL TIME COMMUNICATOR. Procesa la data dinámica de campo y

generando alarmas y valores calculados asociados al proceso de adquisición de

datos

56

TIF1

DS1

RTU RTU RTU RTU RTU RTU

IEC 870-5-T101

X.25

Figura 20. Subsistema de Adquisición de Datos. Front End - FEP (DAS)

• DAS: DATA ACQUISITION SUBSYSTEM: Es el responsable de interrogar a las

RTUs ubicadas en las diferentes subestaciones del sistema de potencia de

ENELVEN y ENELCO.

• UI: USER INTERFACE: Ejecutan la Interfaz Hombre Máquina del sistema.

• DL: DATA LINK. Es el encargado de procesar la interconexión del SINAUT

SPECTRUM con otro Centros de Control a través del ICCP.

• EMS: Ejecuta las aplicaciones de Red y las Aplicaciones de Energía.

• DMS: Procesa las aplicaciones para el manejo de la Distribución Eléctrica.

• PSS: POWER SYSTEM SIMULATOR. Genera la simulación del sistema de

Potencia.

• DTS: DISPATCH TRAINING SIMULATOR. Coordina y ejecuta los procesos

responsables del entrenamiento de los operadores.

• ORACLE: Servidor de la base de datos histórica en ORACLE

57

2.4.1.1.3. Concentradores o Hubs

Existen 2 concentradores de 10 Mbits tipo estrella los cuales se acoplan a través

de un cable de fibra óptica. Cada Hub posee uno de los servidores funcionales para

garantiplatazar la distribución en la LAN de las funciones.

Adicionalmente, el sistema tiene Hubs de 10 Mbps funcionando como Fan outs,

los cuales conectan a la red del sistema SPECTRUM los PCs que emulan X-

Windows, la red corporativa de ENELVEN y los routers que conectan enlazan al

sistema con otros centros de control.

2.4.1.1.4. TIF (Telecontrol Interface)

La interrogación a las UTRs es efectuada de forma serial a través del TIF. El TIF

está conformado por 5 tarjetas seriales las cuales cada una tiene 8 puertos, lo

representa un total de 40 canales. Cada canal puede manejar velocidades de

interrogación de 300 bps hasta 19200 bps. El protocolo utilizado por el TIF para

escanear a las Unidades Terminales Remotas es el IEC-870- 5-T101, el cual es un

protocolo estandarizado a nivel internacional por la organización IEC y las

empresas eléctricas.

El TIF trabaja en conjunto con el servidor DS para conformar el sistema DAS

(DATA ADQUISITION SYSTEM). La información entre el TIF y el servidor DS es

transmitida empleando el protocolo X.25. Existen en el sistema 2 DAS configurados

para trabajar con redundancia de tipo Hot-Standby.

2.4.1.1.5. Sistema Sincronizador de Tiempo o TFS (Time Frquency System)

El Sistema sincronizador de Tiempo y Frecuencia o TFS está conformado pro dos

equipos, el SICLOCK y GPS HOPF, los cuales realizan las siguientes funciones:

• Sincronizar el tiempo de todos los servidores a través de la red de área local

con una resolución de 1 milisegundo.

• Generar la sincronización a través de una señal de un reloj externo proveniente

de un receptor GPS.

58

• Actualizar la fecha, hora y la frecuencia de la red eléctrica en las pantallas de

visualización digitales.

Receptor GPS y SICLOCK Pantallas de Visualización Digitales

Figura 21. GPS y pantallas de visualización

2.4.1.2. SOFTWARE:

La plataforma de Software en el SINAUT SPECTRUM está conformada por tres

grandes grupos que se interrelacionan entre sí:

• Sistema Base

• SCADA

• Aplicaciones

Sistema BaseSOLARIS

SCADA Aplicaciones

Figura 22. Arquitectura del Software

59

2.4.1.2.1. Sistema Base:

El sistema base soporta dos funciones principales. La primera es la interacción

directa con el sistema operativo UNIX, que en este caso es SOLARIS porque la

plataforma de hardware esta basaba en servidores SUN. La otra es la de proveer

servicios coherentes distribuidos en los servidores de la red.

2.4.1.2.2. SCADA:

El sistema SCADA asegura la fiabilidad de la red del sistema de potencia,

mediante la adquisición y procesamiento de la información en tiempo real, para lo

cual además de las funciones básicas de supervisión y control, incluye una

interface hombre máquina así como también el almacenamiento histórico de

eventos y de valores de telemetría.

2.4.1.2.3. Interfaz Hombre Maquina (HMI)

La interface con el usuario cumple totalmente con el estándar OSF/MOTIF, lo que

ofrece un manejo total de despliegues a través de ventanas, es decir, cambiar

tamaño, mover, cerrar, manejar varias ventanas a la vez, etc. La interface hombre

máquina ofrece las siguientes facilidades:

• Ventanas Tipo Worldmap o Mapamundi. Un worlmap es un dibujo que está

estructurado en varios planos cada uno con un factor de zoom, lo que le da una

sensación de profundidad a una imagen. Este efecto permite presentar

despliegues de menor a mayor nivel de detalle (decluttering). También ofrece

la posibilidad de scrolling, smooth panning y zooming, para cada despliegue.

• Alarma al Operador. El sistema genera una señal de alarma acústica y visual

cada vez que recibe una indicación o medición que no está en su condición

normal. SINAUT SPECTRUM presenta un sonido diferente por cada tipo de

alarma que se presente y guía al operador a buscar al elemento que generó

dicha alarma. Esta guía consiste en indicar desde la Ventana Básica de

60

Señalización el worlmap que contenga el elemento. Dentro del despliegue va

bajando de nivel hasta llegar a la indicación raíz de la alarma.

• Control Selectivo. SINAUT SPECTRUM permite controlar los dispositivos por

tipo, es decir que dependiendo el tipo de acción a realizar, se seleccionará un

tipo de comando. Los tipos de control definidos son:

1. Abrir/Cerrar elementos

2. Activar/Desactivar Dispositivos

3. Bloquear/Desbloquear Equipos

4. Subir/Bajar Tap de transformadores

5. Control Autmático/Manual de Transformadores

6. Regulación Automática de Transformadores

7. Abrir/Cerrar líneas con un solo comando

8. Entrada manual

9. Colocación de etiquetas informativas y de fuera de servicio

Restricción de Acceso. Un usuario es restringido el acceso al sistema a través

de claves. Cada clave tiene derecho a realizar ciertas funciones en el sistema, es

decir, solo podrá realizar aquellas funciones a las que tenga permiso. También

se puede controlar el acceso a las funciones del SINAUT SPECTRUM por

cónsola de trabajo.

• Gráficos de Tendencia y Tablas. Los gráficos de tendencia y las tablas permiten

al operador estudiar el comportamiento histórico de los valores de medición.

• Coloreamiento dinámico de la red. Ayuda al operador a distinguir zonas que

hayan quedado desenergizados luego de una falla.

• Manejador de Pasos de Secuencia de Operaciones o SPM (SWITCHING

PROCEDURE MANAGEMENT). Ofrece la facilidad de crear., modificar y

almacenar secuencias de operaciones para luego ser ejecutadas. Las secuencias

de control pueden ser seleccionadas directamente de los unifilares de las

61

subestaciones y se les puede agregar comentarios y ordenes de control de la

secuencia.

• Recolector de datos de disturbio o DDC (DISTURBANCE DATA COLECTOR).

Esta funcionalidad permite almacenar data histórica de un ciclo de 1 segundo

en un período determinado antes después de una falla para su análisis. Permite

definir diferentes tipos de disparadores o triggers tales como operaciones de

interruptores o violaciones de límites de mediciones que iniciarán el proceso

de captura de datos. Estos archivos luego pueden ser montados en el sistema

para analizar la falla.

2.4.1.2. 4. Manejador de Base de Datos Histórica en ORACLE

El almacenamiento y manejo de los datos históricos suministrados por el SINAUT

SPECTRUM es manejado por administrador de base de datos ORACLE, el cual es

un entorno avanzado de gestión de la información que permite, en un ambiente

multiusuario, almacenar grandes cantidades de datos y proporciona a los usuarios

acceso rápido a los mismos bajo estrictas condiciones de seguridad. También nos

permite desarrollar aplicaciones que pueden ser exportadas a diferentes sistemas

operativos con pocas o ningunas modificaciones.

Entre las muchas características beneficiosas que proporciona ORACLE se tienen

las siguientes:

• Mecanismos de seguridad: Los sofisticados mecanismos de seguridad de

ORACLE controlan el acceso a los datos sensibles utilizando un conjunto de

privilegios. En función del perfil de usuario con el que se conectan a la base de

datos, a los usuarios se les conceden derechos para consultar, modificar y crear

datos.

• Realización de copias de seguridad y recuperación: ORACLE proporciona

sofisticados procedimientos de realización de copias de seguridad y

recuperación de los datos. Las copias de seguridad permiten crear una copia

62

secundaria de los datos de ORACLE; los procedimientos de recuperación

restauran los datos a partir de una copia de seguridad. La estrategia de copias

de seguridad y recuperación de ORACLE permite minimizar la pérdida de

datos y el tiempo de parada cuando se produce un problema.

• Gestión del espacio: ORACLE ofrece una gestión flexible del espacio. Se puede

asignar un cierto espacio de disco para el almacenamiento de los datos y

controlar las subsiguientes asignaciones instruyendo a ORACLE sobre cuanto

espacio reservar para los requerimientos futuros.

• Conectividad de carácter abierto: ORACLE proporciona conectividad hacia y

desde paquetes software de otros fabricantes. Se pueden almacenar los datos en

la base de datos de ORACLE y acceder a ellos desde otros paquetes software

como, Visual Basic, Power Builder de PowerSoft, Visual Fox Pro, etc.

2.4.1.2.5. Cálculo de tiempos de alarma de las RTU SICAM en las diferentes

subestaciones.

Debido a fallas en el sistema algunas veces las unidades terminales remotas se

encuentran fuera de servicio durante algún tiempo, mientras que el problema es

solucionado. La información sobre el estado de cada remota Sicam en las

respectivas subestaciones es guardada en una base de datos donde aparecen las

horas en que las remotas salen fuera de servicio y la hora a la que entran de nuevo.

Para realizar un análisis sobre su funcionamiento y cómo prevenir estas fallas es

necesario determinar los tiempos totales en que estuvo fuera de servicio cada

subestación durante cierto período de tiempo (un mes por ejemplo). Este cálculo se

realizó en una hoja de cálculo en excel.

2.4.1.2.6. Simulador de Entrenamiento para Operadores (DTS)

El sistema SCADA/EMS incluye además un simulador de entrenamiento para

operadores que cumplen con el estándar EPRI OTS, que provee herramientas de

entrenamiento y simulaciones en tiempo real a partir de escenarios propios y reales

63

del sistema de potencia. El simulador permite cargar casos de estudios para ser

simulados en el sistema. Adicionalmente se cuenta con la funcionalidad de utilizar

la información capturada por el DDC para adiestrar a los operadores en casos

reales de falla.

2.4.2. Sistema SCADA de ENELGEN

El sistema de monitoreo y control de la empresa ENELGEN, consiste en una serie

de subsistemas que supervisan de forma aislada e independiente las diferentes

variables y componentes que existen en el campo.

En la actualidad existen tres sistemas de control y adquisición de datos que llevan

la supervisión de forma separada de cada uno de los procesos. El sistema Infi 90,

que supervisa y controla la mayoría de las variables de los Generadores y Turbinas

de Planta IV (15, 16 y 17RL), El Sistema Realflex, que sirve como Secuenciador de

Eventos (SOE), para las diferentes variables de campo asociadas a las plantas de

generación tanto de Planta II como de Planta IV y el Sistema de Supervisión de

Vibraciones, para el monitoreo de la vibración de los cojinetes del generador en

Planta II (13 y 14RL). A continuación se describen cada uno de ellos.

2.4.2.1. Sistema Infi 90

El Sistema de Control y Adquisición de Datos Infi 90, es un sistema de control

distribuido, especialmente diseñado para el monitoreo y control de Sistemas de

Generación de Energía Eléctrica. El Infi 90, está conformado por un compendio de

equipos que cumplen funciones individuales y se encuentra física y

operacionalmente distribuidos, con la finalidad de controlar eficientemente todo el

sistema de generación. La comunicación de los diferentes equipos y dispositivos

del Infi 90, se realiza a través de una Plataforma denominada "Infinet"; la infinet,

está conformada por un protocolo de comunicación, que lleva el mismo nombre

(infinet protocol), y la estructura de la red para el caso especifico de ENELGEN, es

64

del tipo anillo (ring), de forma tal que los equipos siempre poseen una segunda vía

de comunicación para con los equipos remotos y sistema central.

Figura 23. Diagrama de red Infi 90. Planta IV.

2.4.2.2. Realflex 4.2

El Realflex, es un sistema de control y adquisición de datos en tiempo real

(realtime), multiproceso, basado en software SCADA para PC y control de

aplicaciones. La plataforma operativa es QNX, sistema operativo basado en Unix

orientado a procesamientos en tiempo real.

Entre las caracteristicas principales del Realflex, se encuentran las siguientes:

NTMF01

PCU15RL

INICT01

CIU

NTMF01

PCU16RL

INICT01

CIU

PCU17RL

INICT01

NTMF01

CIU

INFInet

Consolas

Modem deAlta Velocidad

Red Administrativa

Hub/Switch

NTMF01

CIU

Ai t l

Aprox.50 t

INICT01

Consola

A instalar

Existente

65

· Hot Standby / Automatic Filover: provee un failover automático direccionado

a un sistema de backup detectado ante la ausencia de la ejecución del Realflex.

El computador de Backup, mantiene una imagen espejo de la base de datos

primaria. Los cambios al sistema primario son automaticamente realizados a

través de la red ethernet, arcnet y/o conexión token ring. Hot standby (con

failover automatico) tambien provee al usuario la capacidad para controlar,

monitorear y acceso al desarrollo de aplicaciones.

· LanFlex Worstation: lanFlex, es la versión de red de area local de Realflex

(como un nodo en una Ethernet, arcnet o red token ring) y provee capacidad

mínima como master, para el usuario con capacidad de monitoreo y control.

Cada nodo de lanflex es capaz de soportar dispositivos de entrada/salida a

través de los correspondientes drivers de comunicación, por lo tanto posee

capacidad para sistemas distribuidos y equipos remotos distribuidos. Lanflex,

tiene dos versiones: LanFlex Desarrollo (LD), especial para el desarrollo de

aplicaciones, y lanflex Runtime (LR), que no permite el desarrollo de

aplicaciones, pero permite el monitoreo y control de equipos remotos.

· Control Sequence Language (CSL): El procesador CSL, permite a los usuarios

definir cálculos lógicos específicos, desarrollo de algoritmos, ecuaciones

booleanas y otras vías desarrolladas a través de un simple lenguaje de

programación. CSL, automáticamente ejecuta programas de secuencia para

digitales, analógicos, mediciones, tanques o PCUs, basado en la ocurrencia de

condiciones predefinidas. CSL, también soporta presentación en displays

gráficos, cálculos American gas Association Reports # 3 (AGA3), datos

históricos, entre otras características.

· I/O Drivers: Realflex 4.2, provee una serie de drivers de comunicación,

compatible con los protocolos más utilizados en el mercado, entre estos se

encuentran: DNP 3.0, Modbus RTU, Modbus, ASCII, ADLP80, entre otros.

66

En la actualidad el Sistema SCADA Realflex en su versión 4.2, es utilizado para

llevar el monitoreo y secuenciación de los eventos del sistema de control de las

Unidades de Generación de Energía Eléctrica en Planta Ramón Laguna de

ENELGEN. A continuación se presenta una grafica descriptiva de la configuración

del sistema Secuenciador de Eventos (SOE: Sequence of Events) para Planta Ramón

laguna:

SISTEMA DE SUPERVISION DE PLANTA II

LAN Ethernet

» SPEEDOMAX 25.000» MULTILIN SR469» GPS / DISPLAY

» SISTEMA BAILEY (OPCIONAL)» SISTEMA PLANTA IV (OPCIONAL)

UTRRL14

Modem

Modem Modem

Modem

SPLITTER PUERTO RS232

CONSOLAMANTENIMIENTO

CONSOLA 2CONSOLA 1

ImpresoraImpresora

Impresora LaserRealFlex

GATEWAY(OPCIONAL)

RealFlex

CPUPRINCIPAL

CPURESPALDO

LanFlexLanFlex

LanFlex

UTRRL13

GPS

RL13 RL14

Bridge/Brouter

RED

ADMINISTRATIVA

CUARTO DE CONTROL PLANTA II

CUARTO DE CONTROL DE RELES OTROS SISTEMAS

LAN Ethernet

SALA DE MAESTRA - INGENIERIA

RealFlex

Figura 24. SOE Realflex 4.2 Planta II Ramón Laguna.

67

SISTEMA DE SUPERVISION DE PLANTA IV

LAN Ethernet

» SPEEDOMAX 25.000» MULTILIN SR469» GPS / DISPLAY

» SISTEMA BAILEY (OPCIONAL)» SISTEMA PLANTA II (OPCIONAL)

UTRRL16

UTRRL17

Modem

Modem Modem Modem

Modem Modem

SPLITTER PUERTO RS232

CONSOLAMANTENIMIENTO

CONSOLA 2CONSOLA 1

ImpresoraImpresora

Impresora Laser

RealFlex

GATEWAY(OPCIONAL)

RealFlex

CPUPRINCIPAL

CPURESPALDO

LanFlex

LanFlex

UTRRL15

GPS

CONSOLA 3

Impresora

LanFlex

RL15 RL16 RL17

Bridge/Brouter

REDADMINISTRATIVA

CUARTO DE CONTROL PLANTA IV

CUARTO DE CONTROL DE RELES OTROS SISTEMAS

SALA DE MAESTRA - INGENIERIA

RealFlex

LAN Ethernet

LanFlex LanFlex LanFlex

RealFlex

Figura 25. SOE Realflex 4.2 Planta IV Ramón Laguna.

Cada una de las redes Realflex de las diferentes plantas, poseen Licencias de

Desarrollo (Front End) y Runtime (HMI), todas trabajando bajo plataforma QNX

4.2.

Como Unidades Terminales Remotas, en éste sistema de Monitoreo, se utilizan

PLC (controladores Lógico Programables) de la serie SLC 5/03 de Allan Bradley

(AB), comunicándose a través de interfaces RS-485 por cable trenzado, formando

una red de campo en protocolo Modbus RTU. Los PLC, llegan a un dispositivo

sharing device tipo data splitter, el cual multiplica el canal de comunicación para

que llegue a ambos equipos Front End Processor (Tarjeta Digiboard de los

Servidores - Multiplicador de puertos seriales-) . De ésta manera, se mantiene una

comunicación física real entre los equipos remotos y los dispositivos receptores

redundantes del sistema central. Posteriormente, a través de la red ethernet y

68

protocolo TCP/IP (entre otros), los computadores HMI (Human Machine Interface,

licencia RunTime) se comunican a los Servidores y presentan la información de

campo de forma dinámica.

El desarrollo de los despliegues, se realiza recreando una imagen virtual del

proceso de campo donde intervienen cada una de las variables.

A través del Sistema Realflex, de las diferentes Plantas, sólo se supervisan las

variables analógicas e indicaciones de entrada, no se ejerce control, debido a que

ésta tarea se ejecuta a través del sistema SCADA DCS Infi 90 y su Sistema

Symphony Conductor NT 4.0. El Sistema realflex, es utilizado como Secuenciador

de Eventos e Histórico para el análisis del sistema en tiempo real y análisis "post

mortem".

2.4.3. Unidades Terminales Remotas (RTUs) y Controladores Lógico

Programables (PLCs):

En los sistemas de Supervisión y Control (SCADAs), se requieren tener equipos

cercanos a los procesos de campo, con la finalidad de recoger la data requerida por

las aplicaciones centrales y controlar de forma automática algunos procesos

críticos. Para éste tipo de labores, se utilizan las Unidades Terminales Remotas y

los controladores Lógico Programables o PLC, adicionalmente se pueden utilizar

IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes) o autómatas programados

exclusivamente para el cumplimiento de alguna función especifica.

2.4.3.1. Unidades Terminales Remotas:

Tal como se menciona en la parte 2.1.4 de éste Capitulo, las RTUs son Dispositivos

electrónicos, con la capacidad de recoger señales tanto analógicas como discretas y

enviarlas a través de alguna vía de comunicación a un sistema remoto

centralizado.

En el caso especifico de ENELGEN, se utilizan los siguientes tipos de RTUs:

69

Modelo de RTU Cantidad Ubicación Características

SICAM SAS Simatic S7 400 (Siemens)

01

S/E Arreaga 138 -Protocolo: IEC870-5T101 -2048 max. Cantidad de puntos -Puerto de comm: RS232, RS 422

Vessing V94-RL

05 02 Planta II 03 Planta IV

-Protocolo: Modbus RTU -680 max. Cantidad de puntos -Puerto Comm. RS232

Tabla 4. Descripción RTUs ENELGEN

Figura 26. RTU Structure.

2.4.3.1. 1. RTU SICAM SAS:

La RTU SICAM SAS, ofrece una solución optimizada para funciones especificas de

telecontrol combinado con la versatilidad de un sistema automatizado

programable.

Entre sus principales características se tienen:

• Estructura Modular (Expansión a través de racks).

• Módulos de Función Inteligentes.

• Rango amplio de entradas de voltaje.

Subsistema de comunicaciones

Subsistema terminal

Subsistema lógico

Subsistema de verificación

Subsistema de potencia

Estación maestra

Equipo supervisado

data comandos

RTU

70

• Adquisición de datos en tiempo real de entradas digitales con resolución

de 1mseg.

• Ejecución segura de comandos.

• Transmisión de datos segura y confiable entre dos centros

independientes de control.

• Rápida parametrización y configuración, a través del SICAM Plus Tool.

• Fácil programación a través del STEP 7.

• Alto grado de inmunidad por interferencias.

2.4.3.1.2. RTU Vessing V94 RL:

Unidad Terminal Remota, basada en un procesador Intel 486 a 100 Mhz.

Especialmente diseñada para la captura de eventos con estampa de tiempo para

secuenciadores de eventos.

CPU 7874 A Procesador 486 @ 100 MHz. 7874BS Interfaz para puertos COM1, COM2, LPT1 y bocina:

� COM1: cónsola � COM2: line driver

Tarjeta 7172 Tarjeta de soporte para sistemas con CPU 7874. Proporciona watchdog timer y reset.

Interfaz TTL I/O 7614 Proporciona 4 puertos de 16 bits. Puertos seriales 7316 Tarjeta de expansión de puertos. Proporciona puertos

seriales COM3 y COM4. BP-ProLog Backplane Pro-Log de 9 slots de capacidad. Tabla 5. Descripción Vessing V94 RL.

2.4.3.2. Controladores Lógico Programables (PLC):

El PLC, es un equipo electronico digital de alto rango de flexibilida, que puede ser

progrmado de acuerdo con una secuencia logica de actividades por realizar, capaz

de controlar eficientemente y en tiempo real un determinado procesoindustrial.

Los PLC, generalmente, se encuentran basados en microprocesadores, unidades de

memoria y circuitos de acoplamiento con equipos del proceso, diseñados,

especialmente, para trabajar en ciertos rangos estandares y construidos usando alta

escala de integración. Sin embargo, no todos los PLC, se fabrican a base de

71

Microprocesadores. Algunos fabricantes emplean dispositivos lógico programables

(DPL), también llamados circuitos aplicados de aplicación especifica (ASIC).

Figura. 27. Estructura Básica de un PLC. (Controladores Lógico Programables. CIED.1997. p. 1-2)

Modelo de PLC Cantidad Ubicación Características

Allen Bradley SLC 5/03

05

02 Planta II 03 Planta IV

-Protocolo: Modbus RTU, DH+ -8192 max. Cantidad de puntos -Puerto de comm: RS232, RS 422

Tabla 6. Descripción PLCs ENELGEN

2.4.4. Sistema de Telecomunicaciones

El sistema telecomunicacional requerido por ENELGEN y las empresas filiales de

ENELVEN es suplido por la empresa filial Procedatos S.A.

Procedatos S.A, posee una infraestructura en todo el territorio Zuliano, con la

finalidad de ofrecer servicios de transmisión de voz, data y video.

Alimentación

Memori

Microprocesado

InterfazContactos E/S

Entradas Salidas

Unidad de Programación

72

La plataforma tecnológica con la cual cuentan éstas empresas va desde

comunicaciones por par trenzado a través de cable piloto, hasta comunicaciones a

través de enlaces ópticos inalámbricos , fibra óptica y microondas.

La cobertura telecomunicacional con la cual cuenta Procedatos y que soporta a

ENELGEN, se muestra a continuación:

Figura 28. Cobertura actual de Procedatos en el estado Zulia.

Como se puede apreciar en la figura anterior, ENELGEN, cuenta con una

plataforma telecomunicacional soportada por Procedatos, en todo el territorio

Zuliano y a su vez se interconecta con el SIN (Sistema Interconectado Nacional)

telecomunicacionalmente a través de un nodo ENELVEN-EDELCA, ubicado en el

Centro de Control Caujarito (Maracaibo) a través de un canal a 64 Kbps.

ENELGEN

73

2.5. Sistemas de Integración

Desde que se comenzó un avance constante en la tecnología, se han ido

automatizando y perfeccionando cada vez más los procesos. Este avance constante

ha traído sin dudas grandes logros en la rapidez en la ejecución de los procesos,

mayor rentabilidad de los negocios y elaboración de productos de alta calidad. Sin

embargo éste incremento acelerado ha creado islas de información que concentran

data valiosa para otros procesos y por ser en algunos casos tecnologías cerradas,

propietarias, etc. no se han podido integrar al resto del proceso. Hoy en día se han

creado metodologías, filosofías y sistemas de software, especialmente diseñados

para solucionar éstos problemas. Estos sistemas suelen ser basados en filosofías

abiertas, Multiplataforma operacional (hardware/software) que conducen paso a

paso a una optima integración de los procesos y crea puentes fuertes entre las

llamadas Islas de Información.

Los sistemas de integración heterogéneos, son por definición, el proceso de unificar

módulos de diferentes fuentes para formar un sistema total, sin importar las

plataformas operacionales donde ellas se encuentren.

En un principio la integración de sistemas se daba a través de pequeñas interfaces,

desarrolladas para casos en particular y no podían ser utilizadas en otras

aplicaciones particulares. Desde que se puede ver el software como Objetos

relacionándose entre sí con ciertas características o clases, se le ha dado un enfoque

de Componente autocontenido a lo que antes se le llamaban interfaces. Estos

componentes permiten conectar diferentes módulos para integrarlos con sistemas

diferentes.

74

Fig 29. La Realidad en las empresas Hoy (Fuente. http://eai.ittoolbox.com/) Como se puede visualizar, anteriormente y porque no en muchos casos de hoy en

día, las empresas buscaban la solución para hacer interfaces particulares entre

aplicaciones aisladas. Hoy día, se requiere una integración facil y total entre las

diferentes aplicaciones para conformar el sistema total:

Fig 30. Las empresas Integradas (Fuente. http://eai.ittoolbox.com/)

http://eai.ittoolbox.com/

http://eai.ittoolbox.com/

75

2.5.1. Que son los Sistemas de Integración

Son aquellos que permiten mediante una Metodología preestablecida constituir un

Sistema global interrelacionado por componentes identificables y configurables,

con la finalidad de permitir la homogeneidad para compartir información entre sus

diferentes elementos.

2.5.1. 1. Componentes y Características deseables

Que es un Componentes: Se entiende por Componente, “artefactos de software

auto-contenidos, claramente identificables que describen y/o ejecutan funciones

específicas y tienen interfaces claras, una documentación apropiada y un estado de

reuso definido [Sametinger, 1997]. “ . Adicionalmente a lo definido, un

componente debe poseer ciertas características que permitan su reusabilidad y le

suministren mayor valor agregado, para esto se requiere que el componente sea:

• Genérico

• Independiente

• este encapsulado

• posea una certificación.

2.5.2. Para que sirven los Sistemas de Integración

Los sistemas de Integración sirven como brokers (mediadores), entre las

diferentes aplicaciones, bases de datos, interfaces; indiferentemente al tipo de

plataforma tanto de Hardware como de Sistema Operacional donde se encuentren.

Preferiblemente los sistemas de integración, deben establecer la conectividad entre

los diferentes tipos de aplicaciones y bases de datos de forma transparente para el

usuario y de manera "plug and play" para el desarrollador, además de respetar las

características básicas que deben contener sus componentes.

76

2.5.3. Sistemas de Integración para Procesos Industriales

Como se pudo apreciar en los puntos anteriores, los sistemas de integración,

deben servir de mediadores o brokers entre las diferentes aplicaciones, bases de

datos , etc. que existan en el sistema con la finalidad de lograr su conectividad, sin

embargo al hablar de sistemas industriales, se debe tomar en cuenta lo siguientes:

• Compatibilidad de drivers de comunicación (protocolos).

• Conectividad no sólo a Aplicaciones diferentes, sino a equipos distintos con

plataformas operacionales y de hardware heterogéneos.

• Necesidad de poseer la información en "Tiempo Real" (Real Time).

Estos puntos, son de vital importancia que sean identificados y capaces de ser

manejados por el sistema de integración, debido a lo delicado y costoso de éste

tipo de procesos. Se debe considerar que la parte de supervisión y control en

tiempo real de los procesos industriales es de vital importancia para poder

garantizar un producto de optima calidad con los parámetros de eficiencia y

economía respectivos para el fabricante.

En el caso de procesos como el de Generación de Energía Eléctrica, se requiere

ineludiblemente las características antes mencionadas, tomando en consideración

el alto costo de los equipos involucrados y las Macro perdidas que se pueden tener

en el momento de una falla en el suministro de éste Servicio, que en el pujante

mundo de hoy se ha vuelto imprescindible.

Algunos fabricantes no sólo han tomado en cuenta los factores antes mencionados,

sino que han visualizado el ciclo de vida de la Planta para poder garantizar la

integración en cada uno de los diferentes procesos y la integración con sistemas de

Gestión y ERPs externos.

A continuación se definirán algunos Sistemas de Integración existentes hoy día en

el mercado, con la finalidad de realizar su evaluación respectiva en el Capitulo IV

según la Metodología Planteada en el Capitulo III y el estudio para su

implantación.

77

Fig. 31. Ciclo de Vida de las Plantas. (Fuente: http://www.intergraph.com.ve).

2.5.3.1. Descripción de los Sistemas de Integración a Evaluar

En el Capitulo IV, se evaluaran e identificaran diferencias entre los sistemas de

integración e información descritos a continuación, con la finalidad de establecer

posteriormente un análisis costo - beneficio para la empresa ENELGEN y realizar

su posterior análisis de implantación. Asimismo, se mostrará la matriz "pasa/no

pasa" de criterios para la selección de los sistemas evaluados:

2.5.3.1.1. PI (Plant Integrator):

Ficha Técnica:

• Fabricante: OSI Soft.

• Sistemas Operativos Soportados: HP Unix, Windows 2000, NT, VMS

http://www.intergraph.com.ve)/

78

• Drivers Identificados Compatibles con Sistemas de ENELGEN: SAP (BAPI),

ICCP protocol, Modbus Protocol, Infi Protocol, TCP/IP.

• Descripción:

El Sistema PI™ es un conjunto de módulos de software para la supervisión,

adquisición y el análisis de toda la data generada en planta que permite la

implementación llave en mano de un paquete de recolección, historia, análisis y

visualización de datos. Estos datos se requieren para soportar una variedad de

aplicaciones centralizadas de control avanzado, optimización y control de calidad

en línea.

El principal objetivo del Sistema PI™ es el de permitir el acceso rápido y de

precisión a la información económica y de operación de planta para el personal de

Operaciones, supervisión, gerencia e ingeniería.

• Beneficios del Sistema PI™ : En el ambiente competitivo de hoy en día, se

espera que las industrias hagan productos de más alta calidad con entregas más

rápidas, precios más bajos, menor contaminación y menos desechos. Estos son

algunos de los beneficios del Sistema PI™ que las empresas están utilizando

para cumplir con estas demandas:

• Costos de Producción Más Bajos: Las herramientas gráficas y de análisis de

datos del Sistema PI™ facilitan la resolución más rápida de los problemas, y

previenen que las condiciones menores se conviertan en grandes problemas.

Los datos almacenados en PI™ permiten mejorar los programas de

mantenimiento preventivo, incrementando la vida de los equipos. Estos usos

del PI™ resultan en una producción más elevada y costos de operación

menores.

• Más Alta Calidad del Producto: El momento para responder a un problema de

calidad es antes de que el producto salga de sus especificaciones. Algunos

módulos de PI™ permiten descubrir las inconsistencias del producto y

repararlos antes de que se conviertan en problemas serios. El PI™ ofrece

mecanismos fáciles de usar para obtener y supervisar las mejoras continuas del

79

proceso. Estos programas frecuentemente conducen a una calidad del producto

mejorada sin incrementos en los costos de producción.

• Mejor Servicio al Cliente: Con el acceso al Sistema PI™ , los grupos de

servicios al cliente y control de calidad pueden rápidamente responder a las

inquietudes de los clientes acerca de la calidad del producto. Esto se debe a que

los datos de proceso están almacenados a alta resolución y permanecen en línea

durante mucho tiempo.

• Aumento de la Productividad y Mejor Conocimiento del Proceso: Se invierte

menos tiempo tratando de obtener datos e información relacionados a un

problema, así que queda más tiempo disponible para solucionarlo. Todos en la

empresa usan el mismo conjunto de datos, eliminando las discusiones de "que

conjunto de datos es el correcto", una vez más, se contribuye a un uso más

productivo del tiempo del personal.

• Reportes Ambientales Simplificados: Cuando se tiene un sistema que

contenga todos los datos del proceso de una empresa, se hace más fácil cumplir

con las regulaciones ambientales, de salud y seguridad.

Certificado con el logo de Windows® 95 y Windows® NT "Designed for Windows®

95 and Windows® NT" PI-ProcessBook es el paquete gráfico que permite que todos

sus datos sean mostrados a través de los usuarios en la red, en una variedad de

formatos incluyendo gráficos de procesos, tendencias, gráficos estadísticos, tablas y

gráficas. Esta interfaz del usuario soporta las tareas comunes y las operaciones de

negocios de los usuarios. Despliegues, reportes y análisis pueden ser organizados

en un formato de libro fácil de usar y de modificar.

El logo"Designed for Windows® 95 and Windows® NT " significa, que PI-

ProcessBook cumple con todas las características de los paquetes nativos de

Windows, lo que implica la total compatibilidad entre ProcessBook y los paquetes

de Microsoft Office. PI-ProcessBook también incorpora lo último en tecnología

http://www.microsoft.com/

80

Web: Controles ActiveX™ , por lo que los despliegues de ProcessBook pueden ser

vistos desde cualquier explorador de Internet.

Por si esto no bastase, OSI Software tiene licencia para añadir a todos sus

productos Microsoft Visual Basic for Applications (VBA) y desde luego, PI-

ProcessBook ya lo integra en su funcionalidad.

• PI Gateway hacia SAP R/3 Certificada:

Revisada y evaluada por SAP (compañía líder en el suministro de productos de

software para el área contable, manufacturera, ventas, distribución, seguros,

mantenimiento y recursos humanos) hace que la interface PI System hacia SAP sea

ahora un standard en la industria. El PI Gateway hacia SAP R/3 fue diseñada para

funcionar en forma bidireccional entre los procesos y las aplicaciones SAP R/3 ya

instaladas a nivel mundial y usando el mecanismo de comunicación provisto por

SAP para sus productos: RFC´s (Remote Function Calls).

Fue construida usando Production Planning - Process Information (PP-PI), se

ejecuta bajo Windows® NT, posee total compatibilidad con Windows® NT y

Microsoft SQL Server, personalizable usando programas con PI-API y total

respaldo y soporte de OSI Software, Inc...

PI-UDA (Universal Data Adapter) Osi software ahora está expandiendo el

ofrecimiento de productos para icluir aquellos clientes quienes, por cualquier

razon, usan un historiador diferente para el piso de planta. OSI esta haciendo todo

de los clientes del sistema PI, tal como pi-process book y pi-datalink, interfaces

para sistemas de recolección de data y Aplicaciones, tal como Rslink y Sigmafine,

disponibles para conexión a historiadores de terceros.

http://www.activex.microsoft.com/

http://www.osisoft.com/

http://www.sap.com/

http://www.osisoft.com/products/productdesc/integration/rs3.htm

81

Fig. 32. Arquitectura PI. Capas. (Fuente: "PI Products Descriptions Documentation". OSISoft. Mayo 2000.).

2.5.3.1.2. Tenore NT:

Ficha Técnica:

• Fabricante: ABB Energy Automation.

• Sistemas Operativos Soportados: Windows NT/2000, opcional en plataforma

Alpha AXP.

• Drivers Identificados Compatibles con Sistemas de ENELGEN: Modbus

Protocol, Infi Protocol, TCP/IP, compatible con Symphony NT (HMI).

• Descripción:

Las poderosas características de adquisición de datos distribuidos y sistemas de

control de campo de ultima generación comprueban que las plataformas de

hardware y software estan combinadas en una flexible y abierta arquitectura

cliente - servidor, para proveer de forma optima la información referente a las

plantas a través de la interfaces Hombre - Maquina (HMI).

El Tenore NT®, provee supervisión y funciones Gerenciales en un ambiente

integrado el cual:

82

• Brinda comunicación entre los procesos asociados a las Plantas, vía displays

MS-Windows o printouts de las operaciones (despliegues).

Suministra un poderoso manejador de archives de datos históricos y utilities de

recuperación de data.

• Interface de control para el operador (HMI de control).

• Interfaces con terceros usuarios para la gerencia, mantenimiento, inteligencia

artificial y modelado del sistema de control.

• Provee el scanner suite, para el registro de datos pre y post trigger (registrador

de transientes en el sistema).

Entre las principales características y beneficios del sistema Tenore NT se tiene:

1. Propiedades completas de SCADA, interface para la gerencia de la empresa y

control de variables en campo, a través de:

• Arquitectura cliente - servidor.

• Operación en diferentes consolas.

• Manejo de más de 128.000 tags (puntos I/O).

• Monitoreo y supervisión de variables de campo y manejo de alarmas.

• Manejo de tendencia analógica y digital.

• Manejador de históricos y generador de reportes.

• Soporta web extensions.

2. Manejo de estándares industriales:

• Windows NT/2000, acceso vía protocolo DDE.

• OLE2/COM (Component Object Model). • Protocolos TCP/IP Ethernet, Infinet.

• ORACLE/ODBC SQL

• OPC Server y OPC Cliente (OPC: OLE for Process Control).

3. Alto performance en colores y gráficos dinámicos.

4. Integración de paquetes de aplicaciones orientadas a procesos.

83

La arquitectura del Tenore NT, ofrece una amplia gama de plataformas operativas

basadas en procesadores Intel y existe una versión opcional para procesadores

Alpha AXP.

La estructura de capas de permite un flujo optimo de la data desde el campo hasta

los HMI en tiempo real, además a través de aplicaciones estándares internas del

sistema se garantiza la apertura para la conectividad con otras aplicaciones.

Fig. 33. Arquitectura del Tenore NT (Fuente: Tenore NT Rev. 1.4. ABB Automation. Noviembre 2000.).

2.5.3.1.3. Sagavista:

Ficha Técnica:

• Fabricante: SAGA Software.

• Sistemas Operativos Soportados: Windows NT/2000, Sun Solaris, HP UNIX,

Linux Red Hat, Caldera, OS 390, etc. MULTIPLATAFORMA (hecho en JAVA -

JVM)


Oracle Connectors, ODBC, drivers especificos se pueden construir a través de

Wizards.

84

• Descripción:

SAGAvista, es el motor, en desarrollo, de SAGA para la integración de aplicaciones

empresariales. Una solución de software mediador (middleware) orientada a

negocios que enlaza de forma inteligente variados sistemas para lograr el acceso a

la información empresarial deseada, integrando los ambientes operativos, incluso

diferentes, de la empresa

En el rápido y evolutivo mundo global de negocios de hoy, las compañías lideres

demandan una crítica mezcla de tecnología, anterior y nueva. Aplicaciones en

mainframe, Windows NT o UNIX, aplicaciones ERP y sistemas basados en

Windows deben trabajar en conjunto. Sin traumas. Pero lograr esto (que se conoce

como "Integración Empresarial") ha sido problemático. Hasta ahora.

Sagavista, fundamento del conjunto de productos de Integración empresarial de

SAGA, logra esto al máximo. Los adaptadores prefabricados integradores de

aplicaciones y la tecnología de ínter mediación de Sagavista provee a las

corporaciones globales el compartir de forma irrestricta los datos entre cualquier

aplicación conectada o fuente de datos de la corporación. Sagavista, por ser

Escalable, Adaptable, Flexible y Extensible, permite a las empresas compartir la

información correcta, entre las personas correctas, en el momento correcto, de una

forma más eficiente y costo efectiva.

Sagavista, es un mediador (brokers) de mensajes basado en Java, que permite sin

problemas la integración de aplicaciones, paquetes y bases de datos a través de un

completo rango de ambientes operacionales. Sagavista, conecta con las entidades

externas utilizando enfoques plug and play (parte del concepto de componente)

cumpliendo así con la integración sin la necesidad de realizar código (en algunos

casos específicos se deben modificar los códigos de los adaptadores). Sagavista, se

encuentra completamente desarrollado de forma orientada a objeto, lo que permite

una mayor facilidad en la elaboración de adaptadores (componentes de interfaz)

además de poseer una interfaz grafica amigable y facil de usar. Un ejemplo de lo

que se puede hacer con Sagavista, es que a través del Workbench (área de trabajo

85

dentro del Sagavista system) se puede visualizar el mapa del flujo de la

información y utilizando sus herramientas administrativas, se pueden definir

como los componentes de Sagavista se distribuyen y balancean en las diferentes

maquinas.

Sagavista, también contiene una Metodología especifica para realizar las

Integraciones entre aplicaciones una -> una, una -> muchas, muchas -> una,

muchas -> muchas, y entre los diferentes tipos de sistemas, ERP, Mainframe,

Cliente - Servidor, Distribuido, etc.

En definitiva Sagavista, es un proveedor universal de soluciones Middleware.

Fig. 34. Arquitectura de Sagavista (Fuente: Sagavista core technology Guide Book. SAGA Software. Mayo 2000.).

Como se puede apreciar en la figura mostrada, Sagavista se encuentra conformado

por tres capas que garantizan el soporte de las integraciones.

Las tres capas de Sagavista se describen a continuación:

• Management: ésta capa provee la base que sagavista pueda trabajar de forma

Distribuida, incluyendo la configuración, scheduling, debugging, acceso de

Syst. Services Node Admin Console UI

Integration Service Agent Adapters Integr. Workbench UI

Enterpr.Messaging Service RMI Factory Service

Management

Messaging

Sagavista

Applications Data Source Midd.& Appl

86

usuarios, manejo de los nodos y servicios del sistema. Comprende:. Servicios

del Sistema, Infraestructura de los Nodos y Consola de Administración para los

clientes.

• Messaging: ésta capa soporta los mensajes implícitos del sistema que proveen

persistencia de mensajes y habilita a Sagavista para modelos de mensajes de

usos multiples. Generalmente, los servicios de mensaje se implementan usando

el Java Messaging System (JMS)el cual se encuentra basado en estándar JAVA

API. Incluye: Middleware de Mensajes y Servicio de RMI (Remote Method

Invocation).

• Sagavista: habilita a Sagavista para accesar a entidades externas y permite la

transformación y ruteo de los mensajes. Incluye: Integración de Servicios,

Agentes Adaptadores y Workbench para Integración.

Uno de los conceptos que se deben tener más claros en Sagavista, es el de Agente

Adaptador, debido a que éstos son los módulos de interfaz en tiempo de ejecución

que conectan las aplicaciones externas a Sagavista. En el lado del adaptador está la

interfaz física para la aplicación. El agente actúa como un host para el adaptador y

maneja los recursos para que posteriormente puedan ser publicados y/ó suscritos

a favor del adaptador. Los componentes del agente adaptador, incluyen los

servicios de los agentes, adaptadores y el Adapter Development Kit (ADK).

2.5.3.1.4. Intergraph (Direct, SmartPlantIDM, Intools, AIM, etc):

Ficha Técnica:

• Fabricante: Intergraph Process & Building Solutions.

• Sistemas Operativos Soportados: Windows NT/2000.


Oracle Connectors, ODBC, TCP/IP.

• Descripción:

Intergraph, provee un compendio de productos para la integración de aplicaciones

a la medida basados en las mejores practicas del mercado (BenchMarking). Estos

87

sistemas proveen soluciones especificas desde la parte de cableado de los equipos

de instrumentación, documentación, hasta sistemas GIS, posicionamiento de

equipos, integración de aplicaciones, Historico de Datos, Trending, sistemas

gerenciales, CRMs y ERPs (como el SAP). Son sistemas completamente modulares

de fácil integración y adaptabilidad. Ideales para el manejo de documentación de

plantas y diseño de Plantas.

Los productos de Intergraph, buscan integrar todos los sistemas de las Plantas

Industriales enfocados en el ciclo de vida de las Plantas.

La arquitectura de los productos de Intergraph, buscan estar en línea con las más

comunes estrategias corporativas de IT, las cuales se enfocan en objetos de negocio

orientados a Web con clientes delgados y servidores basados en procesos. La

arquitectura de los productos de Integraph, posee con tres capas basicas para

proveer flexibilidad y el uso de objetos COM y ActiveX aseguran que las interfaces

estándares pueden ser mantenidas.

Fig. 35. Arquitectura productos de Integración Intergraph (Fuente: www.intergraph.com).

http://www.intergraph.com)/

88

2.5.4. Que es un EAI?

EAI ó Enterprise Application Integration, es una estrategía que permite a las

organizaciones y negocios informáticos ganar control sobre las integraciones de los

sistemas que poseen, independientemente de la plataforma donde éstos se

encuentren. EAI, es una fundación que ha creado diferentes estándares para la

integración de sistemas heterogéneos vía marcos (frameworks) predefinidos que

utilizan las mejores experiencias de negocio (benchmarking), para poder compartir

información e infraestructuras tecnológicas que anteriormente se encontraban

aisladas.

A través de los Marcos predefinidos por EAI se pueden integrar:

• Múltiples generaciones de Sistemas Operativos, bases de datos y aplicaciones

de software incompatibles.

• Aplicaciones de MainFrame que no podían compartir datos con nuevos

sistemas Cliente-Servidor.

• Sistemas Cliente-Servidor que no podían compartir data bases de datos y

aplicaciones basadas en PCs.

• Aplicaciones Propietarias extremadamente cerradas.

• Sincronización, transformación e integridad de data warehouses y data marts.

• Ilimitados rangos de seguridad y accesos a los datos.

• Acceso rápido a nuevas tecnologías tales como: aplicaciones hand held,

transacciones inalámbricas, WAP, etc.

La necesidad de la Integración de Aplicaciones a través de tecnologías EAI viene

dada por las expansiones de los negocios de la empresa, colocar rápidamente en

producción nuevas aplicaciones, etc.

89

Figura 36. Necesidad de Integración de Aplicaciones a través de EAIs.

Figura 37. Diagrama de un EAI.

Necesidad de Integración de Aplicaciones a través de EAI.

Colocar en Producción Nuevas Aplicaciones

38%

Integrar con Mejores Practicas

14%

Expandir relaciones entre Proveedores y

clientes18%

Movilizar información mas alla de los limites

actuales20%

Nuevas adquisiciones10%

Colocar en Producción NuevasAplicacionesIntegrar con Mejores Practicas

Expandir relaciones entreProveedores y clientesMovilizar información mas alla de loslimites actualesNuevas adquisiciones

User Interface

Data

Lógica

User Interface

Data

Lógica

EAI

90

2.5.5. Que es un Middleware?

Es un software de Integración que facilita la comunicación entre dos o mas

sistemas de Información. Sus aplicaciones son dependientes al caso especifico que

se maneja al igual que la tecnología que utiliza. Del mismo modo la visualización

de procesos de negocio es limitada en comparación con los sistemas basados en

EAI y sus implementaciones son estáticas.

2.5.6. Que es un API?

API significa Application Programming Interfaces, y son mecanismos bien

definidos que se construyen para conectar algunas clases de recursos específicos

tales como un servidor de aplicaciones, capas del middleware o bases de datos. Los

APIs, permiten a los desarrolladores, invocar los servicios de esas entidades con la

finalidad de obtener algún valor en particular.

2.6. Calculo de Eficiencia:

Con la finalidad de supervisar continuamente el estatus de las maquinas de

generación de energía eléctrica, se realizan de forma periódica los cálculos de

eficiencia de las unidades. Este calculo de eficiencia viene dado por las

características particulares de cada maquina (fabricante, diseño de la unidad, tipo

de combustible, entre otros factores.).

De forma general el cálculo de eficiencia de una unidad termoeléctrica viene dado

por el heat rate o consumo térmico unitario de la unidad que de manera general

para unidades termoeléctricas es: el poder calórico que debe consumir una

maquina para generar una unidad de energía eléctrica. La resultante da la

eficiencia o heat rate de la maquina es:

Heat Rate= PCC x 100 EEG

91

Donde: PCC: es el Poder Calórico del Combustible utilizado (Petróleo, gas, carbón, etc.). EEG: es la Energía eléctrica generada.

Cada caldera tiene un heat rate nominal, el cual puede ser mejor o peor según las

condiciones en que se opere la unidad y las condiciones ambientales donde se

encuentre (temperatura, altitud, presión, etc.).

Las calderas tipo radiante de las unidades de Generación de Planta II en PRL

(modelo El Paso, de Babcock & Wilcox), tienen un heat rate nominal de 10.200

BTU/Kwh, mientras que las unidades 15, 16 y 17 de PRL de la misma marca pero

de mayores dimensiones tienen un heat rate de 9.860 BTU/Kwh, lo que indica que

estas ultimas son de mayor eficiencia, debido a que requieren de menos poder

calórico para generar el mismo Kwh en mismas condiciones ambientales.

La eficiencia de las unidades de generación de energía eléctrica a través de proceso

intercambio de energía térmica tienen poco valor porcentual de eficiencia (menor

al 50-40%, las unidades de PRL tienen aprox. del 20 al 30% de eficiencia), en

comparación a las unidades de generación a través de conversión hidráulica o

eolica. Esto se debe a que se requiere mayor cantidad de combustible o recursos

para generar una unidad de energía eléctrica (Kwatt) a través del proceso

termoeléctrico que en los procesos hidráulicos o eolicos, donde el agua o el viento

no son consumidos, si no que son controlados para provocar el movimiento de la

turbina. Asimismo la energía nuclear posee un gran porcentaje de eficiencia en el

proceso de intercambio de energía, sin embargo suele llevar asociados altos costos

de manutención por los controles de seguridad.

Se considera que para generar 1 Kwh mediante un proceso de transferencia

termoeléctrica, se requiere al menos de 3.412,14 BTU (1Kwh = 3.412,14 BTU -

conversión de unidades).

En el anexo 6 se especifica el proceso de calculo de eficiencia de las diferentes

unidades de generación de PRL a través de los programas creados para el SCADA

Realflex en leguaje CSL (Control Sequence Language).

92

2.7. Calculo de Rentabilidad de la Planta:

El calculo de rentabilidad de una empresa o de un equipo en particular, provee

información sobre los beneficios de un proyecto o negocio, debido a que la

rentabilidad es, "el beneficio o rendimiento obtenido de una inversión o proyecto durante

un período determinado" (valor final de la inversión - valor inicial de la inversión).

La rentabilidad puede ser calculada de muchas maneras dependiendo de lo que se

haga referencia (rentabilidad de: bonos, acciones, proyectos, empresa, etc), sin

embargo de forma general se puede calcular de la siguiente forma:

Rentabilidad = Valor_Final - Valor_Inicial x 100 Valor Inicial

93

CCaappiittuulloo IIIIII MMaarrccoo MMeettooddoollóóggiiccoo

3. Marco Metodológico

3.1. Tipo de Investigación:

94

Una vez que los investigadores han planteado el problema y se han fijado los

objetivos a cumplir el desarrollo de una investigación requiere ser fundamentada

bajo una metodología para el desarrollo de sus objetivos, los cuales constituyen las

bases necesarias para obtener los resultados requeridos.

De acuerdo a lo formulado por la autora Chávez N. (1994, p.133), y según el

propósito de la investigación es aplicada, por cuanto pretende “dar solución a un

problema concreto en un periodo de tiempo corto”, como lo es la implantación de

un Sistema de Integración para las diferentes aplicaciones Gerenciales y de Proceso

de ENELGEN.

Se debe destacar que Bavaresco (1992, p.26), coincide con lo planteado por la

autora anterior al considerar esta investigación como “aplicada”, porque la misma

va a la aplicación inmediata.

Por otra parte, tomando los fundamentos expuestos por Sampieri (1998, p. 60), la

presente investigación según el método de estudio es de tipo descriptiva, debido a

que se miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o componentes del

fenómeno a investigar. En un estudio descriptivo se selecciona una serie de

cuestiones y se mide cada una de ellas independientemente, para así describir lo

que se investiga.

3.2. Diseño de la Investigación:

El diseño de esta investigación y siguiendo los fundamentos de Sierra Bravo (1991,

p.144), la misma es de campo, cuyo fundamento se afianza en el hecho que fue

necesario trasladarse hasta el sitio con el objetivo de recolectar la información de

los subsistemas, RTUs, PLCs y observar el funcionamiento de los mismos. Al

respecto señala el mismo autor que, “este tipo de investigación es aquel que

estudia los fenómenos sociales en su ambiente natural”.

Asimismo y basándose en los fundamentos de Rodríguez (1996, p.15), esta

investigación se enmarca dentro de la modalidad de proyecto factible, en razón

que se orienta en la “Elaboración de una propuesta del modelo operativo viable o

95

una solución posible a un problema de tipo práctico, para satisfacer las

necesidades de una institución o grupo social”, en este caso determinar y analizar

las islas de información existentes y la definición de un sistema de Integración

viable para ellas

3.3. Recolección de Datos:

Se entiende como las herramientas (revisión documental (textos, bibliografías, tesis

de grado, manuales, folletos, revistas, Internet, entre otros), entrevistas a

personal calificado, encuestas, fotografías, videos), que utiliza el investigador

para obtener datos de las variables establecidas para el desarrollo de la

investigación.

De esta forma, para recolectar los datos de esta investigación se consultaron textos,

enciclopedias y diccionarios referentes a sistemas de supervisión, unidades

terminales remotas, Unidades de Generación Eléctrica, mantenimiento de los

equipos de campo, protocolos de comunicación y documentación de los diferentes

subsistemas del área de Generación de Energía, con el fin de abordar las variables

relacionadas al Sistema de Integración Automatizado para los Procesos de

Adquisición de Datos y Supervisión de las Unidades de Generación de Energía

Eléctrica.

Al mismo tiempo, se examinaron los manuales de las remotas, PLCs, Calderas,

turbinas y de los diferentes protocolos de comunicación involucrados (ICCP,

TCP/IP, IEC-870-5-T-101, Modbus RTU, INFI, entre otros.), suministrados por los

fabricantes, para así englobar la estructura de los equipos. También, se hizo

indispensable realizar viajes a las Plantas de Generación urbanas y rurales, centros

de control, subestaciones eléctricas para visualizar en el campo de forma

consistente y real la información.

Además, de elaborar entrevistas estructuradas, abiertas e informales a los técnicos

e ingenieros del área para reforzar los conocimientos obtenidos durante las lecturas

de los manuales.

96

3.4. Métodos y Procedimientos:

Para la realización de ésta investigación, se estudiaron diferentes Metodologías con

la finalidad de evaluar la secuencia de pasos idónea para el tipo de trabajo

planteado. En el capitulo II, se observa el análisis de estas Metodologías y el

cuadro comparativo donde se selecciona la Metodología planteada por Ortiz

(Metodología de Integración para Sistemas Supervisorios, ULA. 2000).

La metodología seleccionada está conformada por los siguientes pasos o fases:

1) Fase Preliminar

a) Análisis general de la empresa

i) Comprensión del negocio

b) Conformación de equipo de trabajo

c) Definición de estrategias

i) Definición de dominios

ii) Alcance y propósito

iii) Definición de roles

iv) Cronograma

2) Análisis específico

a) Análisis Estático

b) Análisis Dinámico

c) Análisis Funcional

3) Fase Requerimientos

a) Requerimientos funcionales

i) Dependencia

b) Interfaces requeridas

i) Data y métodos para manipularla

ii) Protocolos

iii) Frecuencia

c) Tiempos de interacción

Macro nivel o nivel estratégico

97

d) Requerimientos físicos

i) Plataforma actual vs Plataforma propuesta.

4) Fase de Diseño

5) Fase de Implementación

6) Documentación

7) Operación

8) Mantenimiento

La primera etapa ó fase preliminar consta de actividades destinadas a generar la

base conceptual de la investigación. Esto es, la adquisición de un conocimiento

general acerca del manejo del negocio, por medio de la determinación de las metas

de la empresa, visión, misión, procesos críticos y la delimitación del trabajo a

desarrollar por medio de la fijación de dominios, alcance, definición del grupo de

trabajo y el cronograma del mismo.

Este primer paso permite la formulación de modelos adecuados para el

establecimiento de una representación de la empresa a alto nivel, además de la

comprensión de la misión, visión y objetivos de la empresa para determinar la base

filosófica con la que se maneja la empresa y donde es posible identificar el servicio

prestado por la empresa, cómo se orientan los esfuerzos para prestar el mismo y

las aspiraciones de mejora, donde se puede sustentar la justificación de invertir en

procesos de integración.

Los modelos asumidos son propuestas ya establecidas y ampliamente aceptadas

por otras metodologías orientadas a la automatización, integración o reingeniería

de procesos. Dichos modelos no son de ninguna manera una propuesta imperativa

o inamovible dentro de esta metodología, ya que la misma pretende ser perdurable

y robusta a los cambios, justificándose de esta manera el primer paso de la misma

98

donde se establece la definición de modelos para cada uno de los aspectos

considerados.

El análisis específico está orientado a conocer de manera precisa las características

relevantes del dominio de la investigación, determinando los actores que llevan a

cabo cada una de las funciones inmersas en el proceso productivo de la empresa y

la descripción de su comportamiento.

El análisis estático genera un esquema con los posibles objetos existentes dentro de

los procesos productivos inmersos en el dominio del trabajo.

El análisis dinámico describe el comportamiento de los objetos de forma individual

y colectiva.

Los resultados obtenidos al aplicar estos análisis al nivel más bajo de la empresa,

describen el proceso de producción mediante sus atributos y eventos de mayor

relevancia.

El análisis funcional determina las funciones llevadas a cabo en la empresa a partir

de la información suministrada por los objetos.

Una vez concluido la fase de análisis específico, se debe tener la información

necesaria para definir los requerimientos que permitan la integración de las

entidades o sistemas inmersos dentro del alcance del trabajo desarrollado.

Inicialmente la especificación de requerimientos orienta las proposiciones de

implementación y posteriormente se convierte en un soporte para verificar si la

solución implantada satisface las necesidades planteadas.

La fase de diseño permite establecer arquitecturas y plataformas que satisfagan las

proposiciones surgidas en la fase de análisis, para su posterior implementación.

Entre los aspectos que deber ser cubiertos en esta fase se encuentran:

� Selección de plataformas

� Arquitectura del sistema

99

� Arquitectura de hardware

� Arquitectura de software

� Arquitectura de base de datos

� Definición de subsistemas

� Flujo de datos

� Definición del formato de datos

� Contenido del flujo

� Definición del protocolo (peticiones, respuestas, funciones)

� Modelo de datos

� Arquitectura de objetos.

� Interfaces de software

� Arquitectura de agentes

Durante la implementación se lleva a cabo la construcción del sistema, en

concordancia a los requisitos fijados en las fases precedentes.

Las siguientes actividades son propias de la implementación:

� Desarrollo de componentes no estándar (codificación)

� Revisión del código de programación si es necesario

� Pruebas de operación

� Compra de aplicaciones

El propósito de la documentación del sistema es complementar los resultados

obtenidos durante las primeras fases de la metodología, con procedimientos

escritos que describen:

• Instalación del sistema

• Operación del sistema

• Manual de usuario del sistema

100

Durante la operación del sistema solo se requiere de un plan de evaluación

adecuado para constatar el buen funcionamiento del mismo o elaborar un plan de

mantenimiento.

El mantenimiento del sistema consiste en la expansión, mejoramiento o integración

del sistema con otros de la empresa.

Toda metodología requiere de una o varias arquitecturas que permitan definir

concretamente la orientación y proyección de cada uno de los pasos sugeridos en

ella, por lo que se han adoptado un conjunto de éstas para la representación de los

aspectos de interés en la empresa. El marco general está delineado por la pirámide

de automatización propuesta por Chacón, Montilva y Colina en METAS, la cual

define niveles funcionales básicos compuestos de caras que representan los

aspectos relevantes de la empresa, siendo la arquitectura de decisiones la más

importante ya que describe la funcionalidad de cada nivel.

Para realizar el análisis Costo/Beneficio, se siguió la metodología de la empresa

PriceWaterHouse & Cooper, que sigue de una forma automatizada el análisis de

los diferentes pasos para llegar a una solución económica eficiente en función del

tiempo. Esta metodología se basa en los siguientes pasos:

1. Llenar la tabla de "Business Case Information", con toda la categoría de costos

(hardware, licencias, etc.). en tal sentido se definieron las siguientes categorías:

1.1. Licencias de Aplicaciones.

1.2. Consultoría.

1.3. Hardware.

1.4. Adiestramiento.

1.5. Gastos Reembolsables.

1.6. Mantenimiento de Software.

1.7. Mantenimiento de Hardware.

1.8. Desarrollo de Interfaces.

101

2. En el "Business Case Information", introducir el año para el primer costo del

proyecto. (2002).

3. En el "Business Case Information", introducir los costos de proyecto según

categorías por año. (maximo 5 años).

4. En el "Business Case Information", introducir la rata de descuento para el NPV

(Net Present Value). Se seleccionó 10%.

5. En el "Business Case Information", introducir todas las categorías de beneficios

cuantificables (según costos actuales):

5.1. Reducción de tiempo de consultas al sistema.

5.2. Consultas en línea.

5.3. Reducción de tiempo en data entry.

5.4. Reducción en mantenimiento del sistema.

5.5. Integración de los sistemas.

6. En el "Business Case Information", introducir especificamente el beneficio

cuantificable en función del tiempo. Todas las ganancias fueron calculadas @ 1

mes de recolección y supervisión de datos.

7. En el "Business Case Information", introducir el monto de los beneficios: Beneficio=Costo_Actual-Costo_Proyectado.

8. Opcional (introducir suposiciones).

Todo esto dara como resultados lo siguiente:

• El NPV (Net Present Value) anual.

• Tasa Interna de Retorno.

• Flujos de Salida (Inversiones, Mantenimientos, etc.) vs. Flujos de entrada

(Beneficios en función del tiempo).

• PayBack (reembolso del sistema en función del tiempo).

• Cost Breakdown. Relación de categorías donde se invierte más ó menos.

• Gráfico de beneficio por categoría.

102

CCaappiittuulloo IIVV RReessuullttaaddooss ddee llaa IInnvveessttiiggaacciióónn

4. Resultados de la Investigación:

103

4.1. Introducción:

En los capítulos anteriores, se han realizado estudios relacionados al modelo de

negocio de la empresa ENELGEN, con la finalidad de comprender las operaciones

y trabajos realizadas en cada una de sus áreas, asimismo se definió un alcance del

presente trabajo y se definieron términos, procesos y sistemas básicos que son de

necesario estudio en éste trabajo de investigación.

En éste capitulo, se explicará como se ha llegado a cada uno de los objetivos

específicos planteados y cuales son los resultados de los diversos estudios para

cumplir con el objetivo general, todo esto siguiendo los pasos planteados en la

metodología seleccionada para la integración de islas de información. De igual

forma se mostrará el proceso de captura de requerimientos para éste trabajo y su

análisis respectivo, se realizará el estudio del dominio de trabajo, análisis y

modelado de la integración, con la finalidad de llegar a una implantación piloto del

sistema idóneo de integración en su etapa básica y ser éste sustento para futuros

proyectos de integración dentro de la organización.

4.2. Identificación de las Islas de Información de la empresa ENELGEN en los

procesos Operacionales y Gerenciales - Definición del Catalogo de Variables por

cada uno de los Sistemas:

En la empresa ENELGEN, existen diversos sistemas que ayudan dentro de la

gestión empresarial tanto en el área operacional como gerencial o de

“management”, sin embargo existen algunos de éstos sistemas que son básicos

para la toma de decisiones y evaluación de la gestión empresarial. Para llegar a

determinar cuales eran las islas de información, se realizó un estudio de

identificación de los sistemas existentes en ENELGEN y se les asignó el área

especifica en la cual se desarrollaban, de igual forma se realizó una encuesta entre

los usuarios de los diferentes sistemas con la finalidad de medir la necesidad de

integración de los subsistemas. En tal sentido, se procedió a realizar diversas

104

visitas al área de Producción de ENELGEN, donde se identificarían los sistemas

del área Operacional. Es de hacer notar, que cada uno de los sistemas y equipos

mencionados a continuación fueron descritos de forma técnica en el capitulo II en

el punto 2.4 (El Sistema de Supervisión y Control y Adquisición de Datos), donde

se explica la configuración de cada uno dentro de la empresa. En éste capitulo, se

describe como se encuentran actualmente aislados y se realizan los diferentes

análisis (Estático, Dinámico y Funcional) con la finalidad de definir el Dominio y la

forma en la cual serán integrados.

4.2.1. Islas de Información del área Operacional (Subsistemas Operacionales):

4.2.1.1. Sistema de Control de Calderas y Turbinas para Planta IV (Sistema Infi

90, Consolas Symphony NT. Fabricante: ABB):

El sistema de Control de Calderas y Turbinas, se encuentra compuesto por una red

de control que se comunica a través del protocolo Infinet de la empresa ABB

(Infinet desarrollado por Elsag Bailey ahora ABB). Éste sistema de control, se

encuentra instalado en Planta IV de Ramón Laguna, supervisando y sirviendo de

interfaz Hombre-Maquina para los Operadores de las Unidades RL 15, RL 16 y RL

17.

Ésta isla de información alberga toda la data referida a la Planta IV, en relación a

sus variables operacionales analógicas y digitales y es éste sistema el primero en

informarle a los operadores del estado actual de las diferentes maquinas de

generación.

Asimismo, se identificó la data relevante de éste sistema para satisfacer las

necesidades de la Gerencia con la finalidad de ayudar a la toma de decisiones, en

tal sentido se tiene:

105

Item Variable Definición Unidad Fuente

1. Generación Bruta Generación Bruta de las Unidades RL15, 16 y 17

KWH Infi 90, RFX 4.2

2. Generación Neta Generación Neta de las Unidades RL15, 16 y 17


3. Temp_Entrada_Aire Temperatura de Aire de entrada a la turbina

ºF

Infi 90, RFX 4.2

Tabla 7. Catalogo de Variables Symphony, Infi 90

4.2.1.2. Secuenciador de Eventos Plantas II y IV (SOE Realflex 4.2. BJ Software,

RTUs Vessing, PLCs Allen Bradley):

El SOE de las Plantas II y IV de Ramón Laguna, consiste en un Sistema

Centralizado bajo plataforma operativa QNX. Éste SOE, que también podría servir

de SCADA para las distintas unidades, esta conformado por el Sistema de

Supervisión Realflex de la empresa BJ Software en su versión 4.2. El sistema se

encuentra conformado por servidores de operación para cada una de las maquinas

de las Plantas; a saber: RL13 y 14 (Planta II) y RL15, 16 y 17 (Planta IV). La función

del Secuenciador de Eventos, es la de registrar, mostrar y almacenar, las diversas

variables analógicas y digitales de las Plantas de Generación de Energía. Al

dispararse una alarma por violación de un determinado limite ó por la indicación

de alguna señal binaria, el SOE lo registra automáticamente (siempre y cuando se

encuentre la variable o tag en su Base de Datos) y lo muestra por la interfaz

Hombre-Maquina al Operador respectivo, adicionalmente el SOE es capaz de

almacenar todos los eventos registrados para futuros análisis de las operaciones o

análisis post-mortem.

Si se da el caso, en el cual la comunicación entre las Unidades Terminales Remotas

y el Sistema Central se pierde, cada una de las RTUs y PLCs posee espacio

limitado en memoria para almacenar temporalmente las variables y cuando se

recupere la comunicación, todas estas son reenviadas en avalancha de eventos al

SOE central. Cada uno de los equipos remotos, es capaz de discriminar (mediante

su base de datos), los tags que son relevantes con SOE para el sistema central y los

que no lo son.

106

Éste sistema es muy importante para realizar los diferentes análisis de gestión

operativa y en caso de fallas determinar las causas que motivaron la perdida de

determinado equipo.

En el Realflex (SOE Central), reportan la mayoría de las señales que son

supervisadas por el Symphony y el Infi 90 (sólo en el caso de Planta IV), por lo que

se tiene redundancia en la supervisión de algunas de esas variables.

A continuación se muestra el catalogo de variables necesarias para el sistema de

integración correspondiente a éste sistema:

Ítem Variable Definición Unidad Fuente

1. Generación Bruta Generación Bruta de las Unidades RL13 y 14

KWH RFX 4.2

2. Generación Neta Generación Neta de las Unidades RL13 y 14

KWH RFX 4.2

3. Generación Bruta Generación Bruta de las Unidades RL15, 16 y 17


4. Generación Neta Generación Neta de las Unidades RL15, 16 y 17


5. Temp_Entrada_Aire Temperatura de Aire de entrada a la turbina

ºF

Infi 90 (Planta IV), RFX 4.2

Tabla 8. Catalogo de Variables SOE Realflex

4.2.1.3. Sistema SCADA-EMS Sinaut Spectrum (Sistema SCADA-EMS Sinaut

Spectrum 4.02, Fabricante Siemens AG):

El sistema Sinaut Spectrum, es el sistema central del sistema de Energía Eléctrica

del Occidente del País, éste sistema trabaja bajo plataforma operativa Solaris 2.6 de

Sun Microsystem y es un sistema de control y adquisición de datos orientado al

manejo de energía eléctrica (EMS). El Sinaut Spectrum, no solo supervisa y hace las

funciones de SOE de todas las variables eléctricas del sistema de potencia –

subestaciones-, sino que además es capaz de suministrar herramientas para operar

de forma económica y eficiente todo el sistema de potencia, desde las plantas de

generación hasta la distribución de energía a bajo nivel de voltaje.

Del Sinaut Spectrum, se deben traer algunas variables importantes para el manejo

de la gestión del sistema de generación:

107


1. Demanda Pico histórica

Demanda de energía de consumo total histórica

MW Sinaut Spectrum (Archives)

2. Demanda pico por sistema Colón

Demanda de energía de consumo sistema Colon

MW Sinaut Spectrum (Archives)

3. Demanda pico por sistema Enelco

Demanda de energía de consumo ENELCO MW Sinaut Spectrum

(Archives) 4.

Demanda pico por sistema Occidente

Demanda de energía de consumo total Occidente del estado (ENELDIS)

MW

Sinaut Spectrum (Archives)

5. Generación Neta por unidad

Generación Neta de cada una de las unidades (medido en la S/E)

GWH

Sinaut Spectrum

6.

Generación Neta por planta

Generación Neta de cada una de las Plantas totalizado(medido en la S/E)

GWH

Sinaut Spectrum

7. Importación total

Energía comprada a EDELCA (medido en S/E Tablazo)

GWH Sinaut Spectrum

8. Condiciones operativas por tipo de combustible

Despacho Económico Sinaut Spectrum

9. Indisponibilidad de unidades desde despacho

Indicador calculado %

Sinaut Spectrum

10. Diagrama unifilar simplificado del Sistema

Grafico Sinaut Spectrum

Tabla 9. Catalogo de Variables Sinaut Spectrum.

De la misma forma, se realizaron visitas al área Gerencial y de Mantenimiento y

entrevistas a su personal, con la finalidad de definir los Subsistemas básicos del

área

108

4.2.2. Islas de Información del área Gerencial y de Mantenimiento (Subsistemas

Gerenciales):

4.2.2.1. Sabana de Indicadores de Plantas Foráneas (Hoja de cálculo en Excel 97,

desarrollada por el personal de Mantenimiento de Planta).

Ésta hoja de calculo, consiste en la captura de información diaria y mensual de los

indicadores principales de las Plantas Foráneas. Las Plantas Foráneas de

ENELGEN, son las que se encuentran fuera del área urbana y generan

aproximadamente un 20% del parque de generación interno de la empresa.

Las plantas foráneas de ENELGEN son:

• Planta Urdaneta (Sector El Bajo. Municipio San Francisco).

• Planta Santa Bárbara (Santa Bárbara del Zulia. Municipio Colon de

Perijá).

• Planta San Lorenzo (Zona Sur de la Costa oriental del lago).

• Planta Casigua (Casigua El Cubo).

• Planta Concepción (La Concepción).

La frecuencia con la cual se almacenan estos datos es diaria y mensual. Estos a su

vez son transcritos a la hoja de cálculo de forma manual por el operador del

sistema (en caso de variables operacionales) ó por el personal de Estadísticas y

Mantenimiento. Los datos enviados son:


1. Generación Bruta PRU Corresponde a la generación Bruta en KWH de PRU KWH Sabana Foránea

2. Generación Neta PRU Corresponde a la generación Neta en KWH de PRU KWH Sabana Foránea

3. Generación Bruta PLC Corresponde a la generación Bruta en KWH de PLC KWH Sabana Foránea

4. Generación Neta PLC Corresponde a la generación Neta en KWH de PLC KWH Sabana Foránea

5. Generación Bruta PCSG Corresponde a la generación Bruta en KWH de PCSG KWH Sabana Foránea

6. Generación Neta PCSG Corresponde a la generación Neta en KWH de PCSG KWH Sabana Foránea

7. Generación Bruta PSB Corresponde a la generación Bruta en KWH de PSB KWH Sabana Foránea

8. Generación Neta PSB Corresponde a la generación Neta en KWH de PSB KWH Sabana Foránea

109

9. Generación Bruta PSL Corresponde a la generación Bruta en KWH de PSL KWH Sabana Foránea

10. Generación Bruta con Gas PRU

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRU

KWH Sabana Foránea

11. Generación Neta con Gas PRU

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRU

KWH Sabana Foránea

12. Generación Bruta con Gas PLC

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PLC

KWH Sabana Foránea

13. Generación Neta con Gas PLC

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PLC

KWH Sabana Foránea

14. Generación Bruta con Gas PCSG

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PCSG

KWH Sabana Foránea

15. Generación Neta con Gas PCSG

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PCSG

KWH Sabana Foránea

16. Generación Bruta con Gas PSL

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PSL

KWH Sabana Foránea

17. Generación Neta con Gas PSL

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PSL

KWH Sabana Foránea

18. Generación Bruta con Diesel PRU

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PRU

KWH Sabana Foránea

19. Generación Neta con Diesel PRU

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PRU

KWH Sabana Foránea

20. Generación Bruta con Diesel PLC

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PLC

KWH Sabana Foránea

21. Generación Neta con Diesel PLC

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PLC

KWH Sabana Foránea

22. Generación Bruta con Diesel PSB

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSB

KWH Sabana Foránea

23. Generación Neta con Diesel PSB

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSB

KWH Sabana Foránea

24. Generación Bruta con Diesel PCSG

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PCSG

KWH Sabana Foránea

25. Generación Neta con Diesel PCSG

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PCSG

KWH Sabana Foránea

26. Generación Bruta con Corresponde a la generación Bruta KWH Sabana Foránea

110

Diesel PSL en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSL

27. Consumo Gas PRU Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PRU M3 Sabana Foránea

28. Consumo Gas PLC Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PLC M3 Sabana Foránea

29. Consumo Gas PCSG Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PCSG M3 Sabana Foránea

30. Consumo Gas PSL Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PSL M3 Sabana Foránea

31. Costo de Combustible Gas PRL

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PRL Bs. Sabana Foránea

32. Costo de Combustible Gas PRU

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PRU Bs. Sabana Foránea

33. Costo de Combustible Gas PLC

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PLC Bs. Sabana Foránea

34. Costo de Combustible Gas PCSG

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PCSG Bs. Sabana Foránea

35. Costo de Combustible Gas PSL

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PSL Bs. Sabana Foránea

36. Consumo Diesel PRU Corresponde al consumo de Diesel en litros en PRU Lts Sabana Foránea

37. Compra Diesel PRU Corresponde a la compra de Diesel en litros en PRU Lts Sabana Foránea

38. Costo de Combustible Diesel PRU

Corresponde al costo del consumo de Diesel en PRU Bs. Sabana Foránea

39. Costo de Compra de Diesel PRU

Corresponde al costo de la compra de Diesel en PRU Bs. Sabana Foránea

40. Consumo Diesel PLC Corresponde al consumo de Diesel en litros en PLC Lts Sabana Foránea

41. Compra Diesel PLC Corresponde a la compra de Diesel en litros en PLC Lts Sabana Foránea

42. Costo de Combustible Diesel PLC

Corresponde al costo del consumo de Diesel en PLC Bs. Sabana Foránea

43. Costo de Compra de Diesel PLC

Corresponde al costo de la compra de Diesel en PLC Bs. Sabana Foránea

44. Consumo Diesel PSB Corresponde al consumo de Diesel en litros en PSB Lts Sabana Foránea

45. Compra Diesel PSB Corresponde a la compra de Diesel en litros en PSB Lts Sabana Foránea

46. Costo de Combustible Diesel PSB

Corresponde al costo del consumo de Diesel en PSB Bs. Sabana Foránea

47. Costo de Compra de Diesel PSB

Corresponde al costo de la compra de Diesel en PSB Bs. Sabana Foránea

48. Costo de Flete (Tr. Alcond)

Corresponde al costo del Flete de la compra de Diesel en PSB Bs. Sabana Foránea

49. Consumo Diesel PSL Corresponde al consumo de Diesel en litros en PSL Lts Sabana Foránea

50. Compra Diesel PSL Corresponde a la compra de Diesel en litros en PSL Lts Sabana Foránea

51. Costo de Combustible Corresponde al costo del consumo Bs. Sabana Foránea

111

Diesel PSL de Diesel en PSL Tabla 10. Catalogo de Variables sabana Plantas Foráneas.

4.2.2.2. Sabana de Indicadores de Planta Ramón Laguna (Hoja de cálculo en

Excel 97, desarrollada por el personal de Mantenimiento de Planta).

Tal como se explicó en el capitulo I, II y III, Planta Ramón Laguna, es la Planta

Generadora principal de ENELGEN y de todo el Occidente del país; las Unidades

que la conforman son aproximadamente el 80% de la energía generada en la región

zuliana. Los indicadores de gestión de ésta planta son los principales puntos que

demuestran el comportamiento del negocio de Generación. Al igual que la sabana

de indicadores de las plantas foráneas, estos datos son recogidos y almacenados de

forma manual sin tener hasta ahora ningún medio automático de generación de

informes y chequeo de información para los diferentes niveles de información.

El catalogo de variables seleccionado de éstos indicadores son:


1 Generación Bruta Planta II Corresponde a la generación Bruta en KWH de Planta II (RL13+RL14) KWH Sabana PRL.

2 Generación Neta Planta II

Corresponde a la generación Neta en KWH de Planta II (RL13+RL14), es decir la generación bruta menos el consumos de auxiliares

KWH Sabana PRL.

3 Generación Bruta Planta IV Corresponde a la generación Bruta en KWH de Planta IV (RL15+RL16+RL17)

KWH Sabana PRL.

4 Generación Neta Planta IV

Corresponde a la generación Neta en KWH de Planta IV (RL15+RL16+RL17), es decir la generación bruta menos el consumos de auxiliares

KWH Sabana PRL.

5 Generación Bruta Total Sistema

Corresponde a la generación Bruta en KWH del Sistema Enelven/Enelco

KWH Sabana PRL.

6 Generación Neta Total Sistema

Corresponde a la generación Neta en KWH del Sistema Enelven/Enelco KWH Sabana PRL.

7 Generación Bruta con Fuel Oil PRL

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil en PRL

KWH Sabana PRL.

8 Generación Neta con Fuel Oil PRL

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de KWH Sabana PRL.

112

Fuel Oil en PRL

9 Generación Bruta con Gas PRL

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRL

KWH Sabana PRL.

10 Generación Neta con Gas PRL

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRL

KWH Sabana PRL.

11 Generación Bruta Total Fuel Oil

Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil total

KWH Sabana PRL.

12 Generación Neta Total Fuel Oil

Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil total

KWH Sabana PRL.

13 Generación Bruta Total Gas Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas total

KWH Sabana PRL.

14 Generación Neta Total Gas Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas total

KWH Sabana PRL.

15 Consumo Gas PRL Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PRL M3 Sabana PRL.

16 Costo de Combustible Gas PRL

Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PRL Bs. Sabana PRL.

17 Consumo Fuel Oil PRL Corresponde al consumo de Fuel Oil en litros en PRL Lts Sabana PRL.

18 Compra Fuel Oil PRL Corresponde a la compra de Fuel Oil en litros en PRL Lts Sabana PRL.

19 Costo de Combustible Fuel Oil PRL

Corresponde al costo del consumo de Fuel Oil en PRL Bs. Sabana PRL.

20 Costo de Compra de Fuel Oil PRL

Corresponde al costo de la compra de Fuel Oil en PRL Bs. Sabana PRL.

21 Costo de Flete ( Terminales) Corresponde al costo del Flete de la compra de Fuel Oil en PRL Bs. Sabana PRL.

22 Consumo Aditivo Pentomag-2000

Corresponde al consumo de Aditivo en litros en PRL Lts Sabana PRL.

23 Compra Aditivo Pentomag-2000

Corresponde a la compra de Aditivo en litros en PRL Lts Sabana PRL.

24 Costo por consumo Aditivo Pentomag-2000

Corresponde al costo del consumo de Aditivo en PRL Bs. Sabana PRL.

25 Costo por compra Aditivo Pentomag-2000

Corresponde al costo de la compra de Aditivo en PRL Bs. Sabana PRL.

26 Consumo de Agua cruda Corresponde al consumo de Agua en metros cúbicos de PRL M3 Sabana PRL.

27 Costo de Generación Turb a Vapor con Gas

Corresponde al costo de la energía para una turbina a vapor consumiendo Gas

Bs./KWH Sabana PRL.

28 Costo de Generación Turb a Vapor con Petróleo

Corresponde al costo de la energía para una turbina a vapor consumiendo Fuel Oil

Bs./KWH Sabana PRL.

29 Costo de Generación Turb a Gas con Gas

Corresponde al costo de la energía para una turbina a gas consumiendo Bs./KWH Sabana PRL.

113

Gas

30 Costo de Generación Turb a Gas con Diesel

Corresponde al costo de la energía para una turbina a gas consumiendo Diesel

Bs./KWH Sabana PRL.

31 Indisponibilidad total por unidad en PRL

Porcentaje de Indisponibilidad de la Maquina (Indispon=Hrs_Operación/Hrs_Totales)

% Sabana PRL.(calculado)

32 Heat Rate Bruto Pta II

HR=(BTU(p)+BTU(g))/KWH Donde: BTU(p): Poder calórico del Petróleo. BTU(g): Poder Calórico del gas.

BTU/KWH

Sabana PRL.(calculado)

33 Heat Rate Neto Pta II


BTU/KWH


34 Heat Rate Bruto Pta IV


BTU/KWH


35 Heat Rate Neto Pta IV


BTU/KWH


36 Heat Rate Bruto PRL


BTU/KWH


37 Heat Rate Neto PRL


BTU/KWH


38 Heat Rate Bruto PRU


BTU/KWH


39 Heat Rate Neto PRU


BTU/KWH


40 Heat Rate Bruto PLC


BTU/KWH


41 Heat Rate Neto PLC


BTU/KWH


42 Heat Rate Bruto PSB HR=(BTU(D))/KWH Donde: BTU(D): Poder calórico del Diesel.

BTU/KWH


114

43 Heat Rate Neto PSB HR=(BTU(D))/KWH Donde: BTU(D): Poder calórico del Diesel.

BTU/KWH


44 Heat Rate Bruto PCSG


BTU/KWH


45 Heat Rate Neto PCSG


BTU/KWH


46 Heat Rate Bruto PSL


BTU/KWH


Tabla 11. Catalogo de Variables sabana Planta Ramón Laguna.

4.2.2.3. Sistema de Aplicaciones y Productos (SAP R/3, Fabricante SAP AG,

Módulos MM Materiales, PM Mantenimiento de Planta).

El sistema de Aplicaciones y Productos (SAP), sirve como sistema de gestión para

manejar el workflow de las operaciones gerenciales dentro del negocio. El SAP,

permite realizar el manejo de la gestión pasando por los órganos regulares de

trabajo para las diversas aprobaciones y procesos que se deban realizar según los

métodos y procedimientos preestablecidos en el negocio.

El SAP es un ERP para la Planeación de los Recursos de la Empresa (por sus siglas

en inglés "Enterprise Resource Planning"). Estos sistemas han evolucionado a

partir de los sistemas de Planeación de los Recursos de Materiales MRP y MRPII

(Materials Resource Planning), lo cuales se enfocaban básicamente en el control de

inventarios y planeación de la producción.

Los módulos integrados al Sistema Integrado de Gestión de Información de Planta

son descritos brevemente a continuación:

4.2.2.3.1. Modulo de Sistema de proyectos (PS)

115

Debido a que en las Plantas de Generación de Energía Eléctrica se precisa una

planificación detallada de las diversas operaciones que componen los proyectos, el

jefe del proyecto es el responsable de garantizar que el proyecto se ejecute de

manera eficaz, puntualmente y se ciña al presupuesto. Puede conseguirlo

asegurándose de que dispone de los recursos y fondos precisos cuando los

necesita.

Generalmente, los proyectos forman parte de los procesos internos de una

empresa. Para poder controlar todas las tareas de la ejecución del proyecto, se

necesita un formulario de organización específico para el proyecto y compartido

por todos los departamentos implicados. Antes de poder llevar a cabo el proyecto

en su totalidad, los objetivos del mismo deben describirse de forma precisa y

deben estructurarse las operaciones de proyecto que vayan a realizarse. Es

necesaria una estructura de proyecto clara y bien definida para que la

planificación, la supervisión y el control del proyecto sean satisfactorios.

Un proyecto se estructura según los siguientes puntos de vista:

Por estructura, utilizando un plan de la estructura del proyecto (PEP)

Por proceso, utilizando operaciones individuales (paquetes de trabajo)

Normalmente, los jefes de proyecto distinguen entre dos tipos de proyecto:

Proyectos financiados externamente

Proyectos de cliente

Proyectos financiados internamente

Proyectos de gastos generales

Proyectos de inversión de capital

• Integración

El alto grado de integración entre el Sistema de proyectos (PS) y otros

componentes de aplicación del Sistema R/3 implica que se puede planificar,

ejecutar e incluir proyectos como parte de sus procedimientos comerciales

116

normales. Esto significa que el Sistema de proyectos accede constantemente a los

datos de todos los departamentos que participan en el proyecto.

• Características

El Sistema de proyectos R/3 garantiza una supervisión constante y detallada de

todos los aspectos del proyecto.

Aquí se incluyen los aspectos técnicos, así como los aspectos comerciales del

proyecto.

• Utilización

Cada proyecto se inicia con la definición y clasificación de las estructuras

necesarias para ejecutarlo y la incorporación de dichas estructuras a la estructura

existente de la empresa.

El Sistema de proyectos no tiene estructuras organizativas propias. Se incorpora a

la estructura existente mediante asignaciones a las unidades organizativas de

Finanzas y Logística. De este modo, el Sistema de proyectos puede presentar datos

de manera clara y de distintas formas.

4.2.2.3.2. Material Management (MM)

Este módulo comprende todas las actividades y funciones logísticas relacionadas

con la adquisición y el aprovisionamiento (compras) y el control (inventario,

almacenes) de la cadena de suministro.

Los componentes más importantes de MM son:

MM-EDI. Intercambio electrónico de datos o Electronic Data Interchange. Se utiliza

como un estándar para el intercambio de mensajes comerciales entre empresas.

MM-IM. Gestión de inventario. La gestión del inventario se convierte en una gran

herramienta para la planificación, y permite comparar los materiales pedidos con

los recibidos. Contiene enlaces directos con los módulos de compras y control de

calidad. Con este módulo siempre se tiene registrado el control de stocks

117

actualizado, dado que todo movimiento de material es inmediatamente reflejado

en el sistema. MM-IV. Verificación de facturas. Herramienta adecuada para evitar

pagar más de lo necesario. Maneja información directamente de los módulos

contables y de control de costes, y permite definir grados de tolerancia, analizando

los movimientos de materiales. MM-PUR. Compras. Este componente incluye un

gran número de operaciones para mejorar la gestión y optimizar el proceso de

compras: gestión solicitudes de compras, establecimiento de límites de pedidos,

comparación de precios de proveedores, acuerdos marco, estado de los pedidos,

etc. MM-WM. Gestión de almacenes. Este módulo permite gestionar estructuras

complejas de almacenes, controlar áreas remotas de almacenamiento, optimizar

rutas de transportes, etc. Se enlaza perfectamente con las aplicaciones de ventas y

distribución, así como la gestión de inversiones.

4.2.2.3.3. Módulo PM-Plant Maintenance. Mantenimiento de planta

Provee una planeación y el control del mantenimiento de la planta a través de

la calendarización, así como las inspecciones, mantenimientos de daños y

administración de servicios para asegurar la disponibilidad de los sistemas

operacionales, incluyendo plantas y equipos entregados a los clientes.

A continuación, se muestra el catalogo de variables del SAP que servirán de

insumo al sistema integrado de información gerencial:


1 Identificación elemento PEP

Describe el elemento PEP de acuerdo a la forma PIG-XXXXXX-XXX ó PGG-XXXXXX-XXX

Text SAP-PS

2 Descripción elemento PEP

Indica el título del elemento PEP p.e. "Plan de Choque" Text SAP-PS

3 Estatus

Muestra el estatus de usuario y de sistema de o de los elementos PEP´s seleccionados. Entre los estatus de usuario están N_AP/IDPR/PARL/PAFO. Entre los estatus del sistema están ABIE/LIBP/LIBE/

Text SAP-PS

4 Fecha inicio Indica la fecha de inicio planeada Fecha SAP-PS

118

extrema más próxima

5 Fecha fin extrema Indica la fecha de fin planeada más lejana Fecha SAP-PS

6 Plan de la orden del Proyecto

Muestra los costos planeadas en el o los elementos PEP´s seleccionados Bs. SAP-PS

7 Presupuesto elementos PEP

Muestra el presupuesto aprobado del o de los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

8 Costos Reales Muestra los costos reales del o de los elementos PEP´s seleccionados Bs. SAP-PS

9 Costos Comprometidos

Muestra los costos comprometidos del o de los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

10 Asignado

Muestra los costos asignados del o de los elementos PEP´s seleccionados. Este asignado corresponde a la suma de los costos reales + los comprometidos

Bs. SAP-PS

11 Avances PEP Muestra el valor porcentual de avance del o de los elementos PEP´s seleccionados

% SAP-PS

12 Disponible

Muestra los costos disponibles del o de los elementos PEP´s seleccionados. Este disponible corresponde a la suma de los costos reales + los comprometidos - el presupuesto

SAP-PS

13 Identificación Plan de Mantenimiento

Describe el elemento PEP de acuerdo a la forma PLMG-XXXXXX-XXX ó PGG-XXXXXX-XXX

Text SAP-PM

14 Descripción Plan de Mantenimiento

Indica el título del elemento PEP p.e. "Plan de Choque" Text SAP-PM

15 Presupuesto Planes de Mantenimiento

Bs. SAP-PM

16 Estatus Text SAP-PM

17 Fecha inicio extrema Fecha SAP-PM

18 Fecha fin extrema Fecha SAP-PM 19 Costos Reales Bs. SAP-PM

20 Costos Comprometidos Bs. SAP-PM

21 Asignado Bs. SAP-PM 22 Disponible Bs. SAP-PM

23 Indicadores financieros %

Tabla 12. Catalogo de Variables SAP.

4.3. Análisis Especifico del proceso actual de Integración:

119

Al realizar el análisis específico, se busca conocer de manera precisa las

características relevantes del dominio de la investigación, determinando los actores

que llevan a cabo cada una de las funciones inmersas en el proceso productivo de

la empresa y la descripción correspondiente a su comportamiento. El análisis

especifico (tal como se explicó en el capitulo III según Metodología sugerida por

Ortiz), está compuesto por un análisis estático, que genera un esquema con los

posibles objetos existentes dentro de los procesos productivos. También, se tiene

un análisis Dinámico que describe el comportamiento de los objetos de forma

individual y colectiva, y el análisis Funcional que determina las funciones llevadas

a cabo en la empresa a partir de la información suministrada por los objetos.

Para los análisis descritos, se utilizó el Lenguaje de Modelado Unificado (UML)

con la herramienta Rational Rose en su versión 98, realizando diagramas de casos

de uso, clases, secuencia (dinámico), etc.

4.3.1. Análisis Estático

El análisis estático, busca capturar la estructura de los objetos que interactúan en el

sistema o área de interés. El área de interés de este sistema es el “Sistema de

Gestión de Información de Plantas“. A través del estudio de los casos de uso, se

puede tener una visualización general del dominio y ser validado de manera fácil

por los clientes. A su vez, a partir de este diagrama se pueden comenzar a definir

las diferentes clases y objetos a utilizar dentro del sistema.

Siguiendo la metodología seleccionada, se realizo un diagrama de casos de uso que

demostrara la situación actual del sistema, como se realiza actualmente el proceso

para el manejo de la información dentro del dominio seleccionado con la finalidad

de poder determinar:

• Que entidades están involucradas dentro del dominio de integración?

• Que información manejan?

• Cual es su comportamiento?

• Que funciones cumplen?

120

A continuación, se muestra el diagrama de casos de uso correspondiente a la

situación actual del sistema de gestión y posteriormente se muestra (a través de la

metodología) como simplificar el desarrollo.

Figura 38. Sistema de Gestión Actual

Según lo expresado en el Planteamiento del Problema (Capitulo I) y la figura

anterior, se puede visualizar que el sistema actual no se encuentra completamente

integrado, además de que la mayoría de los procesos se ejecutan de forma manual

mediante transcripciones que debe elaborar el Operador, esto trae sin dudas una

serie de desventajas estudiadas en la justificación de este trabajo (Capitulo I).

Sabana Foranea

SAPUsuario

Sistema Operaciones Planta IV

SOE de Planta IV

SOE Planta IISabana PRL

EMS

Operador

Carga_Manual<<extend>>

<<extend>>

<<extend>>

<<extend>>

<<extend>>

121

El diagrama de caso de uso anterior (Sistema de Gestión actual), se puede resumir

en lo siguiente:

Figura 39. Sistema de Gestión Actual (resumido).

El diagrama de caso de uso resumido correspondiente al sistema de Gestión actual,

esta definido por lo siguiente:

� Usuario (Actor): Es la persona que realiza consultas al Sistema de

Información de Gestión de Planta. El usuario, puede ser:

• Gerente: Líder de la Gestión (nivel de máximo de usuario).

• Mantenimiento: Programador de Mantenimiento de los Diferentes

sistemas de Planta.

� Operador (Actor): Persona que se encarga de recoger y transcribir los datos

al sistema.

� Data Entry: Corresponde a la entrada de datos al sistema de sabanas.

� Consultar: Consultas de información por parte del Usuario al sistema

(sabanas).

� Carga_manual: Proceso de trascripción manual por parte del operador a las

diferentes sabanas. la data es recopilada por independientemente por el

operador particular de cada sistema y lo pasa a la sabana de información.

Usuario

(from Use Case View)

Operador

(f rom Use Case V iew)

Carga_Manual

Consultar

DataEntry

<<extend>>

122

Algunos datos son transcritos de forma diaria y otros de manera mensual.

no se pueden tener en tiempo real por la falta de una interfaz automática de

transmisión y procesamiento de datos.

4.3.1.1. Identificación de las clases de los Objetos

Siguiendo con la metodología, se procedió a Identificar las clases de los objetos,

haciendo énfasis en las que fueran relevantes dentro del dominio de la aplicación.

De esta manera se llego a lo siguiente:

Figura 40. Definición de Clases.

Las clases identificadas describen la estructura del sistema subrayando el

comportamiento de los objetos. Cada una de estas clases tiene un comportamiento

específico dentro del sistema. Siguiendo la metodología, algunas de estas clases

podrán ser eliminadas, fusionadas o ampliadas según las necesidades identificadas

en los subsiguientes pasos.

U s u a rio

O p e ra d o r(f ro m U se C a se V i e w )

In te g ra d o r

S is te m a _ F u e n te

A P I_ U s u a rio A P I_ S is te m a

C o n e x io n

M a in

123

4.3.1.2. Retener las Clases Correctas:

En este paso se descartaron las clases innecesarias e incorrectas según los

siguientes criterios:

• Clases redundantes: si se dan dos clases que expresan la misma

información, hay que retener la que tenga el nombre más descriptivo.

• Clases irrelevantes: si una clase tiene poco o nada que ver con el problema,

debe ser eliminada. Esto implica utilizar nuestro propio criterio, porque en

otro contexto la clase puede resultar importante.

• Clases vagas: una clase debe ser algo específico. Ciertas clases candidatas

pueden tener unos límites mal definidos o pueden tener un ámbito excesivo.

• Atributos: los nombres que describen sobre todo objetos individuales,

deben recalificarse como atributos

• Operaciones: al igual que los eventos, son calificados como clases de

objetos dentro de BOA, pero ambos serán tomados en cuenta como parte del

modelo dinámico, debido a que su relación de composición permite

enumerarlos dentro del símbolo de clase como etiquetas especiales.

Según los criterios anteriores se procedió a realizar lo siguiente:

• Se eliminó la clase “Main”, debido a que era una clase no especifica dentro

de los procesos manejados por el sistema (criterio de clase vaga)

• De igual forma se eliminó la clase “Operador”, debido a que las funciones

ejecutadas por ella serán ampliadas dentro de las ejecutadas por la clase

“Usuario” (criterio de clase redundante y de Atributo). Dentro de la

descripción actual de la clase Usuario solo se realizaban consultas al Sistema

según el nivel jerárquico, sin embargo al ampliar los atributos de esta clase,

se realizara también entrada de datos en caso de ser necesario, aunque toda

la trascripción y manejo de información, será manejada por los objetos de la

Clase ”Integrador” quienes serán los encargados conjuntamente con los

objetos de las clases de Interfaz, de conectarse a los diferentes sistemas y

realizar la gestión de manejo de mensajes e información (Middleware).

124

• Asimismo, con la finalidad de resumir el análisis de las diferentes clases y

de resumir sus funciones, se creó un diagrama de Paquetes (variación del

Diagrama de Clases), donde se dividen las clases según su

comportamiento y función, quedando de la siguiente forma:

Figura 41. Diagrama de Paquetes de Clases.

Figura 42. Clases del paquete Servicios al usuario.

Figura 43. Clases del paquete Interfaces.

API_Sistema(from Logical View)

<<Interface>>API_Usuario

(from Logical View)

<<Interface>>

Conexion(from Logical View)

Integrador(from Logical View)

Usuario(f rom Logical View)

Sistema_Fuente(f rom Logica l View)

Servicios al usuario

Interfaces

125

4.3.1.3. Preparación del Diccionario de Datos:

Las palabras aisladas tienen demasiadas interpretaciones, así que hay que preparar

un diccionario de datos para todas las entidades del modelado. Se describe el

alcance de la clase dentro del problema estudiado, incluyendo todas las

suposiciones o restricciones acerca de sus miembros. El diccionario de datos

también describe las asociaciones, atributos y operaciones.

De esta manera se procedió a describir cada clase con los atributos asociados:

Ítem Clase Descripción

1 Usuario Es la clase asociada a las persona que pueden realizar consultas y/o modificaciones al Sistema de Información de Gestión de Planta. El usuario (de acuerdo a su perfil de seguridad) puede realizar inclusión de datos manuales (en caso de ser necesario) además de tener diferentes perfiles de visualización según el nivel predeterminado. También puede ejecutar el mantenimiento del sistema si esta permitido para el.

2 Sistema_Fuente Abarca todo lo referente a los diferentes tipos de sistemas fuentes que sirven de insumo al sistema de Gestión de información de Planta.

3 API_Sistema Corresponde a la clase de tipo interfaz cuyo comportamiento se basa en el servicio de manejo de mensajes de datos entre los diferentes tipos de sistemas fuentes y el Sistema Integrador (Middleware)..

4 API_Usuario Corresponde a la clase de tipo interfaz cuyo comportamiento se basa en el servicio de manejo de mensajes de datos entre los diferentes tipos de usuarios y el Sistema Integrador (Middleware).

5 Integrador Es la clase del sistema que sirve como Middleware para el manejo de la información correspondiente de cada uno de los sistemas fuentes. La clase integrador incluye el FrontEnd que gestiona la transferencia de datos a la pagina de visualización., la cual se encuentra contenida dentro de las funciones del Integrador

6 Conexión La clase conexión, se encarga de servir como demonio o agente de supervisión de las conexiones entre los sistemas fuentes y los objetos de clase Integrador.

Tabla 13. Diccionario de Clases.

126

Ítem Objeto Clase Descripción

1 User Usuario Objeto que interactúa con la información del sistema. Este objeto puede visualizar a través del objeto visualizador o modificar por entrada manual alguna data particular del sistema.

2 infi90 Sistema_Fuente Objeto a través del cual se selecciona la interfaz con el Sistema Infi 90.

3 rfx Sistema_Fuente Objeto a través del cual se selecciona la interfaz con el Sistema Realflex.

4 ems Sistema_Fuente Objeto a través del cual se selecciona la interfaz con el Sistema SCADA/EMS Sinaut Spectrum.

5 sap Sistema_Fuente Objeto a través del cual se selecciona la interfaz con el Sistema SAP.

6 foran Sistema_Fuente Objeto a través del cual se selecciona la interfaz con el Sistema de información foráneo (incluido dentro de las paginas de este sistema)..

7 prlII Integrador Objeto de tipo Integrador, que sirve como broker para la data transferida desde los subsistemas asociados a Planta II..

8 prlIV Integrador Objeto de tipo Integrador, que sirve como broker para la data transferida desde los subsistemas asociados a Planta IV..

9 foránea Integrador Objeto de tipo Integrador, que sirve como broker para la data transferida desde los subsistemas asociados a las Plantas foráneas..

10 visualizador Integrador Objeto de visualización de datos.

Tabla 14. Diccionario de Objetos.

4.3.1.4. Preparación Identificación de los Atributos de las Clases:

A continuación, se identificaron los atributos de las clases. Los atributos son

propiedades individuales que describen una característica resaltante de la clase.

Los atributos no deben ser objetos, en este caso se utiliza una asociación,

probablemente de agregación para resaltan la relación entre los objetos.

No se debe exagerar el descubrimiento de atributos. Se deben considerar

solamente aquellos que estén relacionados directamente con una aplicación o

127

contexto particular, tomando primero los atributos más importantes; los detalles

más finos se pueden añadir posteriormente.

Los atributos derivados deben ser omitidos o marcados de una manera clara. Los

atributos derivados, al igual que los objetos y asociaciones derivadas, pueden

resultar útiles para abstraer propiedades significativas de una aplicación, pero

deberían distinguirse claramente de los atributos básicos, que definen el estado del

objeto. Los atributos derivados no deben representarse como operaciones, aún

cuando eventualmente puedan llegar a implementarse de esta manera.

Cuando dos objetos comparten un atributo dentro de un enlace, a éste se denomina

atributo de enlace.

A continuación se visualizan los atributos de las diferentes clases:

Figura 44. Atributos de las Clases Usuario y Sistema_Fuente.

Clase Atributos Tipo Descripción

nombre String Nombre del Usuario que inicia la sesion. En formato tipo string.

Ci Int identificador del usuario (cedula de identidad)..

Passwd String Palabra clave del usuario.

Usuario

Tipo char Tipo de usuario (definido en perfiles de seguridad).

Sistema_Fuente Tipo char Tipo de sistema (Operativo, Gerencial, etc)

Tabla 15. Descripción de Atributos.

Usuario

nombre : stringci : intPasswd : s tringtipo : char

(from Logical View)Sistema_Fuente

tipo : char(f rom Log ical View)

128

Figura 45. Atributos de las Clases API_Sistema, API_Usuario, Integrador y Conexión.

Clase Atributos Tipo Descripción

API_Sistema Tipo char Tipo de sistema (Operativo, Gerencial, etc)

API_Usuario Tipo char Tipo de usuario (definido en perfiles de seguridad).

Integrador Tipo Sistema_Fuente Tipo de Sistema Seleccionado según los tipos de Sistema Fuente definidos (infi90, rfx, etc).

Conexion flag char Bandera de indicación del estado de la conexión.

Tabla 16. Descripción de Atributos.

Para concluir el análisis Estático, se puede apreciar el modelo parcial con el

respectivo dominio:

API_Sistema

tipo : char

getData()requestData()setData()

(from Logical View)


tipo : char

getNombreUsuario()checkUsuario()getPerfil()

(from Logical View)

<<Interface>>

Conexion

flag : int

daemon()

(from Logical View)Integrador

tipo : Sistema_Fuente

apiRequest()

(from Logical View)

129

Figura 45. Diagrama de Clases del Sistema Integrado de Gestión de Plantas Eléctricas.

4.3.2. Análisis Dinámico:

El análisis Dinámico, describe los aspectos del dominio de interés que tratan la

temporización y secuencia de las operaciones (eventos que marcan cambios de

estados, secuencia de eventos, estados que definen el contexto para los eventos),

además de la organización de los sucesos y estados. El modelo dinámico también

captura el control, aquel aspecto del sistema que describe las secuencias de

operaciones que se producen sin tener en cuenta lo que hagan las operaciones, a

quien afecten o la manera en que sean implementadas. La representación de los

resultados se llevó a cabo por medio de diagramas de transición de estados,

esquemas de eventos y diagramas de secuencias.

Usuario

nombre : stringci : intPasswd : stringtipo : char

(from Logical View)Sistema_Fuente

tipo : char(from Logical View)

API_Sis tema

tipo : char

getData()requestData()setData()

(f rom Logical V iew)


tipo : char

getNombreUsuario()checkUsuario()getPerfil()

(from Logical View)

<<Interface>> Conexion

flag : int

daemon()

(f rom Lo gical V iew)

Integrador

tipo : Sistema_Fuente

apiRequest()

(from Logical View)

<<use>>

Sistema Integrado de Gestión de Plantas Eléctricas.

130

El análisis dinámico busca también contestar a las siguientes preguntas según James

Martin:

• En que estados se puede encontrar un objeto?

• Que transiciones de estados se pueden dar?

• Que eventos ocurren?

• Que eventos y operaciones se llevan a cabo?

• Que interacciones ocurren entre objetos?

• Cuales son las reglas de Activación?

Según se explica en la metodología, se deben caracterizar y estudiar los diferentes

escenarios, con la finalidad de dinamizar el comportamiento de los objetos. Los

escenarios son caracterizados mediante el uso de los Diagramas de Secuencia

(notación UML), “por medio del cual se puede formalizar el comportamiento del

sistema y visualizar la comunicación entre objetos” (Object-Oriented Software

Engineering. Bruegge/Dutoit. P. 26. 2000).

A continuación se presentan los diagramas de secuencia correspondientes a los

casos de uso del sistema propuesto:

Figura 45. Diagrama de Caso de Uso del Sistema Propuesto.

Usuario

(from Use Case View)

DataEntry

Integrador

Consultar

<<use>>

<<use>>

131

Figura 46. Diagrama de Secuencia (Caso: Conexión del Usuario).

Figura 47. Diagrama de Secuencia (Caso: Consulta al Sistema).

Interfaz_Usuario : API_UsuarioUser : Usuario

Pantalla_Integrador : Integrador

demonio : Conexion

1: init()

3: enter nombre y password.

4: checkUsuario()

5: getNombreUsuario()

6: getPerfil()

2: daemon()

Pantalla_Integrador :

Interfaz : API_Sistema

Infi_Sist : Sistema_

2: apiRequest()

4: getData()

5: requestData()

demonio : ConexionUser : Usuario

3: daemon()

1: init()

132

Figura 48. Diagrama de Secuencia (Caso: Set de Data).

Figura 49. Diagrama de Secuencia (Caso: Login Error).

Pantalla_Integrador :

Interfaz : API_Sistema

Infi_Sist : Sistema_

demonio : ConexionUser : Usuario

2: apiRequest()

4: getData()

5: requestData()

6: setData()

3: daemon()

1: init()

Interfaz_Usuario : API_UsuarioUser : Usuario

Pantalla_Integrador : Integrador

demonio : Conexion

1: init()

4: enter nombre y password.

5: checkUsuario()

6: getNombreUsuario()

7: getPerfil()

2: daemon()3:

8: error()

133

En los Diagramas de Secuencia presentados, se pueden observar algunas

Operaciones o métodos que realizan los procesos principales dentro del sistema,

asimismo pueden disparar algunos indicadores para otros programas o

componentes inicien una secuencia preestablecida.

Los métodos u Operadores utilizados son:

Item Método Descripción

1. ApiRequest() Método que se encarga de solicitar información a las interfaces de usuarios y del sistema, con la finalidad de inicializar los procesos de integración.

2. requestData() Método que se ejecuta dentro de la clase tipo Interfaz API_Sistema, con la finalidad de solicitar la captura de información de los distintos sistemas.

3. GetData() Método que se ejecuta dentro de la clase tipo Interfaz API_Sistema, con la finalidad de recoger la data correspondiente a cada uno de los sistemas con los cuales interactua (Infi90, Realflex, SAP, etc.). GeData(), se inicializa siempre que requestData() haya solicitado información.

4. SetData() Método que se ejecuta dentro de la clase API_Sistema, con la finalidad de modificar via entrada manual cualquier cambio temporal y local en las variables del sistema.

5. CheckUsuario() Método de clase API_Usuario, de la clase API_Usuario, que se encarga de validar los datos de Login y Password del usuario que intenta inicializar la sesión.

6. GetPerfil() Método que se encarga de revisar el perfil del usuario y el nivel de acceso correspondiente (data que puede observar, tipo de presentación, etc).

7. GetNombreUsuario() Programa que se encarga de traer el nombre del usuario y ciertas características básicas previo chequeo de su perfil (getPerfil() y checUsuario()).

8. Init() Método de inicialización. 9. Daemon() Programa tipo demonio que se encarga de comprobar

el estado de las conexiones de las diferentes interfaces dentro de la integración.

10. Error() Método de manejo de errores en el inicio de sesión.

Tabla 17. Descripción de los Métodos u Operadores del Sistema.

134

4.3.3. Análisis Funcional:

Hasta el momento se han descrito los pasos y consideraciones necesarias para

caracterizar los elementos existentes en un entorno empresarial y la interacción

entre ellos. Esto se consigue llevando a cabo los análisis estático y dinámico.

El análisis estático arroja como resultado un modelo completo del área de interés

desde el punto de vista estructural, es decir, identificación de las entidades, sus

estructuras y las relaciones existentes, mientras que el análisis dinámico permite

establecer el comportamiento individual y colectivo de los objetos a través del

tiempo. Se han reconocido entonces “a quien” (objetos de negocio y objetos

procesos) y el “cuando”(eventos), sin embargo, es necesario expresar de manera

explícita como los procesos de empresa involucrados visualizan y ejercen acciones

sobre los objetos de negocios cuyos accesos se realizan de manera directa por los

sistemas SCADA y de Gestión de Información.

Según Rumbaugh, “el modelo funcional expresa lo que sucede, el modelo

dinámico determina cuando sucede y el modelo estático reseña a quien le sucede”.

Dado que OMT es una metodología para el análisis y diseño de sistemas de

información, la adopción del análisis funcional en esta investigación se remite a la

realización del mismo y la utilización de cierta metodología.

Tal como se ha mencionado anteriormente el objetivo principal de la investigación

es la integración de empresas, el modelado está orientado a la descripción de

entornos empresariales, lo cual justifica la inclusión de objetos procesos dentro del

modelo estático para capturar la relación entre éstos y los objetos representativos

de infraestructura, materia prima y métodos de producción entre otros.

En analogía a la perspectiva del análisis de sistemas de información, es posible ver

la empresa como un sistema de decisiones que toma información del proceso físico

y ejerce acciones de control sobre él.

El énfasis del análisis funcional se centra en la necesidad de información existente

en la realización de cada uno de los procesos decisionales de empresa, basándose

135

en la piezas de modelaje empleadas por CIMOSA. Otra utilidad del análisis

funcional reside en que proporciona la información necesaria para la definición de

vistas de objetos en fases posteriores, ya que en ellos se describe la absorción y

transformación de la información por parte de cada uno de las piezas de

funcionalidad existente en la empresa.

Un modelo funcional consta de múltiples diagramas de datos que muestran el flujo

de valores desde las entradas externas, a través de las operaciones hasta las salidas

externas. La referencia al flujo de control se restringe a la distinción entre la

información que soporta la operación y la información que la restringe, esto es, el

control sobre el proceso decisional.

El nivel de detalle del análisis debe estar acorde con el alcance establecido al inicio

del plan y puede abarcar desde los funciones de más alto nivel hasta las

operaciones efectuadas sobre cada una de los objetos del sistema.

Siguiendo los pasos de la metodología se procedió a:

• Identificar los valores de Entrada y Salida

• Construcción de Diagramas de Flujos de Datos (Según estándares OMT), que

mostraran dependencias funcionales

• Caracterizar los procesos según la metodología ETVX.

4.3.3.1. Identificar los valores de Entrada y Salida:

Es necesario identificar los límites funcionales del área a caracterizar. En analogía a

los sistemas de información y con la perspectiva otorgada por la arquitectura de

referencia, es posible pensar en la empresa como un gran sistema de control y

adquisición de datos que se interrelaciona con el actor “sistema de Generación de

energía”, el cual proporciona por medio de su estado la posibilidad de recrear una

imagen de lo que en él sucede. Las entradas y salidas están constituidas por la

información recolectada por equipos terminales remotos y la transmitidas por

éstos al campo. Funcionalmente, este equipo cumple con objetivos ligados a la

regulación y monitoreo del sistema eléctrico y por lo tanto, las entradas y salidas a

136

la empresa con respecto al área de control lo constituye el intercambio

mencionado. En función a lo anteriormente planteado, se procedió a estudiar las

entradas al Sistema Integrado de Gestión de Información de Planta y las salidas

esperadas, obteniéndose lo siguiente:

Figura 50. Identificación de Valores de Entrada y Salida.

Cada una de las variables determinadas vienen asociadas a los catálogos definidos

en el punto 4.2 de éste capitulo. Las variables de salida fueron consultadas con el

personal del área operacional, de mantenimiento y Gerencial, con la finalidad de

determinar sus necesidades y requerimientos tal como se explica en el análisis de

las entrevista y captura de requerimientos del punto 4.4 del presente capitulo.

4..3.3.2. Construcción de los Diagramas de Flujo de Datos:

Es necesario identificar los límites funcionales del área a caracterizar. En analogía a

los sistemas de información y con la perspectiva otorgada por la arquitectura de

referencia, es posible pensar en la empresa como un gran sistema de control y

Sistema Integrado de

Gestión de Información de

Plantas de Generación Eléctrica

• Variables Analógicas por Planta

• (Según Catálogos) • Variables Digitales por

Planta • (Según Catálogos) • Login/Password • Variables

Administrativas,Gerenciales y de Mantenimiento (desde SAP, etc).

• Datos de Precio de Combustible, niveles detanques, etc.

• Costos de Mantenimiento por Unidad.

• Calculo de Eficiencia por Unidad.

• High Rate por Unidad de Generación.

• Rentabilidad de la Planta.

• Histograma de Datos.• Disponibilidad de la

Planta. • Despacho Económico

137

Figura 51. Diagrama de Flujo de Datos del Sistema.

Donde:

Denota una actividad o Función.

Flujo de Datos: especifica información y dirección, donde la punta de la flecha indica el destino de los datos.

Flujo de Datos: especifica la multiplicidad o complejidad de un valor, en caso de necesitar el transporte del mismo dato o la descomposición de sus agregados.

Integrador

Sistemas Operacionales de

Planta

Sistemas Administrativos y de

Mantenimiento

Control de UsuariosControl de data Supervisoria

Interfaz con el Usuario

Datos del

Proceso

Solicitud

Consignas de Control

Variables de Entrada (Campo y Sistemas de

Control)

138

Rectángulo: especifica las entidades externas que suministran o requieren información del área de interés. Se denominan actores.

Líneas Paralelas: Representan objetos pasivos colectores de información, funcionan como acopio de datos.

4.3.3.3. Caracterización de los Procesos según metodología ETVX (Entry Criteria-

Task-Validation-Exit):

Según se explica en la metodología, la caracterización de los procesos consiste en la

identificación de restricciones y actividades inmediatamente inferiores dentro de la

jerarquía, así como las validaciones posibles dentro del procesos. Los criterios de

entrada y salida determinadas garantizan condiciones satisfechas por los valores

que entran o salen de un proceso determinado. Las actividades permiten una

mejor comprensión del ciclo de trabajo aunque éste no se especifique

rigurosamente. Las validaciones imponen las normas con que debe cumplir la

información que entre y sale del proceso.

En los niveles más bajos, las condiciones previas y posteriores indican restricciones

sobre los objetos y su comportamiento.

A continuación se analizan mediante un diagrama de ETVX los criterios utilizados

parta las entradas, tareas o funciones de los diferentes subprocesos, verificaciones

y validaciones requeridas para la ejecución de los subprocesos y los criterios de

salida respectivos.

Figura 52. Diagrama según metodologInformación para Plantas Eléctricas.

4.4. Captura de Requerimientos Operac

Integración de los Sistemas de ENELGE

Con la finalidad de realizar la captura

clientes y usuarios de los diferentes siste

y visitas al personal de las Plantas de Ge

realizaron una serie de análisis para det

siguientes los siguientes pasos de la meto

Criterios de entrada: • Los tags de entrada deben

contener la siguiente estructura: NomPta_Unidad_Sist_Tipo_Ndato.

• Donde:NomPta: es el nombre de la Planta a la cual pertenece el Dato, Unidad: Unidad Generadora, Sist: Sistema del cual viene el Dato, Tipo: Analog, Digital, calculado, contador, etc. Ndato: Nombre del Dato.

• Los datos deben ser consistentes con la tabla de referencia cruzada creada en el Integrador.

• Los datos digitales o discretos, se reportaran al Integrador sii por excepción.

• Los Datos de tipo Analógicos y contadores reportaran al sistema integrador periódicamente con un scan no mayor a 1 min por punto.

• El Login y Password será

Tareas: Funciones o Subprocesos: • apiRequest(): Tarea o método que se encarga que se encarga de realizar

la solicitud de información por parte del Integrador. • getData(): tarea recoge la data correspondiente a cada uno de los

sistemas fuentes. • requestData(): solicitud de información por parte de la interface

API_Sistema a los sistemas Fuentes. • set_Data(): Set de nueva data vía manual. • Get_Perfil(): tarea de captura de información del perfil del usuario. • Get_Nombre_Usuario: tarea de captura de información del perfil del

nombre y datos básicos del usuario. • Calculos de Eficiencia, productividad, disponibilidad, High Rate de las

diferentes maquinas.

API_UsuarioIntegradUser

Sistema_Fuente

Información Usuario

Criterios de salida: • Cálculos de Eficiencia, High

Rate, rentabilidad, disponibilidad de las unidades generadoras en campos seleccionados (float, integer..dependiendo del tipo de datos).

• Estado de las comunicaciones entre las interfaces de los Integradores (%).

• Histograma por dato de entrada seleccionado.

Entry

Verificaciones y Validaciones: • CheckUsuario(): valida los datos

del usuario que intenta iniciar la s• Daemon(): verifica el estado de la

conexíones para la transmisión de• Ejem: // Source file: Conexion.java public class Conexion { private int flag; Conexion() { } /** @roseuid 3CC34EE80174 */ public int daemon() { } }

API_Sistema

139

ía ETVX para el Sistema de Gestión de

ionales y Gerenciales en materia de

N

de toda la información requerida por los

mas, se realizaron una serie de entrevistas

neración de ENELGEN, adicionalmente se

erminar los requerimientos de los usuarios

dología seleccionada:

daemon()

• Despacho Económico (recomendación de combustible a utilizar, compra o generación => diagrama de

Exit

de login y password esión. s diferentes los mensajes.

140

• Entrevistas a Clientes y Usuarios.

• Identificación de las interfaces requeridas:

• Necesidad de protocolos

• Tiempos de interacción

• Requerimientos HMI

• Requerimientos físicos:

• Identificación y levantamiento de información de la estructura legada

• Determinación de las condiciones de diseño para las respectivas

arquitecturas (base de datos, aplicaciones, redes locales)

• Comparación de la plataforma requerida con la existente

• Determinación de las aplicaciones a desarrollar o mantener y las

aplicaciones y/o equipos a comprar.

• Requerimientos económicos y comerciales.

4.4.1. Entrevistas a Clientes y Usuarios:

Para iniciar el proceso de captura de requerimientos, se realizó un formato de

entrevista previamente discutido por el equipo de diseño e Integración. Esta

entrevista fue plasmada en un cuestionario con respuestas de selección simple y

múltiple, donde el entrevistador realizaba las preguntas directamente a cada uno

de las personas que colaboraron para las entrevistas y éstas tenían la oportunidad

de suministrar observaciones o datos adicionales que consideraran de interés.

Las personas seleccionadas debían laborar en el área de Producción de Energía y

estar asociadas a las diferentes áreas del proceso (Operaciones, Mantenimiento,

Gerencia, Apoyo, Finanzas, etc). En tal sentido, se seleccionó personal para ser

entrevistado de las siguientes área estratégicas y de negocios:

141

• U.E.N (Unidad Estratégica de Negocios) => Gerencia Principal y Secundaria

(Director Ejecutivo, Lideres de UDA (Unidades de Activos), Lideres de UFA

(Unidades Funcionales de Apoyo))

• Servicios administrativos

• POEC (Planificación y Organización Energética)

• UFA Ing Planta (área de Ingeniería y Proyectos)

• UFA - AGT (Apoyo de Planificación)

• UFA - D.O

• UFA SOM (Apoyo Operacional)

• POM-PRL (Apoyo Mantenimiento)

Las preguntas, consistían en evaluar cualitativa y cuantitativamente las

necesidades que tenía el personal asociado a los procesos de Producción y gestión

de ENELGEN de Integrar sus procesos o Islas de Información previamente

identificadas (Punto 4.2). En el anexo Nº 3 se puede apreciar el formato de la

entrevista.

A continuación, se presentan los resultados de las entrevistas por cada una de las

preguntas y las observaciones generales con sus respectivas conclusiones.

Pregunta 1. Que tan relevante es para Ud. obtener la información Operativa y

Gerencia en Tiempo real:

PREGUNTA #1

92%

8% 0%

MUY RELEVANTE MEDI RELEVANTE POCO RELEVANTE

142

El 92% de las personas entrevistadas respondieron que era sumamente importante

y muy relevante obtener la información de los sistemas Operacionales en tiempo

real dentro dl sistema de integrado de gestión de información.

Pregunta 2. En que medio prefiere obtener la información?:

En ésta pregunta hubo gran variedad de respuestas, sin embargo para la mayoría

fue irrelevante el medio de obtención de datos, aunque hubo cierta preferencia por

la arquitectura Cliente-Servidor y medios a través de Internet o la Intranet

empresarial.

Pregunta 3. Con respecto a la información obtenida actualmente en la red, se

desea adicionar algún otro tipo de información?

PREGUNTA #2

38%

23%

8%

31%

APLI CLIENTE/SERVIDOR INTRANET INTERNET TODAS ELLAS

143

En éste sentido, hubo cierta discrepancia entre los criterios de los entrevistados.

Por un pequeño margen, el 54% de los entrevistados prefería que no se agregara

más información a la que se maneja hasta ahora y recomendaban depurar y

reevaluar la información que se recopila actualmente (reingeniería), sin embargo la

otra parte de la gente entrevistada prefería incluir aspectos que sirvieran a la toma

de decisiones tales como: Rentabilidad de las Plantas, Eficiencia, etc.

Pregunta 4. Sobre que Plataforma sería importante para Ud. Visualizar la

información?

PREGUNTA #3

46%

54%

SI NO

P R E G U N TA # 4

0% 8 %

69 %

23 %

0%

S O L A R IS W IN D O W S 9 5 W IN D O W S 2 000 W IN D O W S N T T O D A S E LL A S

144

Un alto porcentaje de las personas entrevistadas prefirieron plataforma Windows,

específicamente Windows 2000 por la facilidad de manejo y diversas ventajas de

uso, además con la plataforma NT de Windows 2000, pueden obtener los niveles

de performance requeridos. Sin embargo un 23% de los entrevistados prefería

Plataforma Solaris por su robustez y confiabilidad.

Pregunta 5. Con respecto a la toma de decisiones, desearía Ud. Que el Sistema

realice cálculos de eficiencia y rentabilidad de las unidades de generación de

energía eléctrica?:

EL 100% coincidió, en que requerían cálculos que ayudaran a la toma de decisiones

dentro de la gestión empresarial tales como: Calculo de Eficiencia de las diferentes

Unidades de Generación, Productividad, rentabilidad, entre otras.

Pregunta 6. Desearía Ud. Visualizar en el sistema la información de las

diferentes Plantas Foráneas?:

Al igual que la anterior, el 100% del personal de ENELGEN requiere poder

visualizar dentro del sistema la información correspondiente a las Plantas Foráneas

para estudiar su incidencia dentro del resto del sistema de Potencia y de

Generación de energía de la región.

Pregunta 7. Cree Ud. Que se deberían crear niveles de seguridad solo para el

acceso del personal autorizado, sin cuantas pool?

Lógicamente, la seguridad para el acceso al sistema es algo importante. Debido a

que la información plasmada por el integrador toca data de los diferentes procesos

e información estratégica de la empresa, se requiere que existan niveles de acceso o

autoridades claramente definidas dentro del sistema y que cada una de ellas sólo

pueda accesar a la información que le competa. El 100% de las personas estuvo de

acuerdo con éste requerimiento.

145

Pregunta 8. Cree Ud. que el nivel actual de Integración de los sistemas

informáticos de Generación es? Excelente, Bueno, Regular o Malo:

Aproximadamente el 85% de las personas entrevistadas consideraron que el nivel

de integración de los sistemas informáticos de ENELGEN iba de Malo (47%) a

Regular (36%), lo que es un claro indicador de las necesidades de elaborar trabajos

como éste para la integración de los diferentes Sistemas Informáticos de las Plantas

Generadoras.

PREGUNTA #8

0%15%

38%

47%

EXCELENTE BUENO REGULAR MALO

146

Pregunta 9. De los Sistemas Existentes actualmente en el área de Generación,

cual cree Ud. Que le brinda mayor información y Porqué?

Casi toda la data requerida, se encuentra dividida entre el SAP (46%)y el Avance

Estadístico (Sabanas de Información) y adicionalmente el Sistema Infi 90. Sin

embargo evaluando los sistemas planteados todo lo referente al Sistema Estadístico

o Sabanas de Información, es alimentado por el Infi 90 y el Realflex, por tal motivo

éstos son los verdaderos sistemas fuentes. Obviamente los entrevistados han

seleccionado las Sabanas de Información por estar allí condensada gran parte de la

información de los sistemas, pero hemos estudiado ya en el Capitulo I, las

desventajas de éstas hojas de calculo por la entrada manual de datos y la

visualización desprotegida de la data. Por otra parte el SAP es sin duda un sistema

del cual se debe tener información relevante, pero es importante destacar que ésta

Sistema requiere de costosas Licencias que no son provistas a todo el personal que

lo requiere dentro de la organización, por tal motivo algunos datos especificos del

SAP deben ser suministrados al integrador para poder ser visualizados por las

personas que lo requieran sin la necesidad de adquisición de costosas licencias.

PREGUNTA #9

0%0% 8%

46%

46%

SINAUT SPECTRUM 4.2 REALFLEX 4.02 INFI 90 AVANCE ESTADISTICO SAP

147

Pregunta 10. Le gustaría contar con una herramienta que integre toda la

información de los sistemas Asociados al Sistema de Generación?

Todo el personal entrevistado estuvo de acuerdo con la necesidad de un Sistema

Integrado de Gestión de Información de las Plantas de Generación Eléctrica.

Pregunta 11. Cree Ud. Que la actual forma de recopilar los datos estadísticos es

Eficiente y Oportuna?

Un 85% de las personas estuvo de acuerdo en que la actual forma de recolección de

datos no es Eficiente ni Oportuna, debido a que la mayoría de los datos son

recopilados de manera extemporánea. Adicionalmente recomiendan reevaluar los

actuales procesos y no comenzar desde cero la nueva implantación o integración.

Igualmente se recomienda buscar la mayor participación y consenso posible en lo

relativo a la configuración e integración de las aplicaciones y de la información,

dándole mucha importancia a lo accesible y amigable que debe ser la integración e

interfaz con el usuario.

PREGUNTA #11

15%

85%

SI NO

148

4.4.2. Identificación de las Interfaces Requeridas y Requerimientos Físicos:

4.4.2.1. Necesidades de Protocolo e Interfaces - Comparación de Plataformas:

Como ya se estudio en el Capitulo II, los protocolos, son los lenguajes en los cuales

se entienden o se comunican los diferentes sistemas. En tal sentido, se

determinaron los protocolos existentes y a partir de allí se definieron los protocolos

que debería manejar el sistema Integrador.

• Protocolos utilizados por el Sistema Actual:

En la siguiente gráfica se pueden visualizar los diferentes protocolos que

funcionaban en el sistema y su integración:

Figura 53. Protocolos de comunicación en el Proceso Actual.

SSAA

Operador/Mantenedor

Gerencia

SSOOEE ((AAnnaalloogg//DDiigg..

CCoonnttrrooll TTuurrbbiinnaa––GGeenneerraaddoorr

SSiinnaauutt SSppeeccttrruumm

PLC / RTU

1516

17

RFX4.0

1516

17

Condoctor

INFI90

GGeenneerraaddoorr // TTuurrbbiinnaa //CCaallddeerraa

PROTOCOLOS • Modbus

RTU • IEC870-5-

T101 I fi t

• TC

P/IP S

• Entrada

149

Como se puede apreciar en la figura anterior, existe una carencia absoluta de

integración. En la capa física, existen diversos protocolos de comunicación que

sirven para llevar la data de los distintos equipos remotos a un sistema central

particular para esos equipos, asimismo a nivel de aplicaciones la interfaz de

información es el mismísimo Operador, transcribiendo manualmente la data,

mientras que la presentación se realiza a través de una Hoja de Calculo en Excel

que no es precisamente actualizada automáticamente.

Con el modelo Planteado, se definieron diferentes capas (CIMOSA) en forma

piramidal y se definió un Integrador automatizado que sirve como Middleware

para la transferencia de datos entre las aplicaciones definidas, en éste sentido las

interfaces y adaptadores para el manejo de los protocolos se definieron de la

siguiente manera:

Figura 54. Protocolos de comunicación e Interfaces en el Sistema Propuesto.

SSAAPP

Usuario

SSOOEE ((AAnnaalloogg//DDiigg..)) CCoonnttrrooll TTuurrbbiinnaa––GGeenneerraaddoorr SSiinnaauutt SSppeeccttrruumm

PLC / RTU

1516

17

RFX4.0

1516

17

Condoctor

INFI90

GGeenneerraaddoorr // TTuurrbbiinnaa //CCaallddeerraa

FISICA • Modbus

RTU • IEC870-5-

T101 I fi t

APLICACIÓN TRANSPORTE • TCP/IP • Softbus • DDE

INTERFACES DE INTEGRACION • Interfaces

I di id l

Adapter 1 Adapter 4 Adapter 2 Adapter 3

PRESENTACION • HMI

150

4.4.2.2. Tiempos de Interacción:

Los tiempos de Interacción vienen dados por la siguiente tabla:

Item Sistema Interfaz Tiempo Aprox. De Interacción

1

SAP

BAPI SAP-Sistema Integrador (Adaptador).

Actualizaciones de datos 3 veces al día para actualizar información en Integrador.

2 Infi 90 / Realflex (Digitales) Adaptador Bayley Infinet/Integrador, TCP-IP/Integrador.

Por excepción. Tiempo no mayor a 1 min.

3 Infi 90 / Realflex (Analógicos) Adaptador Bayley Infinet/Integrador, TCP-IP/Integrador.

Periódicamente. Con tiempos de scan = 1 min.

4 Sinaut Spectrum (Digitales) Adaptador MDBR(Oracle 8)/Integrador.

Por excepción. Tiempo no mayor a 1 min.

5 Sinaut Spectrum (Analógicos) Adaptador MDBR(Oracle 8)/Integrador.

Periódicamente. Con tiempos de scan = 1 min.

Tabla XXX. Tiempos Aproximados de Interacción de las variables del Sistema.

4.4.2.3. Requerimientos de HMI:

Según los datos recogidos en las entrevistas iniciales y Capturas de requerimientos,

los clientes y usuarios manifestaban que la Interfaz Humano/Maquina, debería ser

sencilla, confortable, amigable, fácil de usar, orientada a sistemas de ventanas. Por

éste motivo también la mayoría de los entrevistados seleccionó que el sistema

Cliente de la aplicación fuera en Plataforma Windows.

Con la finalidad de cumplir con los requerimientos de ergonomía de los clientes y

usuarios, se decidió utilizar como interfaz de presentación el Browser de

exploración (Internet Explorer, Netscape, etc), quedando el cliente en libertad de

seleccionar el tipo de browser que más se ajuste a sus necesidades y conocimientos.

Igualmente la pagina presentada contendría según el nivel de acceso del usuario la

data correspondiente y él usuario podría visualizar también los histogramas de las

variables que seleccionara con un máximo de hasta 8 curvas o variables por

151

gráfico. El browser accesa al Integrador y presenta los datos solicitados según el

perfil del usuario.

Éste tipo de interfaz también tiene la ventaja de ser un repositorio fácilmente

manejado y no requeriría una instalación particular para cada cliente, debido a que

el 100% de los usuarios contienen en sus equipos computacionales un browser

ajustado a los requerimientos de conectividad con el Sistema Integrador.

4.4.2.4. Requerimientos Físicos Determinación de equipos a comprar y/o

desarrollar:

Dependiendo del fabricante del sistema base, existen ciertos requerimientos

adicionales y excepcionales para llevar la isla o subsistema a una plataforma

estandarizada. En tal sentido se estudiaron los casos recogidos a partir del

levantamiento de campo y se pudo constatan, en el caso especifico del sistema

Infi90, que por ser éste un sistema y protocolo propietario, no abierto a los

estándares de integración, su fabricante y desarrollador ABB, posee una interfaz

(Hardware/Software) para interconectar la red Infinet a otras plataformas

convencionales basadas en protocolos como el TCP/IP. En tal sentido se realizó

una investigación para la adquisición de la tarjeta de interfaz (INICT01) y el driver

respectivo (APInet). Quedando la interfaz descrita en el siguiente detalle:

152

Figura 55. Requerimiento físico del Sistema Infi 90 para su conectividad.

Adicionalmente, se requiere la plataforma comunicacional para interrogar los

sistemas de control (Infi 90 y Realflex) desde la ubicación en los cuartos de control

de las Plantas, hasta el sistema Integrador que se ubicará en el cuarto central en el

Edificio Administrativo de ENELGEN. El requerimiento principal en éste sentido,

sería la adquisición de dos módem de alta velocidad ubicados en cada uno de los

cuartos de control (Planta II y Planta IV) con un Switch que sirva como

concentrador de la información de los diferentes subsistemas, igualmente, se

instalaron los cableados respectivos entre los subsistemas y el concentrador

(switch) .

Módem de Alta

Red

Hub/Switch

NTMF0

CIU

A instalar

Aprox. 50mts.

INICT

Integrador

A instalar

Existente

Infinet

153

Figura 56. Requerimiento Físico (Aplica para Planta IV y II. Nota: en Planta II sin el Infi 90.)

4.4.3. Requerimientos Económicos y Comerciales:

Este fue un requerimiento muy importante dentro del análisis de la solución,

debido a que existía una partida preestablecida para gastos dentro de la estructura

de costos de ENELGEN presupuestada en el año 2000 y trasladada en el sistema

SAP (FIN-CO) para el año 2001, en la cual sólo se contaba con la cantidad de Bs.

100.000.000,00 para éste proyecto. En tal sentido se tuvieron que ajustar los costos a

los presupuestado por el personal de Planta.

4.5. Identificación de los Datos y Sistemas Susceptibles a ser Integrados según

requerimientos de los Usuarios.

Luego de haber estudiado las entrevistas, levantamientos de campo y capturar los

diferentes requerimientos, se pudo determinar que las Islas de Información

principales de las cuales requerían información los usuarios eran las siguientes:

• Sistema de Control Infi 90 (Planta IV).

• Sistema Secuenciador de Eventos SOE (Realflex Planta II y Planta IV).

• Sistema de Aplicaciones y Productos (SAP: Información Financiera, Materiales,

Proyectos y Mantenimiento).

• Sistema de Despacho Central de Transmisión y Distribución (Sinaut Spectrum).

Infi 90

Realflex

HUB

Integrador

Integración Física nueva

Cuarto de Control Cuarto Integración

Módem Módem

154

Como se recuerda en el informe de presentación de ésta Tesis y Capitulo I, se

mencionaron algunas islas de información, que luego de realizar los análisis

mostrados, se pudo determinar que no aportaban data importante para la gestión

empresarial, sólo servirían como información netamente técnicos en aplicaciones

especiales. Tal es el caso de los sistemas: Vibraciones, Gases, Niveles de Tanques,

por tal motivo fueron eliminados del alcance y de la integración.

Asimismo, se realizó el compendio de las variables que se requerían integrar

dentro del Sistema Integrado de Gestión de Información de Plantas Eléctricas

mostrado de forma particular en éste Capitulo (punto 4.2) y mostrado a

continuación de manera grupal y total previa aprobación del personal Supervisorio

de ENELGEN. Esta data es la siguiente:

Item Variable Definición Unidad Fuente 1 Identificación elemento PEP Describe el elemento PEP de acuerdo

a la forma PIG-XXXXXX-XXX ó PGG-XXXXXX-XXX

Text SAP-PS

2 Descripción elemento PEP Indica el título del elemento PEP p.e. "Plan de Choque"

Text SAP-PS

3 Estatus Muestra el estatus de usuario y de sistema de o de los elementos PEP´s seleccionados. Entre los estatus de usuario están N_AP/IDPR/PARL/PAFO. Entre los estatus del sistema están ABIE/LIBP/LIBE/

Text SAP-PS

4 Fecha inicio extrema Indica la fecha de inicio planeada más próxima

Fecha SAP-PS

5 Fecha fin extrema Indica la fecha de fin planeada más lejana

Fecha SAP-PS

6 Plan de la orden del Proyecto Muestra los costos planeadas en el o los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

7 Presupuesto elementos PEP Muestra el presupuesto aprobado del o de los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

8 Costos Reales Muestra los costos reales del o de los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

9 Costos Comprometidos Muestra los costos comprometidos del o de los elementos PEP´s seleccionados

Bs. SAP-PS

155

10 Asignado Muestra los costos asignados del o de los elementos PEP´s seleccionados. Este asignado corresponde a la suma de los costos reales + los comprometidos

Bs. SAP-PS

11 Avances PEP Muestra el valor porcentual de avance del o de los elementos PEP´s seleccionados

% SAP-PS

12 Disponible Muestra los costos disponibles del o de los elementos PEP´s seleccionados. Este disponible corresponde a la suma de los costos reales + los comprometidos - el presupuesto

SAP-PS

13 Identificación Plan de Mantenimiento Describe el elemento PEP de acuerdo a la forma PLMG-XXXXXX-XXX ó PGG-XXXXXX-XXX

Text SAP-PM

14 Descripción Plan de Mantenimiento Indica el título del elemento PEP p.e. "Plan de Choque"

Text SAP-PM

15 Presupuesto Planes de Mantenimiento Bs. SAP-PM 16 Estatus Text SAP-PM 17 Fecha inicio extrema Fecha SAP-PM 18 Fecha fin extrema Fecha SAP-PM 19 Costos Reales Bs. SAP-PM 20 Costos Comprometidos Bs. SAP-PM 21 Asignado Bs. SAP-PM 22 Disponible Bs. SAP-PM 23 Indicadores financieros % 24 Indicadores de Proyectos Reporte donde se indican los costos reales,

comprometidos, asignados, porcentajes de avancestanto físicos como financieros, discriminados por proyectos de inversión y gastos y por ingeniero de proyecto

Índice de Proyectos

25 Generación Bruta Planta II Corresponde a la generación Bruta en KWH de Planta II (RL13+RL14)

KWH Repgen2001

26 Generación Neta Planta II Corresponde a la generación Neta en KWH de Planta II (RL13+RL14), es decir la generación bruta menos el consumos de auxiliares

KWH Repgen2001

27 Generación Bruta Planta IV Corresponde a la generación Bruta en KWH de Planta IV (RL15+RL16+RL17)

KWH Repgen2001

28 Generación Neta Planta IV Corresponde a la generación Neta en KWH de Planta IV (RL15+RL16+RL17), es decir la generación bruta menos el consumos de auxiliares

KWH Repgen2001

29 Generación Bruta PRU Corresponde a la generación Bruta en KWH de PRU

KWH Repgen2001

30 Generación Neta PRU Corresponde a la generación Neta en KWH de PRU

KWH Repgen2001

31 Generación Bruta PLC Corresponde a la generación Bruta en KWH de PLC

KWH Repgen2001

156

KWH de PLC 1

32 Generación Neta PLC Corresponde a la generación Neta en KWH de PLC

KWH Repgen2001

33 Generación Bruta SCO Corresponde a la generación Bruta en KWH del Sistema Costa Occidental

KWH Avaene01

34 Generación Neta SCO Corresponde a la generación Neta en KWH del Sistema Costa Occidental

KWH Avaene01

35 Generación Bruta PCSG Corresponde a la generación Bruta en KWH de PCSG

KWH Repgen2001

36 Generación Neta PCSG Corresponde a la generación Neta en KWH de PCSG

KWH Repgen2001

37 Generación Bruta PSB Corresponde a la generación Bruta en KWH de PSB

KWH Repgen2001

38 Generación Neta PSB Corresponde a la generación Neta en KWH de PSB

KWH Repgen2001

39 Generación Bruta PSL Corresponde a la generación Bruta en KWH de PSL

KWH Repgen2001

40 Generación Neta PSL Corresponde a la generación Neta en KWH de PSL

KWH Repgen2001

41 Generación Bruta Total Sistema Corresponde a la generación Bruta en KWH del Sistema Enelven/Enelco

KWH Repgen2001

42 Generación Neta Total Sistema Corresponde a la generación Neta en KWH del Sistema Enelven/Enelco

KWH Repgen2001

43 Generación Bruta con Fuel Oil PRL Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil en PRL

KWH Avaene01

44 Generación Neta con Fuel Oil PRL Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil en PRL

KWH Avaene01

45 Generación Bruta con Gas PRL Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRL

KWH Avaene01

46 Generación Neta con Gas PRL Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRL

KWH Avaene01

47 Generación Bruta con Gas PRU Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRU

KWH Avaene01

48 Generación Neta con Gas PRU Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PRU

KWH Avaene01

49 Generación Bruta con Gas PLC Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PLC

KWH Avaene01

50 Generación Neta con Gas PLC Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PLC

KWH Avaene01

51 Generación Bruta con Gas PCSG Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PCSG

KWH Avaene01

157

52 Generación Neta con Gas PCSG Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PCSG

KWH Avaene01

53 Generación Bruta con Gas PSL Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PSL

KWH Avaene01

54 Generación Neta con Gas PSL Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas en PSL

KWH Avaene01

55 Generación Bruta con Diesel PRU Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PRU

KWH Avaene01

56 Generación Neta con Diesel PRU Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PRU

KWH Avaene01

57 Generación Bruta con Diesel PLC Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PLC

KWH Avaene01

58 Generación Neta con Diesel PLC Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PLC

KWH Avaene01

59 Generación Bruta con Diesel PSB Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSB

KWH Avaene01

60 Generación Neta con Diesel PSB Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSB

KWH Avaene01

61 Generación Bruta con Diesel PCSG Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PCSG

KWH Avaene01

62 Generación Neta con Diesel PCSG Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PCSG

KWH Avaene01

63 Generación Bruta con Diesel PSL Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSL

KWH Avaene01

64 Generación Neta con Diesel PSL Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel en PSL

KWH Avaene01

65 Generación Bruta Total Fuel Oil Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil total

KWH Avaene01

66 Generación Neta Total Fuel Oil Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Fuel Oil total

KWH Avaene01

67 Generación Bruta Total Gas Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Gas total

KWH Avaene01

68 Generación Neta Total Gas Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Gas total

KWH Avaene01

158

69 Generación Bruta Total Diesel Corresponde a la generación Bruta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel total

KWH Avaene01

70 Generación Neta Total Diesel Corresponde a la generación Neta en KWH de acuerdo al consumo de Diesel total

KWH Avaene01

71 Consumo Gas PRL Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PRL

M3 Avaene01

72 Consumo Gas PRU Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PRU

M3 Avaene01

73 Consumo Gas PLC Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PLC

M3 Avaene01

74 Consumo Gas PCSG Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PCSG

M3 Avaene01

75 Consumo Gas PSL Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos en PSL

M3 Avaene01

76 Consumo Gas Total Corresponde al consumo de Gas en metros cúbicos totales del sistema

M3 Avaene01

77 Costo de Combustible Gas PRL Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PRL

Bs. Avaene01

78 Costo de Combustible Gas PRU Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PRU

Bs. Avaene01

79 Costo de Combustible Gas PLC Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PLC

Bs. Avaene01

80 Costo de Combustible Gas PCSG Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PCSG

Bs. Avaene01

81 Costo de Combustible Gas PSL Corresponde al costo del volumen de gas consumido en PSL

Bs. Avaene01

82 Consumo Fuel Oil PRL Corresponde al consumo de Fuel Oil en litros en PRL

Lts Avaene01

83 Compra Fuel Oil PRL Corresponde a la compra de Fuel Oil en litros en PRL

Lts Avaene01

84 Costo de Combustible Fuel Oil PRL Corresponde al costo del consumo de Fuel Oil en PRL

Bs. Avaene01

85 Costo de Compra de Fuel Oil PRL Corresponde al costo de la compra de Fuel Oil en PRL

Bs. Avaene01

86 Costo de Flete ( Terminales) Corresponde al costo del Flete de la compra de Fuel Oil en PRL

Bs. Avaene01

87 Consumo Diesel PRU Corresponde al consumo de Diesel en litros en PRU

Lts Avaene01

88 Compra Diesel PRU Corresponde a la compra de Diesel en litros en PRU

Lts Avaene01

89 Costo de Combustible Diesel PRU Corresponde al costo del consumo de Diesel en PRU

Bs. Avaene01

90 Costo de Compra de Diesel PRU Corresponde al costo de la compra de Diesel en PRU

Bs. Avaene01

91 Consumo Diesel PLC Corresponde al consumo de Diesel en litros en PLC

Lts Avaene01

92 Compra Diesel PLC Corresponde a la compra de Diesel en litros en PLC

Lts Avaene01

159

93 Costo de Combustible Diesel PLC Corresponde al costo del consumo de Diesel en PLC

Bs. Avaene01

94 Costo de Compra de Diesel PLC Corresponde al costo de la compra de Diesel en PLC

Bs. Avaene01

95 Consumo Diesel PSB Corresponde al consumo de Diesel en litros en PSB

Lts Avaene01

96 Compra Diesel PSB Corresponde a la compra de Diesel en litros en PSB

Lts Avaene01

97 Costo de Combustible Diesel PSB Corresponde al costo del consumo de Diesel en PSB

Bs. Avaene01

98 Costo de Compra de Diesel PSB Corresponde al costo de la compra de Diesel en PSB

Bs. Avaene01

99 Costo de Flete (Tr. Alcond) Corresponde al costo del Flete de la compra de Diesel en PSB

Bs. Avaene01

100 Consumo Diesel PSL Corresponde al consumo de Diesel en litros en PSL

Lts Avaene01

101 Compra Diesel PSL Corresponde a la compra de Diesel en litros en PSL

Lts Avaene01

102 Costo de Combustible Diesel PSL Corresponde al costo del consumo de Diesel en PSL

Bs. Avaene01

103 Costo de Compra de Diesel PSL Corresponde al costo de la compra de Diesel en PSL

Bs. Avaene01

104 Consumo Aditivo Pentomag-2000 Corresponde al consumo de Aditivo en litros en PRL

Lts Avaene01

105 Compra Aditivo Pentomag-2000 Corresponde a la compra de Aditivo en litros en PRL

Lts Avaene01

106 Costo por consumo Aditivo Pentomag-2000

Corresponde al costo del consumo de Aditivo en PRL

Bs. Avaene01

107 Costo por compra Aditivo Pentomag-2000

Corresponde al costo de la compra de Aditivo en PRL

Bs. Avaene01

108 Consumo de Agua cruda Corresponde al consumo de Agua en metros cúbicos de PRL

M3 Avaene01

109 Costo de Generación Turb a Vapor con Gas

Corresponde al costo de la energía para una turbina a vapor consumiendo Gas

Bs./KWH

Avaene01

110 Costo de Generación Turb a Vapor con Petróleo

Corresponde al costo de la energía para una turbina a vapor consumiendo Fuel Oil

Bs./KWH

Avaene01

111 Costo de Generación Turb a Gas con Gas

Corresponde al costo de la energía para una turbina a gas consumiendo Gas

Bs./KWH

Avaene01

112 Costo de Generación Turb a Gas con Diesel

Corresponde al costo de la energía para una turbina a gas consumiendo Diesel

Bs./KWH

Avaene01

113 Indisponibilidad total por unidad en PRL % Indisponibilidad

114 Indisponibilidad total por unidad en PRU % Indisponibilidad

115 Indisponibilidad total por unidad en PLC % Indisponibilidad

160

116 Indisponibilidad total por unidad en PSB % Indisponibilidad

117 Indisponibilidad total por unidad en PCSG % Indisponibilidad

118 Indisponibilidad total por unidad en PSL % Indisponibilidad

119 Heat Rate Bruto Pta II BTU/KWH

Sábana

120 Heat Rate Neto Pta II BTU/KWH

Sábana

121 Heat Rate Bruto Pta IV BTU/KWH

Sábana

122 Heat Rate Neto Pta IV BTU/KWH

Sábana

123 Heat Rate Bruto PRL BTU/KWH

Sábana

124 Heat Rate Neto PRL BTU/KWH

Sábana

125 Heat Rate Bruto PRU BTU/KWH

Sábana

126 Heat Rate Neto PRU BTU/KWH

Sábana

127 Heat Rate Bruto PLC BTU/KWH

Sábana

128 Heat Rate Neto PLC BTU/KWH

Sábana

129 Heat Rate Bruto PSB BTU/KWH

Sábana

130 Heat Rate Neto PSB BTU/KWH

Sábana

131 Heat Rate Bruto PCSG BTU/KWH

Sábana

132 Heat Rate Neto PCSG BTU/KWH

Sábana

133 Heat Rate Bruto PSL BTU/KWH

Sábana

134 Heat Rate Neto PSL BTU/KWH

Sábana

Tabla 18. Catalogo Total y Definitivo de Variables. Filtrado.

161

4.6. Definición de un modelo y sistema de integración para las islas de

Información existentes en ENELGEN:

Luego de realizar la identificación de las Islas de Información (punto 4.2), realizar

el análisis de cada uno de los sistemas y su Integración (Capitulo II y punto 4.3) y

hacer las correspondientes capturas de requerimientos (punto 4.4) se definió un

modelo de integración ideal para las aplicaciones estudiadas.

En el capitulo II, se estudiaron los conceptos de Middleware, API y EAI (Enterprise

Application Integration) con la finalidad de esclarecer las definiciones de cada una

de estas estrategias de integración.

En éste punto, se muestra un análisis de diferentes productos existentes en el

mercado que fueron definidos de forma técnica en el Capitulo II (punto 2.1.5.

Sistemas de Integración) y seleccionados por cumplir con características

particulares orientadas a la integración de sistemas heterogéneos . A continuación

se muestran una serie de ventajas y desventajas encontradas en cada uno de estos

sistemas para la aplicación requerida, análisis costo/beneficio según metodología

de PriceWaterhouse&Cooper y los resultados con sus respectivas evaluaciones.

También, se definen las interfaces a desarrollar por cada uno de los sistemas

(según lo planteado en punto 4.4 Definición de Requerimientos - Interfaces) y las

recomendaciones para cada una.

4.6.1. Matriz de Evaluación de los Diferentes Sistemas de Integración (Análisis

Cualitativo):

El análisis cualitativo de los diferentes sistemas de integración definidos y

estudiados en el Capitulo II (punto 2.1.5. Sistemas de Integración), viene dado por

la recopilación de las ventajas y desventajas de cada uno de estos sistemas de

forma objetiva, tomando en cuenta la experiencia de otros clientes y usuarios con

estos sistemas. Tal es el caso del Sistema de PI (Plan Integrator de OSI Software),

que se evaluó mediante exposiciones de sus representantes a nivel nacional

162

(empresa Proytek Occidente) además de realizar visitas a empresas que utilizan

dicha plataforma (PDVSA, La Salina. Edo. Zulia). Del mismo modo con el sistema

Sagavista EntireX (SAGA Software -EntireX), se evaluó al representante integrador

en la región (Procedatos S.A - APS) y se visitaron instalaciones con el producto

instalado (ENELDIS, Procedatos S.A. Edo. Zulia). El Sistema Tenore NT, fue

evaluado gracias al apoyo del personal de la empresa ABB (sede en Valencia) y se

recopiló información suministrada por sus proveedores (CD de Sistema Demo). El

sistema Intergraph, fue evaluado por documentación enviada por sus

desarrolladores desde Huntsville EEUU y desde el site en la web

(www.intergraph.com).

Los criterios para evaluar los sistemas de integración propuestos estaban basados

en las siguientes características mínimas recogidas de los requerimientos (punto

4.4):

• Plataforma Operativa Windows NT/2000.

• Compatible con SAP R/3 (a través de BAPI) para módulo PM, MM y PS.

• Compatible con Protocolo Infinet para Sistema Infi90 de Planta IV.

• Compatibilidad con Protocolo ICCP para transferencia de data desde el Sinaut

Spectrum del Centro de Control Caujarito.

• Compatibilidad con Bases de Datos Relacionales.

• Compatibilidad ODBC y OPC.

• Compatible con Protocolo Modbus RTU (Conexión entre RTUs y PLCs del

SOE).

• Almacenamiento en tiempo real de 16µsegs.

• Manejo de Tendencia de señales analógicas y digitales. Histogramas.

• Manejo amplio de tags (más de 100.000).

Se compararon los sistemas de Integración propuestos recogiéndose las siguientes

características cualitativas:

http://www.intergraph.com)/

163

Sistemas de Integración

Característica Evaluada

Plant Integrator (PI)

Tenore NT Sagavista Intergraph

Plataforma Cliente-Servidor




Plat

afor

ma

Plataforma Windows NT y Windows 2000.


Multiplataforma (trabaja en cualquier plataforma Operativa).


Faci

lidad

de

Inte

grac

ión Integración Practica

e inmediata de sistemas heterogéneos a través de Wizards.

Integración Practica e inmediata de sistemas heterogéneos a través de Wizards.

Integración Practica e inmediata de sistemas heterogéneos a través de Wizards.

No maneja Wizards.

Tiem

po

Rea

l

Manejo de Información en tiempo real.




Compatible con ERP SAP (Certificado BAPI por SAP).

No compatible BAPI con SAP.

Compatible con ERP SAP (Certificado BAPI por SAP).

No compatible BAPI con SAP.

Compatible con Protocolo ICCP

No compatible con protocolo ICCP.

Se requiere crear conectores para interfaz con ICCP.

No compatible con protocolo ICCP.

Más de 200 drivers de protocolos de comunicación usados en el mercado (Modbus, IEC, etc).

Cantidad limitada de drivers estándares (menos de 50).

Se requieren crear conectores para casos específicos.

Cantidad limitada de drivers estándares (menos de 20).

Orientado a la integración de Sistemas Industriales.

Orientado a la integración de Sistemas Industriales.

Orientado a cualquier tipo de integración de Sistemas.

Orientado a la integración Sistemas Administrativos Bancarios.

Com

patib

ilida

d

Almacenamiento de data en tiempo real, con precisión de hasta 16µseg.

Almacenamiento de data en tiempo real.



164

Compatible con protocolo Infinet del INFI90.

Compatible con protocolo Infinet del INFI90.

Se requiere desarrollar driver para compatibilidad con Infi90.

Se requiere desarrollar driver para compatibilidad con Infi90.

Compatible con herramientas de Microsoft Windows y herramientas HTML como FrontPage, a través del ProcessBook.

Compatible con herramientas de Microsoft Windows y herramientas HTML como FrontPage.



Manejo de más de 100.000 tags por licencia. En múltiples servidores (Sistema Distribuido) la cantidad de Tags es ilimitada.

Manejo de hasta 128.000 tags

Manejo ilimitado de Tags.

Manejo de hasta 100.000 tags.

Manejo de Tendencias Analógicas y Digitales dentro del PI.

Manejo de Tendencias Analógicas y Digitales dentro del Tenore.

No maneja tendencias dentro de la aplicación estándar.

No maneja tendencias dentro de la aplicación estándar.

Exportación 100% compatible a Hojas de Calculo y Bases de Datos (Excel, SQLServer, etc).




No hay limite de usuarios para ProcessBook y DataLink.

Usuarios Limitados

Curva de tiempo de configuración e instalación mínima (Aprox. 2 semanas).

Curva de tiempo de configuración e instalación mínima (Aprox. 2 semanas).

Configuración prolongada por la necesidad de crear conectores para casos especificos (más de 03 semanas).

Configuración prolongada por la necesidad de crear conectores para casos especificos (más de 03 semanas).

Cap

acid

ad y

Sop

orte

Soporte On Line (previa adquisición de contrato).




Tabla 19. Características Cualitativas de cada uno de los Sistemas de Integración.

165

4.6.2. Matriz de Evaluación de los Diferentes Sistemas de Integración (Análisis

Cuantitativo):

Basándose en los requerimientos mínimos, desde el punto de vista de plataforma

operativa, requerimientos técnicos y sugerencias de los clientes y usuarios, se

procedió a evaluar de forma cuantitativa cada uno de los sistemas estudiados, con

la finalidad de obtener una solución técnica basada en la objetividad y la opinión

de especialistas.

En tal sentido se colocaron en una tabla las características mas relevantes con las

cuales deberían cumplir cada uno de los sistemas propuestos, los sistemas a

considerar y las ponderaciones respectivas son las siguientes:

Ítem Característica Relevante %

Descripción según Requerimientos

1

Plataforma Operativa Windows NT/2000 5

Consiste en la Plataforma Operacional preferida por los usuarios y clientes, además de ser la plataforma donde se encuentran la mayoría de sus subsistemas o islas de información.

2 Compatibilidad estándar SAP R/3 10

Interfaz de gran importancia para la recolección de datos desde el SAP para las personas que no posean Licencias SAP.

3

Compatibilidad estándar Protocolo Infinet INFI90 20

Principal Sistema de control y recolección de datos de Planta IV (15,16 y17RL). Solo ésta Planta produce aprox. El 40% de la generación eléctrica del Estado Zulia.

4 Compatibilidad estándar ICCP 10

Para Interconexión con el Sistema SCADA/EMS que controla y supervisa todo el Estado Zulia y SIN.

5

Compatibilidad estándar Modbus RTU 5

Para interconexión directa de RTUs que actualmente se conectan al SOE Realflex y otros IEDs futuros.

6 Almacenamiento en tiempo real 16usegs 10

Tiempo de almacenamiento de data mínimo para ser considerado en realtime.

7 Manejo estándar de tendencias Analogs/Digitls. 10

Manejo de gráficos de tendencia para variables.

8 Manejo de más de 100.000 tags 10 Cantidad mínima de puntos a ser configurados dentro del sistema.

9 Configuración a través de Wizards 5 Facilidad en el manejo de la herramienta. Paso a paso.

10 Compatibilidad estándar web/HTML/excel/Oracle 10

Para reportologia, importar/exportar datos, manejo de datos con RDBM.

11

Tiempo máximo de instalación 2 semanas. 5

Por disponibilidad del personal, incremento de precio del proyecto (H/H) y necesidad del sistema

TOTAL 100

Tabla 21. Descripción de las características a evaluar.

166

Luego de definir las características a evaluar, se procedió a realizar la evaluación

correspondiente a cada uno de los sistemas con ayuda de especialistas en las

diferentes áreas (Bases de Datos, SCADA, Comunicaciones, Protocolos, tecnología

web, entre otros), resultando lo siguiente:

Descripción del Requerimiento Evaluación de los Sistemas

Rg Requerimiento Peso

% PI Tenore NT Sagavista Intergraph

1 Plataforma Operativa Windows NT/2000 5 5 5 5 5

2 Compatibilidad estándar SAP R/3 10 10 2 10 10

3 Compatibilidad estándar Protocolo Infinet INFI90 20 20 20 10 0

4 Compatibilidad estándar ICCP 10 10 0 10 0

5 Compatibilidad estándar Modbus RTU 5 5 5 2,5 0

6 Almacenamiento en tiempo real 16usegs 10 10 8 5 9

7

Manejo estándar de tendencias Analogs/Digitls. 10 10 10 0 5

8 Manejo de más de 100.000 tags 10 10 10 10 10

9 Configuración a través de Wizards 5 5 4,5 5 4,5

10 Compatibilidad estándar web/HTML/excel 10 10 10 10 10

11 Tiempo maximo de instalación 2 semanas. 5 4,5 4,5 4 4,5

TOTAL 100 99,5 79 71,5 58Tabla 22. Evaluación Cuantitativa de los Sistemas según Requerimientos y Análisis.

167

A continuación se aprecia gráficamente los resultados de la evaluación:

99,50

79,0071,50

58,00

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

PI TENORE SAGAVISTA INTERGRAPH

Evaluacion Cuantitativa de los SI

Figura 57. Evaluación Cuantitativa de los SI.

Resultados por caracteristica

0

5

10

15

20

25

Caracteristica

% PI

Tenore NT

Sagavista

Intergraph

Figura 58. Evaluación Cuantitativa de los SI por Característica.

Se puede notar en las graficas anteriores, que en casi todas las características

relevantes con las cuales debe cumplir el sistema de gestión de información de

planta, los sistemas estudiados cumplen, sin embargo en la opción de

168

compatibilidad con el sistema Infinet o Infi90, la mayoría no cumple por ser este un

sistema propietario que requeriría un desarrollo adicional, además la

compatibilidad con este sistema es sumamente importante para recopilar toda la

data de Planta IV que constituye las unidades de Generación mas productivas y

eficientes del Sistema de Generación de ENELGEN.

Sin duda se debe realizar un análisis Costo/Beneficio que permita justificar el

desarrollo o adquisición de uno de estos sistema y de sus respectivas interfaces

(como la interfaz Infinet al Infi90). A continuación se presenta un análisis

Costo/Beneficio de cada uno de los sistemas con la finalidad de plantear además

de una solución técnica, una recomendación sustentada en lo económico para tener

la mejor solución para ENELGEN. Para esto se utilizó la metodología

Costo/Beneficio de la empresa PriceWaterHouse & Cooper.

4.6.3. Análisis Costo/Beneficio de cada sistema estudiado:

A continuación se presenta el análisis costo/beneficio, basado en una metodología

de la empresa consultora PriceWaterhouse & Cooper denominada "Business Case

Calculator V 1.1", basada en los siguientes pasos:

9. Llenar la tabla de "Business Case Information", con toda la categoría de costos

(hardware, licencias, etc.). en tal sentido se definieron las siguientes categorías:

9.1. Licencias de Aplicaciones.

9.2. Consultoría.

9.3. Hardware.

9.4. Adiestramiento.

9.5. Gastos Reembolsables.

9.6. Mantenimiento de Software.

9.7. Mantenimiento de Hardware.

9.8. Desarrollo de Interfaces.

10. En el "Business Case Information", introducir el año para el primer costo del

proyecto. (2002).

169

11. En el "Business Case Information", introducir los costos de proyecto según

categorías por año. (maximo 5 años).

12. En el "Business Case Information", introducir la rata de descuento para el NPV

(Net Present Value). Se seleccionó 10%.

13. En el "Business Case Information", introducir todas las categorías de beneficios

cuantificables (según costos actuales):

13.1. Reducción de tiempo de consultas al sistema.

13.2. Consultas en línea.

13.3. Reducción de tiempo en data entry.

13.4. Reducción en mantenimiento del sistema.

13.5. Integración de los sistemas.

14. En el "Business Case Information", introducir especificamente el beneficio

cuantificable en función del tiempo. Todas las ganancias fueron calculadas @ 1

mes de recolección y supervisión de datos.

15. En el "Business Case Information", introducir el monto de los beneficios: Beneficio=Costo_Actual-Costo_Proyectado.

16. Opcional (introducir suposiciones).

17. De los pasos descritos, se obtendran:

17.1. El NPV (Net Present Value) anual.

17.2. Tasa Interna de Retorno.

17.3. Flujos de Salida (Inversiones, Mantenimientos, etc.) vs. Flujos de entrada

(Beneficios en función del tiempo).

17.4. PayBack (reembolso del sistema en función del tiempo).

17.5. Cost Breakdown. Relación de categorías donde se invierte más ó menos.

17.6. Gráfico de beneficio por categoría.

En el anexo 4, se pueden observar en detalle cada uno de los análisis

costo/beneficio.

A continuación se hace un análisis de los resultados:

170

4.6.3.1. Inversión Inicial vs tiempo de Instalación:

Los costos de inversión de cada uno de los sistemas se ven afectados por la

cantidad de interfaces que se realizan. Asimismo, debe ser tomado en cuenta el

tiempo de instalación y puesta en marcha del mismo. En tal sentido se obtuvo la

siguiente información (tomado de anexo 4):

Item Sistema Inversión inicial (US$)

Costo @ 5 años (US$)

Tiempo Puesta en Marcha (semanas

laborables) 1. PI 54.252 78.952 2.5 2. Sagavista 82.209 100.009 5.3 3. Tenore NT 57.696 80.996 3 4. Intergraph 53.211 78.211 5.5

Tabla 21. Inversión vs. Tiempo de Instalación.

Figura 59. Costo inicial vs puesta en marcha.

Como se puede apreciar en la gráfica anterior, el costo inicial entre el sistema PI e

Intergraph es muy similar (menos de US$ 1.000,00 de diferencia) sin embargo el

Costo inicial vs Puesta en marcha

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

PI Sagavista Tenore NT IntergraphSistema

Cos

to (U

S$)

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0se

man

asCosto @ 5 años(US$)

Tiempo Puesta enMarcha (semanaslaborables)

171

tiempo de instalación y puesta en marcha del Plant Integrator es bastante corto

gracias a la inclusión de la mayoría de las interfaces requeridas.

4.6.3.2. PayBack:

El retorno de la inversión es algo muy importante cuando una empresa realiza la

adquisición de algún producto o sistema, así se obtuvo la siguiente relación de

cada uno de los sistemas:

Figura 60. Retorno de la Inversión por Sistema.

Como se puede apreciar, la integración utilizando como herramienta el Sistema PI,

es la que ofrece mayor y mas rápido retorno de la inversión, debido a los bajos

costos de integración y herramientas aplicables. En casi todos los sistemas se

empieza a tener un retorno a partir del segundo año (a excepción de Sagavista

donde se obtiene a partir del 3er o 4to año), asimismo se puede notar que la

pendiente del Plant Integrator posee una pendiente considerablemente mas

positiva que el resto de los sistemas como el Intergraph, que según el análisis de

inversión inicial posee menor precio, lo que indica que la tendencia a tener

mayores ganancias en función del tiempo es el Plant Integrator.

Retorno de la Inversión por Sistema

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

YEAR 0 YEAR 1 YEAR 2 YEAR 3 YEAR 4 YEAR 5

Año

reto

rno

(US$

)

PISAGAVISTATENORE NTINTERGRAPH

172

4.6.3.3. Repartición de Costos (Cost Breakdown):

En el 66.6% de los sistemas los costos están repartidos de una forma bastante

similar, teniendo como mayor porción de inversión la adquisición de la Licencia

(del 43 -> 20% de la inversión), en segundo lugar el mantenimiento del software

(22 -> 16% de la inversión) y el desarrollo de interfaces en algunos casos aislados

como el Intergraph y Sagavista. Para mayor detalles de cada uno de los sistemas

ver anexo 4.

4.6.3.4. Beneficios por Categoría:

Del mismo modo que la repartición de los costos, los beneficios por cada una de las

categorías definidas se obtienen de los mismos ítems. El beneficio de integración

de sistemas en relación a un mes de integración, es el ítem que representa mayores

beneficios para la inversión al ir desde un 63 al 60% de beneficio por inversión en

los diferentes sistemas, del mismo modo el beneficio que se obtiene al eliminar la

entrada de datos (data entry) representa de un 22 a un 23% del beneficio neto de la

inversión quedando en niveles inferiores la consulta en línea (aprox. 10%) y la

reducción del mantenimiento del sistema. (detalles por sistema en anexo 4).

4.6.3.5. Resultados Análisis Costo/Beneficio:

De los resultados obtenidos del análisis Costo/Beneficio, se puede concluir que la

herramienta idónea de Integración de Islas de Información para Plantas es el Plant

Integrator (PI) de OSI Software con la inclusión de configuración de sus interfaces

para los casos específicos presentados en Planta Ramón Laguna (Planta IV-Infinet),

esta conclusión se basa en:

• PI es el sistema con menor costo de inversión inicial (PI e Intergraph diferencia

de menos de US$ 1.000,00).

173

• PI, tiene menor tiempo comprobado de puesta en marcha e instalación (según

cartas de experiencia de clientes).

• La herramienta Plant Integrator, tiene un mayor retorno de inversión en

función del tiempo (comienza a dar gananciales a partir del segundo año) y

posee una mayor pendiente positiva de tendencia de ganancias. En un

estimado a 5 años el PI ofrece hasta US$. 129.200,00 en gananciales, en

comparación con el mas cercano (Tenore NT) existe una diferencia en términos

positivos de más de US$. 5.200,00, lo que indica que es la mejor inversión

costo/beneficio.

Sistema YEAR 0 YEAR 1 YEAR 2 YEAR 3 YEAR 4 YEAR 5 PI -54.252 -7.256 40.440 88.136 135.831 183.527SAGAVISTA -82.209 -38.449 5.611 49.671 93.731 137.791TENORE NT -57.696 -11.141 36.214 83.569 130.924 178.279INTERGRAPH -53.211 -12.291 29.629 71.549 113.469 155.389Tabla 22. Retorno de la inversión por año.

• Los costos de inversión, se diluyen principalmente en la adquisición de las

Licencias del Sistema y el Mantenimiento anual del sistema (configuración de

puntos @ 100 puntos al año + 5 despliegues).

• El mayor beneficio obtenido de la utilización de ésta herramienta, viene dado

de la integración de las islas de información (63%) y de la eliminación del data

entry manual (22%) para la recolección de datos de campo, lo cual involucraba

hasta 4 Operadores.

174

4.7. Implantación del Sistema Integral de Gestión de Información de Plantas

Eléctricas para ENELGEN:

Luego de la identificación de las diferentes islas de información y descartar las de

menos relevancia según los requerimientos de los clientes y usuarios, se

procedieron a realizar los análisis específicos (Estático, Dinámico y Funcional) de

los procesos actuales y la forma como se visualiza que deba comportarse el sistema

de Integración. Asimismo, dentro de la captura de requerimientos, se recogieron

las necesidades técnicas de los usuarios, económicos y comerciales de los mismos y

se realizó un análisis Costo/Beneficio detallado de cada uno de los sistemas

evaluados y descritos en éste Capitulo y el Capitulo II (punto 2.5.3).

A continuación se presentan los resultados de la experiencia al realizar la

implantación del Sistema Integral de Gestión de Información de Planta y las

diferentes definiciones que se realizaron.

4.7.1. Prioridades de Integración y cronogramas de Implantación:

Para integrar las diferentes islas de información, se comenzó en orden estructural

de Planta y sistema, dejando de última la isla que requiriera algún desarrollo

adicional para su integración (ej. Caso Infi 90, que requería una interfaz de

hardware y un API del fabricante). Basados en esto, se procedió a consultar con los

clientes para proponer la estrategia y ser avalada según sus necesidades. Así, se

comenzó de la siguiente forma (Cronograma detallado en Anexo 5):

1. Definición del Diseño

1.1. Diseño de la Plataforma de Telecom

1.2. Diseño de la Arquitectura de Integración

1.3. Diseño de Interfaces

1.4. Definición de Herramienta de Integración

1.5. Prototipo General

1.6. Revisión y Aprobación

2. Desarrollo y Procura

175

2.1. Plataforma Telecom

2.1.1. Adquisición de Plataforma de Telecom

2.1.2. Instalación de Plataforma de Telecom

3. Sistema de Integración

3.1. Procura de Herramienta de Integración

3.2. Data Entry

3.3. Crear Tablas de Referencias Cruzadas

3.4. Des. de Interf. de los sist. Heterogeneos

3.5. Des. De Interfaz Hombre Maquina

4. Entrenamiento

4.1. Entrenamiento a Usuarios

4.2. Entrenamiento a Administradores

5. Pruebas de Aceptación en Sitio

5.1. Pruebas de la Plataforma de Telecom

5.2. Pruebas Punto a Punto

5.3. Pruebas de Avalancha de eventos

5.4. Pruebas de Cálculos en Línea

6. Mantenimiento

6.1. Plan de Mantenimiento de la Plataforma de Integración

6.2. Inicio Plan de Mantenimiento de la Plataforma

7. Entrega Final

4.7.2. Pasos para la Implantación

Según los pasos definidos en el punto anterior, se procedieron a desarrollar

mostrando los resultados correspondientes:

176

4.7.2.1. Definición del Diseño, Desarrollo y Procura:

4.7.2.1.1. Plataforma de Telecom y Arquitectura de Integración:

Según los requerimientos recabados la plataforma de Telecom, quedó definida de

la siguiente manera:

Figura 61. Plataforma de Telecom y Arquitectura para Integración de Islas de Información de Planta.

Los módems de alta velocidad para los Sistemas de las unidades de generación de

Planta, fueron adquiridos cumpliendo con las regulaciones para la adquisición e

instalación de equipos electrónicos en sitios con alto ruido ambiental (debido a la

cercanía de estos cuartos de control a las unidades generadoras). Los equipos

seleccionados fueron de la marca "Wayline" e instalados en las estaciones de

trabajo de integración ubicadas en cada uno de los cuartos de control de Planta (PI

web Operator).

Módem de Alta Velocidad

Sistemas de Planta II


Sistemas de Planta IV

CI

INICT0

NTMF0

Infi 90

Multi Módem

PI Server

Switch

WAN ENELVEN

Gateway (ProServer)

INTERNET

Proxy

Gateway (OSI1ENEL - Sinaut Spectrum)

SAP Server

PI Plantas Foráneas

177

4.7.2.1.2. Diseño y Desarrollo de las Interfaces:

El desarrollo de las interfaces de integración fue elaborado según los resultados de

los análisis Específicos, siguiendo lo definido en los análisis estáticos, dinámico y

funcional respectivamente y la captura de requerimientos de los clientes, de ésta

forma quedó definido lo siguiente para la interfaz HMI:

• Avance Estadístico: Link con información de Estadísticas del Sistema.

• Sabana de Información: Link con información de general sobre cada una de las

Plantas y gráficos históricos.

• Generación Bruta y Neta

• Indisponibilidad del Sistema

• Cuadro de Control Gerencial: información referente a indicadores de forma

discriminada, Planificaciones Estratégicas vs desarrollo real, cumplimiento de

estrategias, etc.

• Cuadros de Control de Disparos: Causas de Disparos de las maquinas de

generación.

• Criticidad de equipos de Planta.

• Informe de Combustible.

• Eficiencia de las Maquinas: Heat Rate.

• Resumen de Indicadores.

• Datos discriminados por Planta (Foráneas, PRL, ect).

• Reportes de Facturas (desde SAP).

• Sabanas Históricas (de los últimos 9 años).

• Históricos de Disponibilidad (de los últimos 9 años).

En función a éstos requerimientos se desarrollaron las paginas web en HTML

utilizando Frontpage 2002, para accesar desde las diferentes área al servidor de

Integración con la información pertinente.

178

La interfaz con la red Infinet, estará compuesta por una tarjeta INICT01 conectada

al CIU de la red de control y soportado por la interfaz de aplicaciones de

programas (API) APIInfi.

La interfaz con la red Infinet del Infi 90 en Planta IV, se encuentra actualmente en

el proceso de procura.

Debido a que ENELGEN, es una empresa del estado Venezolano la adquisición de

equipos, bienes y servicios está sujeta por la Ley de Licitaciones, por tal motivo

para realizar una Adjudicación Directa de algún activo, la Junta Administradora

de la empresa debe aprobar su adquisición (Solicitud entregada a JAD según

Memorándum de fecha 15/03/02).

Las interfaz con el Sistema SAP, está compuesta por un BAPI universal del

Sistema de Integración para conectarse con SAP, al igual que la integración con la

Base de Datos Oracle del Sistema Sinaut Spectrum (interfaz RDBMS).

El sistema de Información de Plantas Foraneas (Sabana de información Foranea),

será sustituido por el mismo sistema de integración, al poder realizar el data entry

en las mismas paginas presentadas por el browser.

4.7.2.2. Plataforma Definitiva de Integración:

Luego de realizar los estudios y análisis respectivos, se le presentó al cliente el

prototipo del Sistema Integral de Gestión de Información, el cual fue revisado y

validado según sus necesidades.

En la plataforma definitiva, se encuentra contenida la solución de integración de

las islas de información con sus respectivas interfaces y plataforma

telecomunicacional. Es importante resaltar que cada uno de los pasos para llegar a

la solución definitiva fue consultado periódicamente con el cliente para captar sus

necesidades e inquietudes a tiempo. Cumpliendo un modelo de Proceso de tipo

Prototipo, donde se le presentan al cliente los prototipos resultantes de cada etapa

del Proyecto (Captura Requerimiento->prototipo1, Diseño->prototipo2,

Desarrollo->prototipo3....).

179

Figura 62. Plataforma Definitiva del Sistema Integral de Gestión de Información para Plantas de generación Eléctrica de ENELGEN. La herramienta de integración seleccionada fue el Plant Integrator (PI) de OSI

Software, por cumplir con todas las especificaciones técnicas (análisis Cuantitativo

99.6%), cualidades orientadas a los requerimientos de los usuarios y soportes de

valor agregado (análisis Cualitativo) y por tener un balance costo/beneficio

apropiado para las necesidades de la empresa.

(Actualmente el PI, está en proceso de adquisición definitiva debido a que por

lineamientos de la Ley de Licitaciones debe ser aprobado por la Junta



Multi Módem

PI Server

Switch

WAN

ENELVEN

Gateway (ProServer)

Gateway

Gateway (OSI1ENEL - Sinaut Spectrum)

SAP Server

PI Plantas Foráneas

RTUs y PLCs

RFX 4.2

Modbus RTU

PI Web Operator

RTUs y PLCs

CI

INICT0

NTMF0

Infi

RFX 4.2

Symphony NT

Hub

Hub

PI Web Operator

Modbus RTU

Red de Control de ENELVEN

Internet

Planta II

Planta IV

Edif. Administrativo

Ctro. Ctrol Caujarito

Procedatos

Plantas Foráneas

180

Administradora de la empresa, sin embargo la empresa Proytek suministro una

Licencia provisional para desarrollo, con la cual se han configurado las diferentes

interfaces con los sistemas y la integración con la interfaz web a través de html-PI).

181

CCoonncclluussiioonneess

182

Conclusiones:

• Debido a los requerimientos y características recogidas en los pasos de captura

de información, análisis técnicos y de costo/beneficio, se seleccionó como

herramienta de integración el producto PI (Plant Integrator) de la empresa OSI

Software por cumplir en un 99.6% (según analisis Cuantitativo) con las

necesidades de integración de los clientes y usuarios de las Plantas de

Generación de ENELGEN.

• Al estudiar brevemente en el Capitulo II los Enterprise Application Integration

(EAI) y los Middleware, se pudo observar que estas filosofías de sistemas de

integración no son las mismas como generalmente suele confundirse, existen

marcadas diferencias que los caracterizan. Por ejemplo, si los EAI articulan el

problema, entonces los Middleware tradicionales han buscado hacer toda las

clases de soluciones particulares. Los Middleware tradicionales direccionan los

problemas de los EAI de una manera limitada.

La principal limitación es que los Middleware que usan cola de mensajes

(message queuing) o llamadas de procedimientos remotos (RPCs) solo proveen

soluciones punto a punto, que no es mas que un link abstracto entre un sistema

A y un sistema B, lo que conlleva a una serie de repeticiones de éste tipo de

procedimientos que genera una integración basada en pequeñas integraciones

con un "pequeño o corto valor estratégico" (David S. Linthicum. EAI. 2001). Por

otra parte al requerir hacer integraciones complejas con sistemas legados con

aplicaciones criticas, o paquetes con protocolos o aplicaciones propietarias, o

tener mezcolanzas de hardwares y plataformas operativas no convencionales y

plataforma telecomunicacionales, los EAI son la mejor solución, debido a que

los EAI se enfocan en la integración de los niveles de negocio de procesos y de

datos por cuanto los Middleware tradicionales se enfocan solo en la data.

Asimismo, los EAI incluyen la noción de reuso (reutilización del software)

como también la distribución de los procesos de negocio y de data. Y para

183

finalizar los EAI permiten a los usuarios, quienes entienden muy poco en

relación a los detalles de la aplicación, hacer el trabajo de integración de

aplicaciones a través de Wizards u otras herramientas de ultima generación

para la secuencia de pasos.

• Las fases de modelado en el Análisis Especifico, son muy importantes para la

definición de un sistema de integración, debido a que en cada etapa se pueden

conocer lo que sucede en el mundo real. Así, el análisis Estático indica "A

quien le sucede el problema", el análisis Dinámico indica "Cuando sucede" y el

análisis y modelado Funcional "expresa lo que sucede".

• El análisis Costo/Beneficio basado en el sistema "Business Case Calculator v1.1"

permitió interpretar de manera objetiva los beneficios económicos que se

podrían conseguir con cada uno de los sistemas de integración evaluados, de

ésta manera se obtuvo un resultado económico justo basado en las necesidades

de la empresa y se pudo visualizar la tasa de retorno de la inversión por la

implantación del sistema de integración y para cuando se estimaba obtener

(aprox. A finales del primer año de implantación se empezaban a obtener

ganancias positivas sobre la inversión inicial y costos de mantenimiento). Lo

conlleva a decir que el análisis costo/beneficio es muy importante para la

obtención de resultados objetivos en el momento de la definición de una

herramienta de integración.

• La metodología de Integración de Sistemas de Control y Adquisición de Datos

fue validada en su totalidad siguiendo cada uno de los pasos establecidos. Es

importante resaltar que algunos pasos pueden ser fusionados para evitar la

redundancia de información, sobre todo los pasos internos de los análisis

Específicos, al igual que los concernientes a la captura de requerimientos. Ésto

es justamente una de las mayores ventajas de ésta metodología al ser abierta en

cada una de sus fases, brindando diferentes opciones dentro de un mismo

proceso con la finalidad de obtener un resultado común.

184

• La metodología de integración de Sistemas de control y Adquisición de datos,

ésta conformada por un compendio de metodologías comprobadas a nivel

empresarial, Gerencial y de procesos industriales y realiza un Benchmarking

(mejores practicas de negocio) de cada una de ellas, tales como: CIMOSA/RG,

IDEF, Ing. De Información (James Martin), PROSA, PURDUE, Arquitectura

PERA, Arq. De Objetos para Automatización Industrial, METAS (de la

Universidad de Los Andes), Consideraciones OMG y SP-95, OMT, etc. lo que

hace que sea una metodología integral y totalmente aplicable para los procesos

de integración en Sistemas de Gestión de Información de Plantas Electricas.

• Debido a trabajos de visión empresarial como éste, se realizaron en el año 2000

y 2001 cambios notorios en el modelo de negocio de la empresa ENELVEN y

ENELGEN, teniendo un modelo de negocio orientado a la elaboración de sus

productos de una forma eficiente, oportuna y con los parámetros de calidad

(voltaje y frecuencia) requeridos en el mercado.

• El Sistema Integral de Gestión de Información de las Plantas Eléctricas,

soluciona el problema de recabar y visualizar la información de las unidades de

generación de forma eficiente y en un tiempo aceptable al suministrar la data

de los procesos de manera continua e ininterrumpida.

• El Sistema Integral de Gestión de Información de Plantas Eléctricas,

proporciona también data de valor agregado a través de cálculos de eficiencia

en línea, disponibilidad de las Plantas y de rentabilidad, lo que marca un

precedente en la forma de manejo actual de los procesos, debido a que la

herramienta orienta al Gerente y personal de la empresa sobre el estado actual

y la desviación sobre las metas planteadas.

• El calculo de rentabilidad de la empresa se visualiza en el sistema a través un

algoritmo sencillo de rentabilidad (Capitulo II), sin embargo también se puede

apreciar de forma detallada a través del SAP por los Centros de Beneficios de la

empresa (Modulo CO - Controlling).

185

AAnneexxooss

186

AAnneexxoo 11 MMaarrccoo RReegguullaattoorriioo EEllééccttrriiccoo VVeenneezzoollaannoo

((NNuueevvaa LLeeyy EEllééccttrriiccaa))

187

INFORME QUE PRESENTA LA COMISIÓN PERMANENTE DE ENERGÍA Y

MINAS DE LA ASAMBLEA NACIONAL SOBRE EL PROYECTO DE LEY DEL SERVICIO ELÉCTRICO, CON SUS MODIFICACIONES, APROBADO EN

SEGUNDA DISCUSIÓN.

LA ASAMBLEA NACIONAL DE LA REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

DECRETA

La siguiente,

LEY ORGÁNICA DEL SERVICIO ELÉCTRICO.

TÍTULO I DISPOSICIONES FUNDAMENTALES

CAPÍTULO I

Aspectos Básicos

Artículo 1. La presente Ley tiene por objeto establecer las disposiciones que regirán el servicio eléctrico en el Territorio Nacional, constituido por las actividades de generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, así como la actuación de los agentes que intervienen en el servicio eléctrico, en concordancia con la política energética dictada por el Ejecutivo Nacional y con el desarrollo económico y social de la Nación.

Articulo 2. El Estado velará porque todas las actividades que constituyen el servicio eléctrico se realicen bajo los principios de equilibrio económico, confiabilidad, eficiencia, calidad, equidad, solidaridad, no-discriminación y transparencia, a los fines de garantizar un suministro de electricidad al menor costo posible y con la calidad requerida por los usuarios. Las actividades que constituyen el servicio eléctrico deberán ser realizadas considerando el uso racional y eficiente de los recursos, la utilización de fuentes alternas de energía, la debida ordenación territorial, la preservación del medio ambiente y la protección de los derechos de los usuarios.

Artículo 3. El Estado promoverá la competencia en aquellas actividades del servicio eléctrico dentro de las que sea pertinente, regulará aquellas situaciones de monopolio donde la libre competencia no garantice la prestación eficiente en términos económicos y fomentará la participación privada en el ejercicio de las actividades que constituyen el servicio eléctrico.

188

Parágrafo Único: El Estado se reserva la actividad de generación hidroeléctrica en las cuencas de los ríos Caroní, Paragua y Caura.

Artículo 4. Se declaran como servicio público las actividades que constituyen el servicio eléctrico.

Artículo 5. Se declaran de utilidad pública e interés social las obras directamente afectas a la prestación del servicio eléctrico en el Territorio Nacional.

Articulo 6. El ejercicio de dos o más de las siguientes actividades: generación, transmisión, gestión del Sistema Eléctrico Nacional y distribución, no podrá ser desarrollado por una misma empresa. La actividad de comercialización podrá ser desarrolladas por distribuidores con sus usuarios con tarifa regulada, por generadores o por empresas especializadas en la comercialización de potencia y energía eléctrica. Parágrafo Primero: El uso de las instalaciones de transmisión o distribución para fines no eléctricos deberá contabilizarse de forma separada, de manera que facilite la imputación de los activos, pasivos, ingresos, costos y gastos relacionados con ese uso. Parágrafo Segundo: Ciertas instalaciones de generación, por sus características, podrán ser exceptuadas de la obligación de separación.

Artículo 7. La capacidad de transporte de las redes de transmisión y de distribución de energía eléctrica estará a la disposición de quienes ejerzan actividades en el servicio eléctrico, así como de los grandes usurarios, a menos que existan razones técnicas que lo impidan, y su uso será remunerado. Parágrafo Único: A los efectos de esta Ley, se entiende por gran usuario aquel cuya demanda de potencia y energía sea superior a un limite definido de acuerdo con esta Ley. Artículo 8. Los intercambios internacionales de electricidad en alta tensión estarán sujetos a la opinión favorable del Ministerio de Energía y Minas, de conformidad con lo previsto en el Reglamento de esta Ley, así como de las instituciones pertinentes del Poder Nacional. Estos intercambio no deberán desmejorar la calidad y la continuidad del servicio, ni incrementar el precio de la energía o de la potencia eléctrica en el mercado nacional.

Parágrafo Único: Los intercambios internacionales de electricidad se inscriben en los procesos de integración energética en América Latina y el Caribe y se corresponden con los marcos legales e institucionales de los países de la Región, con la optimización global de recursos y con la planificación operativa de los sistemas eléctricos nacionales.

189

Artículo 9. Los agentes que realicen actividades destinadas a la prestación del servicio eléctrico, así como los grandes usuarios, estarán obligados a suministrar al Ministerio de Energía y Minas, a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, estos dos últimos creados mediante esta Ley, la información que éstos le requieran, bajo los principios de uniformidad contable, transparencia, publicidad y confidencialidad.

Artículo 10. El Ejecutivo Nacional dictará medidas que propicien la formación de capital nacional y la participación del mismo en las actividades del servicio eléctrico nacional señaladas en esta Ley, así como aquellas necesarias para que la Ingeniería, la Ciencia, la Tecnología y los Bienes y Servicios de origen nacional concurran en condiciones de transparencia no desventajosas en el desarrollo de proyectos relacionados con dichas actividades.

CAPÍTULO II

DE LA PLANIFICACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO

Artículo 11. Es competencia del Poder Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, la planificación y el ordenamiento de las actividades del servicio eléctrico, en los términos establecidos en la Ley Orgánica para la Ordenación del Territorio y con sujeción al Plan Nacional de Ordenación del Territorio y al Plan de Desarrollo Económico y Social. Para estos fines el Ministerio de Energía y Minas oirá la opinión de los agentes del servicio eléctrico nacional, incluyendo a los usuarios, y de las autoridades municipales y estadales.

Artículo 12. Las actividades que constituyen el servicio eléctrico deberán realizarse de tal manera que se asegure su compatibilidad con las disposiciones relativas a las áreas pobladas, agrícolas, forestales y a las de régimen de administración especial. Tales actividades se realizarán conforme al principio del desarrollo sustentable, con sujeción a la presente Ley y su Reglamento, a la legislación ambiental y a la de ordenación del territorio.

Artículo 13. El Ministerio de Energía y Minas, con el apoyo de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, formulará el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional, el cual tendrá carácter indicativo. El Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional se enmarcará dentro de la estrategia establecida en el Plan de Desarrollo Económico y Social, estará en concordancia con los lineamientos de política económica y energética del Estado, y contendrá al menos las políticas de desarrollo del sector, la estimación de la demanda eléctrica para las diferentes regiones del país, los requerimientos estimados de incorporación de capacidad de generación, la

190

cartera de proyectos de expansión del sistema de transmisión y los lineamientos orientados a impulsar el uso racional de la electricidad y la prestación del servicio eléctrico en zonas aisladas y deprimidas, considerando el aprovechamiento de las fuentes alternas de energía. El Ministerio de Energía y Minas, con el apoyo de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, determinará la duración del Plan y su periodo de revisión, hará su seguimiento y tomará las medidas a su alcance para asegurar la normal ejecución del mismo.

Artículo 14. El Ministerio de Energía y Minas elaborará, en coordinación con los organismos de seguridad y defensa del Estado, el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico y las empresas eléctricas, los planes de contingencia que garanticen la seguridad y continuidad del servicio eléctrico, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Seguridad y Defensa.

TÍTULO II

DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Artículo 15. Se crea la Comisión Nacional de Energía Eléctrica que tendrá a su cargo, por delegación del Ministerio de Energía y Minas, la regulación, supervisión, fiscalización y control de las actividades que constituyen el servicio eléctrico. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica es un ente desconcentrado, con patrimonio propio e independiente del Fisco Nacional; gozará de autonomía funcional, administrativa y financiera en el ejercicio de sus atribuciones y estará adscrita al Ministerio de Energía y Minas.

La sede de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica será la ciudad de Caracas y podrá establecer dependencias en otras ciudades del país, en coordinación con los respectivos Concejos Municipales para el caso de la actividad de distribución.

Artículo 16. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberá actuar bajo los principios siguientes:

1. Proteger los derechos e intereses de los usuarios del servicio eléctrico; 2. Promover la eficiencia, confiabilidad y seguridad en la prestación del

servicio, y el uso eficiente y seguro de la electricidad; 3. Velar por que toda la demanda de electricidad sea atendida; 4. Garantizar el cumplimiento de los derechos y obligaciones de los agentes

del servicio eléctrico, otorgados por esta Ley; 5. Promover la competencia en la generación y en la comercialización de

electricidad;

191

6. Garantizar el libre acceso de terceros a los sistemas de transmisión y distribución;

7. Coordinar sus actuaciones con las autoridades municipales de conformidad con esta Ley.

Artículo 17. Corresponde a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica:

1. Identificar la mejor teoría, métodos y modelos de asignación optima para la formación de los precios en los nodos de intercambio del sistema eléctrico nacional que regirán la formación de sus precios, así como de cuidar de su permanente discusión pública y de su actualización cuando así hubiere lugar;

2. Identificar la mejor teoría, métodos y modelos para la fijación de tarifas a ser aplicadas por las empresas que realizan actividades reguladas en el servicio eléctrico, así como cuidar de su permanente discusión pública y de su actualización cuando así hubiere lugar;

3. Elaborar la propuesta de las tarifas eléctricas a ser sometida al Ejecutivo Nacional para su consideración y aprobación, con fundamento en la normativa vigente en la materia;

4. Asegurar la correcta aplicación de los precios y tarifas del servicio eléctrico y aplicar las sanciones que correspondan;

5. Delimitar, oída la opinión del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, los alcances técnicos y operativos de la actividad de transmisión;

6. Establecer los principios, metodología y modelos que regirán la gestión del Sistema Eléctrico Nacional y el funcionamiento del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico y procurar su mejoramiento continuo;

7. Aprobar las normas de Operación del Sistema Eléctrico Nacional; 8. Fiscalizar el funcionamiento del Centro Nacional de Gestión del Sistema

Eléctrico; 9. Establecer las características de las instalaciones de generación que

puedan ser exceptuadas de la obligación de separación contemplada en el artículo 6 de esta Ley;

10. Establecer limitaciones de cobertura geográfica y limitaciones de mercado a aquellas empresas que realicen actividades en el servicio eléctrico;

11. Establecer los criterios para la clasificación de los usuarios; 12. Definir las modalidades, condiciones y garantías que regirán el desempeño

tanto del Mercado Mayorista de Electricidad como el Mercado con Tarifas Reguladas;

13. Coadyuvar en el fomento y protección de la libre competencia, en aquellas actividades del sector en la que sea posible;

14. Dictar las normas de calidad que regirán las actividades del servicio eléctrico y las normas para la fiscalización del mismo;

15. Aprobar las normas que regirán las relaciones entre las empresas y sus usuarios, y sus modificaciones, oída la opinión del Instituto para la Defensa y Educación del Consumidor y el Usuario;

16. Dictar las normas técnicas necesarias para la instalación y operación de plantas de generación eléctrica;

192

17. Dictar las normas que regirán el acceso a la capacidad de transporte de las redes de transmisión y distribución de energía eléctrica;

18. Dictar las otras normas y criterios técnicos, operativos y de funcionamiento relativos a las actividades del servicio eléctrico;

19. Llevar los registros a que haya lugar; 20. Autorizar el inicio del procedimiento de constitución de servidumbres, que le

sean presentadas de conformidad con esta Ley; 21. Establecer las normas para la presentación de informes por parte de los

agentes que realicen actividades en el servicio eléctrico, incluyendo el sistema uniforme de cuentas, y velar por su oportuna y adecuada consignación;

22. Publicar evaluaciones periódicas respecto a la calidad de los servicios y a la gestión de las empresas eléctricas y proporcionar a los interesados toda la información disponible;

23. Informar completa, precisa y oportunamente a los usuarios del servicio, las organizaciones estatales, municipales, parroquiales y de vecinos, sobre el desarrollo de las actividades destinadas a la prestación del servicio de electricidad y sobre el desempeño de los agentes prestadores de este servicio;

24. Resolver los conflictos que sean sometidos a su consideración por algún agente del servicio eléctrico;

25. Favorecer la organización de los usuarios y su participación en la supervisión del servicio eléctrico;

26. Atender oportunamente los reclamos de los usuarios del servicio eléctrico; 27. Aplicar las sanciones administrativas previstas en esta Ley; 28. Intervenir las empresas eléctricas, públicas o privadas, en los casos

previstos en esta Ley, previa autorización del Ministerio de Energía y Minas; 29. Liquidar, recaudar y recibir de los agentes que participan en el servicio

eléctrico, las contribuciones especiales anuales que para su funcionamiento establece esta Ley;

30. Aprobar su Reglamento Interno y las normas necesarias para su funcionamiento;

31. Velar por la aplicación de los programas que defina el Ministerio de Energía y Minas en materia de uso racional de la electricidad y de aprovechamiento de las fuentes alternas de energía;

32. Elaborar y aprobar su presupuesto anual y hacerlo del conocimiento público;

33. Presentar al Ministerio de Energía y Minas y hacer del conocimiento público, dentro de los sesenta (60) días siguientes al cierre de cada ejercicio anual, un informe de su gestión;

34. Fiscalizar la correcta aplicación de esta Ley y su Reglamento y ordenar las auditorias que sean necesarias a estos fines;

35. Supervisar el cumplimiento de los contratos de concesión que de manera expresa le hayan sido encomendados por los órganos concedentes de los mismos;

36. Las demás que establezca la Ley y su Reglamento.

193

Artículo 18. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberá convocar audiencias públicas en los casos previstos en el Reglamento de esta Ley y de acuerdo con el procedimiento que en él se establezca. Las recomendaciones o acuerdos derivados de estas audiencias serán de obligatoria consideración por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, quien deberá hacer pública la decisión finalmente acordada, motivando sus razones en aquellos casos en los cuales no considere procedentes dichas recomendaciones o acuerdos.

Artículo 19. La Junta Directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica estará conformada por cinco (5) miembros de libre nombramiento y remoción, de los cuales tres (3) serán designados por el Presidente de la República, uno (1) por el Ministro o Ministra de Energía y Minas, y uno (1) por el Ministro o Ministra de la Producción y el Comercio. La Junta Directiva tendrá un presidente responsable de la administración ordinaria de la organización, el cual será designado, del seno de dicha Junta, por el Presidente de la República. Los miembros de la Junta Directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberán ser venezolanos, de reconocida solvencia moral y competencia profesional en materias de electricidad, economía energética, regulación o administración de servicios públicos, y tendrán una dedicación a tiempo completo a sus cargos. La designación de los cargos se hará por cinco (5) años, prorrogables por iguales lapsos, sin perjuicio de lo dispuesto en la primera parte de este artículo.

Artículo 20. No podrá ser designado miembro de la Junta Directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica:

1. Quien tenga parentesco hasta el cuarto grado de consanguinidad o segundo de afinidad con el Presidente de la República, con el Ministro o Ministra de Energía y Minas, con el Ministro o Ministra de la Producción y el Comercio o con los cónyuges de dichos funcionarios;

2. Quien directamente o cuyo cónyuge desempeñe funciones o sea accionista con poder de decisión en cualquiera de las empresas sometidas a la autoridad de esta Ley;

3. Quien sea cónyuge o tenga parentesco hasta el segundo grado de consanguinidad o primero de afinidad con algún miembro de la Junta Directiva;

4. Quien desempeñe algún cargo por elección popular; 5. Quien tenga conflicto de intereses con el cargo a desempeñar.

Parágrafo Único: Antes de tomar posesión de los cargos, los miembros de la Junta Directiva y los funcionarios de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberán renunciar a cualquier participación que tuviesen en forma directa o indirecta en la dirección o gestión de alguna de las empresas sometidas a la autoridad de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, así

194

como a cualquier trabajo, empleo, contratación o consultoría en alguna de las empresas del servicio eléctrico.

Artículo 21. De las decisiones que adopte la Junta Directiva de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica se oirá recurso de reconsideración, el cual agotará la vía administrativa, siendo también recurribles ante los órganos jurisdiccionales, sin necesidad del previo ejercicio del recurso citado.

Artículo 22. Los ingresos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica serán los siguientes:

1. El aporte inicial que realice el Ejecutivo Nacional; 2. Las contribuciones especiales anuales de los usuarios del servicio eléctrico,

las cuales no podrán exceder el uno y medio por ciento (1,5%) de los montos de sus facturas por concepto de compra de potencia y energía eléctrica. Dichas contribuciones serán recaudadas por las empresas eléctricas y deberán ser pagadas mensualmente a la Comisión. De no ser canceladas en el plazo estipulado se aplicarán intereses de mora de acuerdo con la tasa activa del mercado;

3. Las donaciones, aportes y cualesquiera otros bienes o derechos que reciba de personas naturales o jurídicas;

4. Los ingresos provenientes de las sanciones aplicadas; 5. Cualquier otro aporte que reciba de conformidad con la legislación vigente.

Artículo 23. El personal de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, con excepción de los miembros de la Junta Directiva, será designado por su Presidente, seleccionado mediante procesos de convocatoria y concurso públicos y con base en principios de capacidad y méritos, y tendrá regímenes especiales de contratación, administración de personal, salarios y prestaciones que garanticen la idoneidad para el cumplimiento de sus funciones. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica elaborará y someterá a la aprobación del Presidente de la República, por órgano del Ministerio de Energía y Minas y previa opinión de la Oficina Central de Personal, su estatuto de personal.

TÍTULO III

DE LAS ACTIVIDADES DEL SERVICIO ELÉCTRICO

CAPITULO I DE LA GENERACIÓN

Artículo 24. El ejercicio de la actividad de generación de energía eléctrica está abierto a la competencia, previa autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y de conformidad con esta Ley y demás normas que regulen la materia.

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Parágrafo Único: La autogeneración, entendida como la actividad de generación eléctrica destinada al uso exclusivo de la persona natural o jurídica que la realiza, está exenta de esta regulación, con las excepciones establecidas en esta Ley.

Artículo 25. Las empresas que ejerzan la actividad de generación en el servicio eléctrico, deberán cumplir con las siguientes obligaciones:

1. Declarar y poner a disposición del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico la totalidad de la potencia y energía de sus instalaciones y permitir su verificación;

2. Acatar las instrucciones del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico;

3. Cumplir las normas técnicas para la instalación y operación de sus plantas, dictadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

4. Someterse a las fiscalizaciones y auditorías que, conforme a las normas aplicables, ordene la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y suministrar la información que les sea requerida a estos efectos;

5. Informar al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico sobre las condiciones generales y técnicas de las contrataciones suscritas con otras empresas que ejerzan la actividad de generación, distribución, comercialización o con grandes usuarios, y registrar los contratos ante la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

6. Suministrar al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico la información necesaria para realizar la gestión del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado Mayorista de Electricidad;

7. Recaudar las contribuciones especiales anuales de los usuarios del servicio eléctrico contempladas en esta Ley;

8. Todas las otras que establezca esta Ley y su Reglamento.

Artículo 26. Las instalaciones de autogeneración, cogeneración y las de generación en sistemas independientes cuya capacidad instalada supere un limite que establecerá la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, deberán prestar el servicio de electricidad en los casos en que, por situación de emergencia, expresamente lo solicite el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico. El servicio prestado será remunerado de acuerdo a esta Ley y su Reglamento.

CAPÍTULO II DE LA TRANSMISIÓN

Artículo 27. El ejercicio de la actividad de transmisión está sujeto a concesión y se debe realizar de conformidad con esta Ley y demás normas que regulen la materia.

Artículo 28. La actividad de transmisión de electricidad deberá realizarse bajo los principios rectores de unidad del servicio para todo el territorio

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nacional, de coherencia en su operación por el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, de independencia respecto a la acción de los agentes del Servicio Eléctrico Nacional, de autonomía en cuanto a su operación y administración, y de no intermediación en las transacciones del mercado.

Artículo 29. Los agentes de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional deberán acatar las instrucciones del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico en cuanto a la operación de sus instalaciones y la programación de su mantenimiento. Artículo 30. Los generadores, los distribuidores y los grandes usuarios que requieran conectarse directa o indirectamente a la red de transmisión deberán realizar las obras necesarias para la conexión de sus instalaciones y cumplir con las normas que establezca, a ese efecto, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Artículo 31. La expansión del Sistema de Transmisión se realizará de acuerdo con el Plan de Desarrollo del Servicio Eléctrico Nacional y estará abierta a todos los inversionistas.

CAPÍTULO III

DE LA GESTIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Artículo 32. La gestión del Sistema Eléctrico Nacional deberá realizarse de manera centralizada, a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de energías primarias, producción y transporte de la energía eléctrica y de contribuir a la obtención de un suministro de electricidad confiable, económico, seguro y de la mejor calidad, de conformidad con esta Ley y demás normas que regulen la materia.

Articulo 33. El Ejecutivo Nacional constituirá una empresa propiedad de la República para llevar a cabo la gestión del Sistema Eléctrico Nacional, bajo la forma o modalidad que considere pertinente, la cual estará supervisada por el Ministerio de Energía y Minas.

La empresa que realice la actividad de gestión del Sistema Eléctrico Nacional, que para los efectos de esta Ley se denominará Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, ejercerá el control, la supervisión y la coordinación de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Eléctrico Nacional, así como la administración del Mercado Mayorista de Electricidad. La función de gestión del Sistema Eléctrico Nacional será fiscalizada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica a efecto de establecer su adhesión a esta Ley y a las Normas de Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

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Parágrafo Único: El Ejecutivo Nacional, oída la opinión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, podrá ordenar que la actividad de gestión del Sistema Eléctrico Nacional se separe en gestión económica y gestión técnica, de tal forma que ellas sean ejercidas por personas jurídicas distintas. Las normas de funcionamiento y la organización de las nuevas empresas serán establecidas en el Reglamento de esta Ley o en los Estatutos de las nuevas empresas.

Artículo 34. Corresponde al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico las funciones siguientes:

1. Coordinar y gestionar la operación de los recursos de generación y transmisión puestos a la disposición del Sistema Eléctrico Nacional;

2. Dictar la normativa general de sus funciones; 3. Solicitar la información necesaria a todos los agentes del servicio eléctrico,

de acuerdo con esta Ley y con las normas que, a ese efecto, dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

4. Suministrar al Ministerio de Energía y Minas y a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica toda la información que se le solicite dentro del ámbito de su competencia;

5. Informar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica de las situaciones de emergencia, las fallas y los riesgos potenciales, de ámbito regional o nacional, en el Sistema Eléctrico Nacional;

6. Formular un Plan de previsión de contingencias, en el que se determinen los riesgos de accidentes e insuficiencias en el servicio, en consideración de los cuales se indicarán los medios eficientes para su atención, jerarquizando las necesidades públicas y estableciendo el orden de prioridades en el suministro de dicho servicio;

7. En caso de restricciones y emergencias en el Sistema Eléctrico Nacional, dirigir, gestionar y controlar los planes y la operación del restablecimiento de suministro de energía eléctrica, ordenando la conexión o desconexión de las unidades de generación y transmisión que considere necesarias y convenientes, haciendo prevalecer la seguridad del sistema antes que la economía del mismo;

8. Coordinar sus actividades con los centros de gestión de las empresas eléctricas;

9. Evaluar oportunamente la disponibilidad de capacidad de generación suministrada por las empresas;

10. Coordinar el uso de las interconexiones internacionales; 11. Informar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica las violaciones o

conductas contrarias a esta Ley y a las normas que regulen la materia; 12. Efectuar estudios y análisis de la operación actual y futura del Sistema

Eléctrico Nacional e informar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica los resultados que sobre los mismos le sean requeridos por ella;

13. Autorizar y coordinar los planes de mantenimiento de las instalaciones de generación y de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional;

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14. Recibir oportunamente el pago por sus servicios de los demás agentes del servicio eléctrico nacional;

15. Recibir y aceptar las garantías a que haya lugar, de parte de los agentes del Mercado Mayorista de Electricidad;

16. Realizar la conciliación de ofertas y demandas de energía para cada período de programación, de acuerdo con los precios que resulten de la comparación de ofertas;

17. Liquidar y comunicar los pagos y cobros que deban realizarse por efecto de la participación de los agentes en el Mercado Mayorista de Electricidad y del precio final de la energía resultante del sistema;


19. Informar públicamente de la evolución y comportamiento del Mercado Mayorista de Electricidad;

20. Presentar al Ministro o Ministra de Energía y Minas, dentro de los sesenta (60) días siguientes al cierre de cada ejercicio anual, un informe de su gestión;

21. Las demás que establezca esta Ley y su Reglamento.

CAPÍTULO IV DE LA DISTRIBUCIÓN

Artículo 35. El ejercicio de la actividad de distribución de energía eléctrica está sujeto a concesión dentro de un área exclusiva y se debe realizar de conformidad con esta Ley y demás normas que regulen la materia.

Artículo 36. Las empresas de distribución de energía eléctrica tienen, entre otras, las obligaciones siguientes:

1. Prestar el servicio a todos los que lo requieran dentro de su área de servicio exclusiva, de acuerdo con esta Ley y con la normativa que, a ese efecto, dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

2. Prestar el servicio de manera continua, eficiente, no discriminatoria y dentro de los parámetros de calidad y atención a los usuarios, de acuerdo a esta Ley y a la normativa que, a ese efecto, dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

3. Ejecutar los programas de inversión y los de mantenimiento necesarios para garantizar la prestación del servicio en las condiciones requeridas;

4. Ejecutar los programas de inversión necesarios para la prestación del servicio eléctrico en los asentamientos urbanos que, dentro de su área exclusiva, no posean acceso a este servicio, en coordinación con las autoridades municipales correspondientes;

5. Permitir el libre acceso a la capacidad de transporte de sus redes a otros agentes del servicio eléctrico, de acuerdo a esta Ley y a la normativa que, a ese efecto, dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

6. Acatar las instrucciones operativas que imparta el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico;

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7. Registrar ante la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico todas las contrataciones realizadas con otros agentes del mercado eléctrico;

8. Compensar los daños causados a sus usuarios como consecuencia de fallas en el suministro de energía eléctrica o mala calidad del mismo, de conformidad con esta Ley y su Reglamento;


10. Someterse al régimen de sanciones establecido en esta Ley; 11. Suministrar la información que le sea requerida por la Comisión Nacional de

Energía Eléctrica; 12. Las demás que establezca esta Ley y su Reglamento.

Artículo 37. Las empresas que realicen la actividad de distribución tienen, entre otros, los siguientes derechos:

1. Comercializar potencia y energía eléctrica con sus usuarios con tarifa regulada;

2. El reconocimiento en la fijación de tarifas de una rentabilidad razonable por el ejercicio de la actividad de distribución en condiciones de operación y gestión eficiente;

3. Recibir oportunamente de sus usuarios el pago del servicio, de acuerdo con las tarifas correspondientes, suspender el servicio a los usuarios que no cumplan con esa obligación de pago dentro del plazo que se indique en la factura y cobrar los intereses de mora causados, de conformidad con esta Ley;

4. Suspender el servicio en casos de usos de la electricidad no previstos en el contrato de servicios y en el de sustracción de electricidad mediante conexiones clandestinas o alteración o daño de los equipos o instalaciones de medición, conexión o suministro;

5. Recibir el apoyo de las autoridades administrativas y de seguridad para combatir la comisión de delitos relacionados con el uso de la electricidad y las ocupaciones indebidas de las servidumbres de conductores eléctricos;

6. Los demás que establezca esta Ley y su Reglamento.

CAPÍTULO V DE LA COMERCIALIZACIÓN ESPECIALIZADA

Artículo 38. Las empresas especializadas en comercialización ejercen esta actividad bajo régimen de competencia, previa autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y con las limitaciones establecidas en esta Ley. A los efectos de esta Ley, se entiende por comercialización la actividad de compra y venta de potencia de energía eléctrica.

Artículo 39. Las empresas comercializadoras especializadas tienen las obligaciones siguientes:

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1. Cumplir la normativa que, de conformidad con esta Ley, imparta la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

2. Registrar ante la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y el Centro Nacional de Gestión del Servicio Eléctrico todas las contrataciones realizadas con otros agentes del Mercado Mayorista de Electricidad;

3. Compensar los daños causados a sus usuarios como consecuencia de fallas en el suministro de energía eléctrica, de conformidad con esta Ley y su Reglamento;

4. Informar a sus usuarios sobre la tarifa que les sea más conveniente; 5. Constituir las garantías que establezca la Comisión Nacional de Energía

Eléctrica; 6. Recaudar las contribuciones especiales anuales de los usuarios del servicio

eléctrico contempladas en esta Ley; 7. Someterse al régimen de sanciones establecido en esta Ley y su

Reglamento; 8. Suministrar la información que le sea requerida por la Comisión Nacional de

Energía Eléctrica y por las autoridades municipales correspondientes; 9. Las demás que establezca esta Ley y su Reglamento.

TÍTULO IV

DE LOS USUARIOS

ARTÍCULO 40. Los usuarios del servicio eléctrico nacional tienen, entre otros, los siguientes derechos:

1. Obtener el suministro de energía eléctrica de la empresa distribuidora concesionaria en el área geográfica donde estén ubicados;

2. Recibir la atención oportuna de sus reclamos, en primera instancia de la empresa encargada del suministro de electricidad, en segunda instancia de la autoridad municipal, y en última instancia de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

3. Organizarse para participar en la supervisión del servicio eléctrico; 4. Exigir y recibir de las empresas eléctricas información completa, precisa y

oportuna para la defensa de sus derechos; 5. Obtener, por parte de la empresa encargada del suministro de electricidad,

una compensación adecuada cuando la calidad del servicio no cumpla con las normas de calidad del servicio eléctrico que dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, y el resarcimiento de los daños causados por fallas en el suministro de energía eléctrica;

6. Los grandes usuarios podrán adquirir la potencia y energía eléctrica que requieran a través del Mercado Mayorista de Electricidad;

7. Los demás que establezca esta Ley y su Reglamento y la Ley de Protección al Consumidor y al Usuario.

Articulo 41. Los usuarios del servicio eléctrico nacional tienen, entre otras, las siguientes obligaciones:

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1. Pagar oportunamente por el servicio eléctrico efectivamente recibido; 2. Permitir el acceso de personal, debidamente autorizado por la empresa

encargada del suministro de electricidad, a los equipos de medición de potencia y energía eléctrica;

3. Los grandes usuarios deberán acatar las instrucciones que imparta el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico;

4. Los grandes usuarios deberán registrar ante la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico todas las contrataciones realizadas con otros agentes del mercado eléctrico;

5. Pagar las contribuciones especiales anuales para el funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, contempladas en esta Ley;

6. Someterse al régimen de sanciones establecido en esta Ley y su Reglamento;

7. Las demás que establezca esta Ley y su Reglamento.

TÍTULO V DE LOS MUNICIPIOS

Artículo 42. Al Municipio, en cumplimiento de sus atribuciones, le corresponde:

1. Promover la prestación del servicio eléctrico en el área de sus jurisdicción; 2. Asegurar un servicio adecuado de alumbrado público en su jurisdicción,

directa o indirectamente. En este ultimo caso debe garantizar la debida remuneración del servicio a la empresa que lo suministre;

3. Fiscalizar la calidad del servicio eléctrico en su jurisdicción, con base en las normas que a tal efecto dicte la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

4. Promover la participación de las comunidades en la fiscalización del servicio; 5. Promover la organización de usuarios del servicio eléctrico; 6. Velar por la existencia de un adecuado servicio de atención a los reclamos

en materia de calidad de servicio y atención al usuario, e informar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica cuando el mismo no sea satisfactorio;

7. Velar porque las sanciones aplicadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica sean acatadas;

8. Proponer a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica las medidas que considere convenientes para mejorar la prestación del servicio en su jurisdicción;

9. Coordinar los planes de expansión del servicio de las empresas eléctricas con los planes municipales de desarrollo urbano;

10. Presentar recomendaciones y observaciones a las empresas locales de servicio eléctrico, relativas a los planes de expansión y mejoramiento de la calidad del servicio.

TÍTULO VI

DE LAS AUTORIZACIONES Y CONCESIONES

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CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 43. Las empresas que ejerzan la actividad de generación, incluyendo la autogeneración y la cogeneración, así como la de comercialización especializada, requerirán de autorización previa de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. Dicha autorización se emitirá a los fines de garantizar el cumplimiento de las normas técnicas de instalación y operación, en el caso de centrales de generación, y de las normas que regulan la actividad, en el caso de comercialización especializada. La autorización se requerirá para el establecimiento de cada una de las centrales de generación, así como para la ampliación o modificación de la capacidad de las instalaciones existentes y para la conexión al Sistema Eléctrico Nacional de instalaciones de generación de sistemas independientes. Las autorizaciones serán otorgadas sin perjuicio de las habilitaciones y demás autorizaciones necesarias de acuerdo con otras disposiciones legales aplicables.

Parágrafo Único: La Comisión Nacional de Energía Eléctrica podrá exceptuar de la obligación de obtener la autorización establecida en este artículo, a los propietarios de instalaciones de generación de electricidad que, en atención a sus características, no la requieran.

Artículo 44. El ejercicio de la actividad de transmisión, destinada a la prestación del servicio eléctrico, estará sujeto a concesión otorgada por el Ministerio de Energía y Minas. La concesión se requerirá para cada nueva línea de transmisión, para la ampliación y modificación de las instalaciones de transmisión existentes y para la conexión al Sistema Eléctrico Nacional de instalaciones de transmisión de sistemas independientes. El otorgamiento de concesión para nuevas instalaciones de transmisión se hará en coordinación con la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y de conformidad con esta Ley y su Reglamento.

Artículo 45. La realización de la actividad de distribución de energía eléctrica, requerirá de una concesión otorgada mediante un proceso de licitación pública, según el procedimiento establecido en esta Ley y su Reglamento. El Poder Nacional, por órgano del Ministerio de Energía y Minas, acordará conjuntamente con las autoridades municipales con jurisdicción en el área de la concesión, cuando fuere procedente, las modalidades y las condiciones de su otorgamiento.

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CAPÍTULO II DE LAS CONCESIONES

Artículo 46. Las concesiones que otorgue el Ministerio de Energía y Minas se harán por un lapso máximo de treinta (30) años, contados a partir de la firma del contrato, prorrogable hasta por veinte (20) años. La prórroga deberá ser solicitada con una anticipación a la fecha del vencimiento del término, no menor de tres (3) años ni mayor de cuatro (4).

Parágrafo Único: Tres (3) años antes del vencimiento de la concesión, incluida su prorroga si la hubiere, se iniciará un nuevo proceso de licitación para la prestación del servicio.

Artículo 47. Las concesiones de distribución se otorgarán con carácter de exclusividad para el área geográfica definida como área de servicio en el correspondiente contrato. Parágrafo Único: El contrato de concesión definirá una zona de expansión no exclusiva, constituida por áreas no servidas, de conformidad con los criterios establecidos por el Ministerio de Energía y Minas dirigidos a extender los servicios a dichas áreas. La construcción de instalaciones para la prestación de servicio en la zona de expansión consolidará dicha zona como parte del área de servicio exclusivo.

Artículo 48. Las concesiones sólo podrán ser transferidas previa autorización expresa del ente concedente y conforme a las condiciones y procedimientos establecidos en esta Ley y su Reglamento.

Artículo 49. El contrato de concesión contendrá, al menos:

1. Identificación y domicilio de la concesionaria; 2. Descripción pormenorizada de la actividad que ejercerá la concesionaria,

y la obligación que realizará a su propio costo y riesgo; 3. En el caso de concesiones de distribución, delimitación del área

geográfica de la concesión, con indicación detallada del área de servicio exclusiva y de los criterios de definición de la zona de expansión;

4. En el caso de concesiones de transmisión, identificación de los nodos del Sistema Eléctrico Nacional entre los cuales se realizará la transmisión;

5. Plazo de la concesión; 6. Tarifas, normativa para su determinación, incluyendo parámetros de

eficiencia, y procedimientos para su ajuste; 7. Régimen de los bienes afectados a la prestación del servicio; 8. Condiciones, derechos y obligaciones de la concesionaria; 9. Calidad requerida del servicio eléctrico y de la atención a los usuarios;

10. Metas de cobertura y de ampliación del servicio hacia zonas no servidas; 11. De ser el caso, programas de gestión de la demanda; 12. Garantías del cumplimiento de las obligaciones;

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13. Régimen de sanciones por infracciones cometidas por la concesionaria o los usuarios;

14. Causales y modalidades de intervención; 15. Métodos de justiprecio de los bienes afectados a la concesión, para

todos los efectos legales; 16. Procedimientos para la terminación del contrato.

Artículo 50. En caso de vencimiento del término de la concesión se producirá la reversión de los bienes afectos al servicio, teniendo la concesionaria derecho al pago de la parte no depreciada de las inversiones prudentemente realizadas, de conformidad con lo establecido en el Reglamento de esta Ley.

Artículo 51. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica, previa autorización del Ministerio de Energía y Minas y de acuerdo a lo establecido en el contrato de concesión, podrá intervenir a la Concesionaria bajo las condiciones y procedimientos establecidos en el Reglamento de esta Ley: 1. Con carácter definitivo, en los casos de resolución del contrato por

incumplimiento de la concesionaria, o quiebra de ésta; 2. Con carácter preventivo, en caso de confrontar la concesionaria una

situación que pusiere en peligro la prestación del servicio, o de reiteradas infracciones a las disposiciones de esta Ley y su Reglamento, o a las instrucciones impartidas por el ente concedente, por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica o por el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico.

Artículo 52. La concesionaria cesante deberá facilitar el acceso a sus instalaciones, durante el proceso de licitación, a los postulantes calificados, suministrar la información que exija el Ministerio de Energía y Minas y cooperar en la transferencia de los bienes afectos a la prestación del servicio al nuevo titular.

Artículo 53. En todo lo no previsto en esta Ley se aplicarán las disposiciones establecidas en el Decreto con rango y fuerza de la Ley Orgánica sobre Promoción de la Inversión Privada bajo el Régimen de Concesiones y otras modalidades de Contratación.

TÍTULO VII

DE LAS EXPROPIACIONES Y SERVIDUMBRES

CAPÍTULO I DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 54. Las empresas eléctricas tratarán directamente con los propietarios la adquisición de los bienes y derechos necesarios para la prestación del servicio eléctrico. Si no hubiere acuerdo, se actuará conforme

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al procedimiento expropiatorio previsto en la Ley de Expropiación por Causa de Utilidad Pública e Interés Social.

Artículo 55. Todo inmueble está sujeto a la servidumbre que requiera el normal desenvolvimiento de las actividades de las empresas del servicio eléctrico, las cuales comprenden: 1. Tender líneas conductoras de electricidad aéreas o subterráneas, instalar

o construir postes, torres, soportes, canalizaciones, tuberías, tanquillas, transformadores y demás instalaciones, aparatos o mecanismos destinados a transformar, transmitir y distribuir la energía, incluyendo la infraestructura de telecomunicaciones asociada;

2. Acceder a los inmuebles afectados para la construcción, vigilancia, conservación, reparación, modificación o reubicación de las instalaciones señaladas en el numeral anterior;

3. Ocupar temporalmente inmuebles, cuando la urgencia o necesidades del servicio así lo requieran, previa autorización de la autoridad competente;

4. Cortar o podar los árboles o sus ramas que se encuentren próximos a los conductores y que puedan ocasionar perjuicios al servicio, previa autorización de la autoridad competente;

5. Utilizar bienes de uso público para la instalación de conductores eléctricos; 6. Ocupar temporalmente los terrenos colindantes con el área afectada, que

a juicio de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, sean indispensables para la ejecución de obras o instalación y reparación de conductores eléctricos. La ocupación temporal, en ningún caso podrá exceder de seis (6) meses.

En estos casos el beneficiario de la servidumbre deberá resarcir los daños y perjuicios ocasionados en las áreas afectadas, de conformidad con el Reglamento de esta Ley.

Artículo 56. Los daños y perjuicios que se ocasionen durante la construcción de las obras o en el caso de que las instalaciones eléctricas causen algún daño al inmueble por dolo o culpa imputable al beneficiario de la servidumbre, serán indemnizados, de conformidad con el Reglamento de esta Ley.

Artículo 57. En el área afectada por servidumbre no podrán realizarse actividades, construcciones, obras o plantaciones que perturben, obstaculicen o menoscaben el ejercicio de los derechos del beneficiario de la servidumbre, sin la autorización escrita de este.

Artículo 58. La servidumbre caduca si no se inician las obras dentro del plazo de dos (2) años, contados a partir del día de su constitución, vencido el cual el propietario del inmueble recobrará la plenitud de sus derechos y no estará obligado a reintegrar la indemnización.

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Artículo 59. Tanto el beneficiario de la servidumbre como el propietario del inmueble podrán obtener, en cualquier tiempo, el cambio del trazado de la ruta de la línea y de la correspondiente servidumbre, así como la reubicación de los postes, soportes, canalizaciones, tuberías, equipos o instalaciones, si demuestran, a satisfacción de la autoridad que haya otorgado dicha servidumbre, la utilidad y la factibilidad material y técnica del cambio. El solicitante del cambio deberá pagar a la otra parte los gastos que este origine e indemnizar los daños que se ocasionen. Artículo 60. Se presume que las servidumbres quedarán legítimamente constituidas cuando hayan transcurrido tres (3) años de la instalación de los conductores eléctricos u obras asociadas en el predio sirviente. Vencido dicho lapso, prescribirán las acciones de los propietarios y de los titulares de otros derechos reales para hacer cesar la perturbación. La acción para exigir indemnización prescribirá a los diez (10) años, contados a partir de la fecha en que el propietario o titular del derecho real haya tenido conocimiento de la perturbación.

Artículo 61. En la construcción de las instalaciones eléctricas se respetarán los derechos preexistentes sobre instalaciones destinadas a otros servicios, para lo cual se tomarán en cuenta las normas técnicas aplicables, de conformidad con el Reglamento de esta Ley. En defecto de tales normas, se aplicarán los principios de equidad y racionalidad técnica y económica.

Artículo 62. Cuando se pretenda la utilización o aprovechamiento de las instalaciones eléctricas existentes para el tendido de equipos destinados a otros servicios, además de los requisitos legales y técnicos correspondientes, se requerirá la autorización del titular de la servidumbre conforme a lo dispuesto en esta Ley y su Reglamento.

Artículo 63. La autoridad judicial competente podrá declarar la extinción de la servidumbre, a solicitud de parte, cuando:

1. Permanezca sin uso por más de dos (2) años, después de realizadas las instalaciones;

2. Sea destinada a un fin distinto a aquel para el cual se solicitó, salvo autorización previa;

3. Desaparezca la finalidad para la cual fue constituida.

CAPITULO II DEL PROCEDIMIENTO DE CONSTITUCIÓN DE SERVIDUMBRES

Artículo 64. El prestador del servicio eléctrico podrá acordar con el propietario del inmueble y con los titulares de otros derechos reales, la constitución de la servidumbre necesaria para la construcción de obras relacionadas con el servicio. Si se llegare a un acuerdo, éste se registrará ante la Oficina Subalterna de Registro Público de la jurisdicción

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correspondiente y se consignará copia del mismo ante la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Artículo 65. Si no se llegare al acuerdo previsto en el artículo anterior, el prestador del servicio eléctrico solicitará a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica su autorización para tramitar la servidumbre sobre el inmueble que requiera para la realización de obras necesarias en sus actividades. A la solicitud se adjuntará plano general del curso de la línea proyectada e informe técnico-económico justificativo señalando al menos sus características, los inmuebles afectados y una estimación del valor general de la obra. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica decidirá en un plazo de sesenta (60) días continuos, contados a partir de la fecha de recepción de la solicitud. Artículo 66. La autorización para la tramitación de la servidumbre inmobiliaria será declarada por Resolución de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica que se publicará en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela y en la misma se indicará el inmueble objeto de la servidumbre, las zonas y grados de afectación, la identificación del titular de la servidumbre, así como todos los demás datos que señale el Reglamento de esta Ley.

Artículo 67. Otorgada la autorización conforme a lo previsto en el artículo anterior, el prestador del servicio eléctrico solicitará ante el Juez de Primera Instancia en lo Civil competente, la constitución de la servidumbre y la citación personal del propietario y de quienes tengan un derecho real sobre el inmueble objeto del gravamen, con indicación de sus nombres y apellidos, si fueren conocidos. La contestación a la solicitud de imposición de servidumbre tendrá lugar dentro de los cinco (5) días de despacho siguientes a la constancia en autos de la citación de los afectados o de la juramentación del defensor judicial, si fuere el caso.

Artículo 68. Si el prestador del servicio califica la obra como de urgente realización y así la autoriza la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, en el mismo escrito de solicitud de servidumbre podrá requerir la ocupación previa del inmueble, la cual será acordada siempre que se consigne la indemnización que corresponda, estimada por el solicitante, conforme a lo previsto en este Capítulo. Antes de proceder a la ocupación previa, el Juez notificará a las personas afectadas sobre la solicitud y sobre la fecha que acuerde para realizar una inspección judicial, asistido de un experto, a objeto de dejar constancia del estado en que se encuentra el inmueble. En la inspección se dejará constancia de las obras, construcciones, plantaciones u otras bienhechurías existentes en la zona afectada que pudieran desaparecer, o cambiar de situación o estado. En el curso de la inspección pueden los titulares de derechos reales sobre el inmueble hacer las observaciones que tuvieren a bien, las cuales se harán constar en el acta. El Tribunal informará a los propietarios y titulares de derechos reales la

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consignación de la indemnización estimada por el beneficiario de la servidumbre, de la oportunidad para contestar la demanda y para solicitar una experticia en caso de no estar conforme. Luego de concluido el procedimiento a que se contrae este artículo, el Juez acordará la ocupación previa y el solicitante podrá ejercer los derechos que la servidumbre le confiere. Artículo 69. En caso de no practicarse personalmente las citaciones o notificaciones previstas en este Capítulo, se harán por Edictos publicados en la prensa, en dos (2) oportunidades con intervalos de cinco (5) días consecutivos entre una y otra publicación, en un periódico de los de mayor circulación en el país y en alguno de la ciudad sede del tribunal, si lo hubiere. De no lograrse mediante este último procedimiento la citación o notificación de los afectados, el Tribunal procederá a nombrar un defensor judicial. Se tendrá por no aceptado el nombramiento de defensor cuando el nombrado no compareciere a juramentarse en el primer día de despacho después de notificado, procediéndose de inmediato a nombrar a un nuevo defensor judicial.

Artículo 70. Si al contestarse la solicitud de servidumbre se hiciere oposición, se abrirá un lapso de cinco (5) días de despacho para promover y evacuar las pruebas que fueren pertinentes. El Juez fijará la oportunidad para la presentación de informes dentro de los cinco (5) días de despacho siguientes al vencimiento del lapso probatorio y dictará sentencia dentro de los cinco (5) días de despacho siguientes al vencimiento del lapso anterior. El término para apelar será de tres (3) días.

Artículo 71. Si al contestar la solicitud de constitución de servidumbre, el propietario o el titular de algún derecho real sobre el inmueble no estuviere conforme con la indemnización consignada, podrá solicitar que le sea fijada por expertos. La solicitud deberá contener las razones de hecho y derecho que considere convenientes para fundamentar su petición de fijación de la indemnización por los expertos, o bien alegar que la constitución de la servidumbre debe ser total, pues la parcial inutiliza el inmueble o lo hace impropio para el uso al cual está destinado, conforme al proyecto aprobado por los organismos públicos competentes antes de la constitución del gravamen.

Artículo 72. Introducida la solicitud del afectado prevista en el artículo anterior, el Tribunal le dará entrada y ordenará citar personalmente al beneficiario de la servidumbre. De no ser posible se procederá conforme a lo previsto en el artículo 70, para que comparezca al Tribunal dentro de los cinco (5) días de despacho siguientes a que conste en autos su citación, por sí o por medio de apoderado.

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Artículo 73. El acto de nombramiento de expertos tendrá lugar el tercer día de despacho siguiente al vencimiento del lapso fijado en el artículo anterior, a la hora que fije el Tribunal.

Artículo 74. Consignado el Informe de Avalúo, dentro del lapso que fije el Juez, éste dictará decisión sobre la constitución de la servidumbre y el monto de la indemnización que corresponda, dentro de los quince (15) días de despacho siguientes. La decisión es apelable dentro de los cinco (5) días de despacho siguientes a la fecha de su publicación, o de la notificación a las partes.

Artículo 75. Firme la decisión, el Juez de Primera Instancia procederá a su ejecución y consignado que sea el monto de la indemnización o la constancia de haberse realizado el pago, ordenará que se expida copia de la sentencia que declara la imposición de la servidumbre, al que la ha promovido, para su registro en la Oficina respectiva.

Artículo 76. En todo lo no previsto en este Título se aplicarán supletoriamente las disposiciones del Código Civil sobre Servidumbres Prediales, las disposiciones de la Ley de Expropiación por Causa de Utilidad Pública e Interés Social y las disposiciones de Código de Procedimiento Civil, en cuanto sean aplicables.

TÍTULO VIII

DEL RÉGIMEN ECONÓMICO Artículo 77. El régimen económico aplicable a las actividades destinadas a la prestación del servicio eléctrico nacional tendrá como finalidad el uso óptimo de los recursos utilizados en la prestación del servicio, en beneficio del consumidor, y la promoción, para las empresas, de una rentabilidad acorde con el riesgo de las actividades que realicen, en condiciones de operación eficiente.

Artículo 78. En el Mercado Mayorista de Electricidad se realizarán las transacciones de bloques de potencia y energía eléctrica que ocurran dentro del Sistema Eléctrico Nacional. Podrán participar en este mercado los generadores, los distribuidores, los comercializadores especializados y los grandes usuarios y estarán sujetos a la competencia libre y abierta, cuyos beneficios deberán traducirse en mayor bienestar colectivo. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica establecerá los principios, metodologías y modelos que regirán la formación de los precios de transacción en el Mercado Mayorista de Electricidad. Los agentes del servicio eléctrico nacional podrán presentar, en audiencias públicas, propuestas que promuevan mejoras en esos principios, metodologías y modelos y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de existir justificadas razones, procederá a modificarlos.

210

Artículo 79. El régimen tarifario aplicable en el Mercado con Tarifas Reguladas, estará orientado por principios de eficiencia económica, racionalidad energética, suficiencia financiera, neutralidad, estabilidad en el tiempo, simplicidad y transparencia. El régimen tarifario será establecido de conformidad con esta Ley y su Reglamento, y en particular deberá:

1. Estimular la eficiencia de las empresas y el uso racional de la energía; 2. Asegurar el mínimo costo del servicio compatible con la calidad y seguridad

del suministro; 3. Considerar las diferencias razonables que existan en los costos de los

distintos tipos de servicio, tomando en cuenta las modalidades de prestación, la ubicación geográfica de los usuarios y cualquier otra característica que la Comisión Nacional de Energía Eléctrica califique como relevante;

4. Permitir a los transmisores y distribuidores en condiciones de operación eficiente, la obtención de una rentabilidad razonable comparable con actividades de riesgo similar. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica establecerá los principios, metodologías y modelos que definirán el régimen tarifario aplicable al Mercado con Tarifas Reguladas. Los agentes del servicio eléctrico nacional podrán presentar, en audiencias públicas, propuestas que promuevan mejoras en esos principios, metodologías y modelos y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, de existir justificadas razones, procederá a modificarlos.

Artículo 80. La remuneración de la actividad de generación bajo condiciones de operación eficiente, que se realice en el ámbito del Mercado Mayorista de Electricidad deberá tomar en cuenta:

1. La energía eléctrica suministrada por cada unidad de generación, ordenada

por el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico; 2. La garantía de potencia que cada unidad de generación preste

efectivamente al sistema; 3. Los servicios complementarios necesarios para garantizar un suministro

adecuado al usuario.

Artículo 81. La remuneración de la actividad de transmisión deberá permitir la retribución, en condiciones de operación y gestión eficientes que corresponda a cada agente, de los costos igualmente eficientes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones y de otros costos necesarios para desarrollar la actividad, así como la obtención de una rentabilidad justa.

Artículo 82. La remuneración de la actividad de gestión del Sistema Eléctrico Nacional deberá permitir la retribución, en condiciones de operación y gestión eficientes, de los costos de inversión, operación y mantenimiento y de otros costos necesarios para desarrollar la actividad, así como la obtención de una rentabilidad justa.

211

Artículo 83. La remuneración de la actividad de distribución en todas sus fases deberá permitir la retribución, en condiciones de operación y gestión eficientes que corresponda a cada agente, de los costos eficientes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, de la gestión comercial con usuarios regulados, de la caracterización de la zona, de la calidad del servicio prestado y de otros costos necesarios para desarrollar la actividad, así como la obtención de una rentabilidad justa.

Artículo 84. La remuneración de la actividad de comercialización especializada será la que libremente se pacte entre las partes. Artículo 85. Las tarifas que las empresas distribuidoras podrán aplicar a sus usuarios serán establecidas por el Ejecutivo Nacional, por órgano de los Ministerios de Energía y Minas y de la Producción y el Comercio, tomando en cuenta los siguientes elementos:

1. Los costos por concepto de compras y contrataciones realizadas en el

Mercado Mayorista de Electricidad; 2. Los costos por la transmisión que reflejen su ubicación dentro del Sistema

Eléctrico Nacional; 3. Los costos por la gestión del Sistema Eléctrico Nacional; 4. Los costos por la distribución en condiciones de máxima eficiencia; 5. Los costos por la gestión comercial; 6. Los costos de funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Parágrafo Primero: En la facturación a los usuarios se podrán incluir los intereses de mora calculados de acuerdo al Reglamento de esta Ley, y, de ser el caso, deberán ser incluidos los créditos por penalizaciones a las empresas eléctricas debidas a deficiencias en la calidad del servicio prestado y los reintegros a los usuarios. Dichos créditos quedarán establecidos en los contratos de servicio, cuyos modelos deberán ser aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. Parágrafo Segundo: La facturación al usuario deberá desglosarse para indicar al menos los elementos de costos citados, así como los montos correspondientes a los tributos que graven el servicio de electricidad. Parágrafo Tercero: Las donaciones o aportes efectuados por la República, los Estados, los Municipios o el sector privado para realizar extensiones o mejoras de las actividades del servicio eléctrico, no podrán tomarse en cuenta a los fines de la determinación de las tarifas.

Artículo 86. Las tarifas por el uso de las redes de transmisión y distribución, así como las correspondientes a la gestión del Sistema Eléctrico Nacional, serán establecidas por el Ejecutivo Nacional, por órgano de los Ministerios de

212

Energía y Minas y de la Producción y el Comercio, con criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

TÍTULO IX

DE LAS INFRACCIONES Y SANCIONES

Artículo 87. Las acciones u omisiones que contravengan lo dispuesto en esta Ley, su Reglamento o en las Normas que la desarrollen, serán sancionadas de conformidad con lo establecido en el presente Título. La responsabilidad administrativa no excluye la civil o penal.

Artículo 88. Los agentes que participan en la prestación del servicio eléctrico serán objeto de sanciones de hasta diez por ciento (10%) de sus ingresos brutos en los doce (12) meses anteriores al mes de la infracción, por la Comisión de cualesquiera de los siguientes hechos:

1. El incumplimiento de las normas aplicables a las instalaciones; 2. El incumplimiento de las instrucciones emanadas del Centro Nacional de

Gestión del Sistema Eléctrico; 3. El incumplimiento reiterado del deber de suministrar a la Comisión Nacional

de Energía Eléctrica la información que ésta solicite, en la oportunidad y en la forma en que hubiere sido solicitada;

4. La negativa a permitir las verificaciones e inspecciones que acordare la Comisión Nacional de Energía Eléctrica o la obstrucción de su realización;

5. La negativa al suministro de electricidad sin causa justificada o la interrupción o suspensión del servicio en una zona sin que medien los requisitos legales;

6. El incumplimiento de las obligaciones de pago derivadas de las transacciones efectuadas en el Mercado Mayorista de Electricidad, de manera que se comprometa el normal funcionamiento del mismo;

7. El incumplimiento reiterado de las normas de calidad del servicio; 8. El incumplimiento de la normativa para la contabilidad dictada por la

Comisión Nacional de Energía Eléctrica; 9. El incumplimiento de las normas de aplicación de las tarifas o de

recaudación, la aplicación de tarifas no autorizadas o la aplicación irregular de las mismas;

10. Cualquier actuación que produzca una alteración de lo realmente consumido o suministrado;

11. La negativa a permitir el libre acceso a las redes, sin causa justificada; 12. La realización de actividades incompatibles, según se establece en esta Ley.

Artículo 89. Los agentes que participan en la prestación del servicio eléctrico serán objeto de sanciones hasta el dos por ciento (2%) de sus ingresos brutos en los doce (12) meses anteriores al mes de la infracción, por la comisión de cualesquiera de los siguientes hechos:

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1. La suscripción de contratos de usuarios con tarifas reguladas en los que no se contemplen los requisitos y condiciones mínimos establecidos por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica;

2. El incumplimiento ocasional de las normas de calidad del servicios establecidas en los contratos de concesión;

3. El incumplimiento ocasional del deber de suministrar a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica la información que esta solicite, en la oportunidad y en la forma en que hubiere sido solicitada;

4. El incumplimiento de la disponibilidad declarada de potencia y energía, sin causa justificada, por parte de los generadores;

5. El incumplimiento reiterado del consumo de energía demandada al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, por parte de los distribuidores, comercializadores especializados y grandes usuarios;

6. El retraso injustificado o la actuación incorrecta en la liquidación de las transacciones en el Mercado Mayorista de Electricidad;

7. El retraso injustificado en la información de los resultados de la liquidación de las transacciones en el Mercado Mayorista de Electricidad;

8. El retraso injustificado en el suministro de la información necesaria para el funcionamiento del Mercado Mayorista de Electricidad, de conformidad con esta Ley.

Artículo 90. Se aplicará multa de hasta cien mil unidades tributarias (100.000 UT) a los titulares de instalaciones de autogeneración, cogeneración y generación en sistemas independientes, en caso de negar el suministro de electricidad en situaciones de emergencia, cuando haya sido solicitado por el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico o en caso de que suministren energía al Sistema Eléctrico Nacional en condiciones distintas a las establecidas en el Reglamento de esta Ley.

Artículo 91. Será sancionada con multa de hasta cien mil unidades tributarias (100.000 UT), la empresa que ejerza la gestión del Sistema Eléctrico Nacional sin ajustarse a las disposiciones contenidas en esta Ley y su Reglamento.

Artículo 92. Cualquier empresa que ejerza actividades en el servicio eléctrico sin la debida concesión o autorización establecida en la presente Ley será sancionada con multa de hasta cien mil unidades tributarias (100.000 UT), sin perjuicio de la suspensión total o parcial de su actividad.

Artículo 93. Se consideran infracciones de los usuarios las siguientes:

1. La conexión no autorizada a los sistemas eléctricos; 2. El consumo no autorizado de energía eléctrica; 3. La sustracción de energía mediante conexiones no autorizadas o alteración

de equipos de suministro o instrumentos de medición; 4. La alteración, daño o modificación intencional de los medidores, sus

equipos asociados y los equipos destinados a la prestación del servicio.

214

Artículo 94. Serán igualmente aplicables a la sustracción de energía mediante conexiones no autorizadas o alteración de equipos de suministro o de instrumentos de medición, las disposiciones relativas al hurto, robo y daños establecidas en el Código Penal, así como las indemnizaciones y resarcimientos que procedan de conformidad con las leyes.

Artículo 95. Las infracciones cometidas por los usuarios serán sancionadas, según la gravedad de las mismas con las siguientes multas:

1. En caso de uso residencial, hasta doscientas unidades tributarias (200 UT);

2. En caso de uso no residencial, hasta veinte mil unidades tributarias (20.000 UT). La empresa eléctrica será la recaudadora de la multa, previa autorización de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y previo cumplimiento del procedimiento establecido en la Ley Orgánica de Procedimientos Administrativos. La empresa no estará obligada a prestar el servicio de electricidad, hasta tanto el infractor compruebe los pagos correspondientes.

Artículo 96. Cuando alguna de las multas previstas en este Título recayere en una Empresa del Estado, además de cumplir esta sanción, la empresa deberá abrir las averiguaciones correspondientes, con el fin de determinar las responsabilidades que pudieren recaer sobre los miembros del respectivo Directorio o Junta Directiva o cualquier otra persona al servicio de la empresa, y aplicar las sanciones a que hubiere lugar. Los resultados de dichas averiguaciones deberán ser comunicados al Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 97. Para la determinación del monto de las multas aplicables, se considerará lo establecido en esta Ley y su Reglamento, así como la gravedad y reincidencia de las infracciones cometidas. Igualmente, se tomará en cuenta lo siguiente:

1. El daño resultante de la infracción, para la vida y salud de las personas, la seguridad de las cosas y el medio ambiente;

2. El número de usuarios del servicio eléctrico afectados directamente por la infracción;

3. El grado de participación y el beneficio obtenido; 4. Los perjuicios producidos en la continuidad y regularidad del suministro

de energía; 5. La reincidencia por la comisión, en el término de un año, de más de una

infracción de la misma naturaleza.

Artículo 98. El producto de las multas aplicadas a las empresas que ejercen actividades en el servicio eléctrico, de conformidad con lo establecido en este

215

Título, será distribuido entre los usuarios directamente perjudicados por la conducta de la empresa eléctrica sancionada, en proporción a su consumo promedio mensual, medido en el lapso que prevea el Reglamento. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica podrá establecer mecanismos para que dicha distribución se haga a través de las facturas del servicio eléctrico. En caso de que esos usuarios no pudiesen ser identificados, el producto de las multas se destinará al desarrollo de proyectos de electrificación rural y de mejoramiento de la eficiencia en el servicio eléctrico, a través de las modalidades que defina el Ejecutivo Nacional.

Artículo 99. Las multas podrán ser reiteradas en el tiempo, una vez transcurrido el lapso suficiente para el cese de la conducta infractora y mientras esta persista. En la resolución sancionatoria se fijará dicho lapso y se apercibirá al infractor. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica podrá amonestar públicamente a las empresas eléctricas que incurran en las infracciones previstas en esta Ley. La reincidencia en las infracciones establecidas en este Título será causa agravante a los efectos del cálculo del monto de las multas.

Artículo 100. La acumulación en el lapso de un año de un monto por concepto de multas, superior al veinte por ciento (20%) del total de los ingresos brutos percibidos en ese período, será considerada como infracción grave y autorizará al Ministerio de Energía y Minas, cuando fuere el caso, a la resolución del contrato de concesión. Artículo 101. Las infracciones establecidas en esta Ley prescribirán a los cinco (5) años, contados a partir del primero de enero del año siguiente a la Comisión de la infracción.

TÍTULO X

DISPOSICIONES TRANSITORIAS Y FINALES

Artículo 102. Hasta tanto entre en funcionamiento la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, las funciones atribuidas a éstos en esta Ley serán ejercidas por el Ministerio de Energía y Minas, el cual se apoyará técnicamente en los recursos disponibles en la Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico (FUNDELEC). Para ello, el Ministerio de Energía y Minas y FUNDELEC deberán efectuar todas las adecuaciones correspondientes a la ejecución presupuestaria que se requieran en el ejercicio en curso y a la normativa reglamentaria vigente.

216

Artículo 103. El Ministerio de Energía y Minas tendrá un plazo no mayor de un (1) año, contados a partir de la publicación de esta Ley, para dictar las normas reglamentarias necesarias para garantizar el funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y del Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico.

Artículo 104. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica deberá entrar en funcionamiento en un plazo no mayor de un (1) año, contado a partir de la publicación de esta Ley. Dentro de los seis (6) meses siguientes al vencimiento del plazo para su entrada en funcionamiento, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, deberá ejercer las competencias señaladas en los numerales 7, 8, 14, 15, 16, 17 y 18 del artículo 17 de esta Ley. Artículo 105. Cuando la Comisión Nacional de Energía Eléctrica entre en funcionamiento, el Ejecutivo Nacional dictará las instrucciones para la liquidación de la Fundación para el Desarrollo del Servicio Eléctrico, así como para el destino de los bienes de la citada fundación.

Artículo 106. Durante los cinco (5) primeros años de funcionamiento de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, el Ejecutivo Nacional realizará los aportes presupuestarios adicionales, si fuere necesario, para garantizar el financiamiento de las actividades de dicha Comisión.

Artículo 107. El Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico deberá entrar en funcionamiento antes del primero de enero de dos mil tres. Dentro de los seis (6) meses siguientes al vencimiento del plazo para su entrada en funcionamiento, el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, deberá dictar la normativa general de sus funciones, de conformidad con el numeral 2 del Artículo 34 de esta Ley.

Artículo 108. Las empresas que a la fecha de publicación de esta Ley ejerzan simultáneamente las actividades de generación, transmisión y distribución, o cualquiera de ellas conjuntamente, tendrán hasta el 31 de enero de 2003 para dar cumplimiento al mandato de separación jurídica de actividades, de conformidad con el Artículo 6° de esta Ley. Dicho lapso podrá ser prorrogado por un período no mayor de un (1) año, mediante resolución dictada por el Ministerio de Energía y Minas. Parágrafo Único: Mientras la separación jurídica de las actividades no se efectúe, las empresas eléctricas que realicen de manera integrada algunas de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, deberán separar la contabilidad de cada una de ellas como unidades de negocio claramente diferenciadas, de manera que permita

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facilitar la imputación de activos, pasivos, ingresos, costos y gastos de cada una. Hasta tanto la Comisión Nacional de Energía Eléctrica no establezca otro valor, estarán exceptuadas de la obligación de separación las instalaciones de generación cuya capacidad no exceda de ochenta megavatios (80 MW). Artículo 109. Estarán exentas del pago de impuestos, tasas, aranceles y demás tributos establecidos por la legislación tributaria nacional todas las operaciones que, directa o indirectamente, estén relacionadas con la separación de actividades, incluyendo la constitución, fusión, transformación y reorganización de todo tipo de sociedades mercantiles nuevas o preexistentes; la venta y transferencia de bienes muebles e inmuebles necesarios para la prestación continua, regular y eficiente del servicio eléctrico, así como todo tipo de operación que tenga por finalidad cumplir con la obligación de separación de actividades. Esta exención se extenderá hasta el 31 de diciembre de 2003, solo para las operaciones de transferencia de bienes muebles e inmuebles, que realicen las empresas resultantes del proceso de separación de actividades. Artículo 110. La Comisión Nacional de Energía Eléctrica establecerá los criterios para la resolución de los casos de superposición de áreas de servicio de distribución de electricidad e identificará, con bases en esos criterios y en coordinación con las empresas involucradas, los activos, pasivos, usuarios y zonas de expansión que deberán ser objeto de intercambio. Las operaciones de transferencia necesarias para tal intercambio estarán exentas del pago de impuestos, tasa, aranceles y demás tributos establecidos por la legislación tributaria para tales operaciones, siempre y cuando las mismas se realicen dentro de los ciento ochenta (180) días calendario siguiente a su identificación por parte de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Artículo 111. Hasta tanto entre en funcionamiento el Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico, la operación y el control de las actividades de generación y transmisión del Sistema Eléctrico Nacional seguirán siendo ejercidas por la organización asociativa establecida en el Contrato de Interconexión celebrado el 1° de diciembre de 1988 entre las empresas C.V.G. Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA), Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), C.A. La Electricidad de Caracas S.A.C.A. y C.A. Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), denominada Oficina de Operación de los Sistemas Eléctricos (OPSIS), en los términos establecidos en el citado contrato y con los recursos que en él se acordaron, siempre y cuando los acuerdos que se suscriban con posterioridad a la publicación de esta Ley, en el marco del mencionado Contrato de Interconexión, no contradigan lo establecido en ella.

Artículo 112. Mientras el Ministerio de Energía y Minas no establezca una nueva metodología para la fijación de las tarifas eléctricas, los pliegos

218

tarifarios vigentes a la fecha de publicación de esta Ley se seguirán aplicando a los usuarios de las empresas distribuidoras que presten el servicio. Una vez dado cumplimiento al Artículo 6 de esta Ley, estas empresas deberán suscribir los contratos necesarios para garantizar el suministro adecuado de energía eléctrica que satisfaga la necesidad de sus usuarios. En ningún caso, la duración de tales contratos podrá exceder la fecha de inicio de funciones del Mercado Mayorista de Electricidad, previstas en esta Ley. Las empresas que a la fecha de publicación de esta Ley, suministren energía a las empresas de distribución, deberán dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo 6 de esta Ley, garantizando, de ser el caso, el suministro a los precios establecidos en los pliegos tarifarios vigentes. En todo caso, los mecanismos necesarios para garantizar el suministro estarán sujetos a regulación por parte del Ejecutivo Nacional, hasta tanto entre en funcionamiento el mercado de mayoristas de electricidad.

Artículo 113. Las empresas privadas y públicas que, por cualquier título distinto a contrato de concesión, tienen a su cargo el servicio de distribución o transmisión de energía eléctrica, dispondrán de un plazo de tres (3) años, a partir de la publicación de esta Ley, para adaptar su régimen, organización, funcionamiento y condiciones para la prestación del servicio a las previsiones de ésta, a cuyo efecto celebrarán convenios con el Ministerio de Energía y Minas. Los convenios contendrán las previsiones establecidas para los contratos de concesión y tendrán por objeto asegurar la continuidad del servicio, el mejoramiento de su calidad, la prestación del servicio de acuerdo a los principios establecidos en esta Ley, así como la adaptación de las empresas a las disposiciones de esta Ley y su Reglamento. Al término del plazo establecido en cada convenio y sujeto al cumplimiento de las obligaciones establecidas en cada uno de estos, el Ministerio de Energía y Minas otorgará directamente la concesión a la empresa correspondiente y celebrará el contrato respectivo, conforme a las disposiciones de esta Ley y su Reglamento. Parágrafo Único: En aquellos casos en los que la ejecución de alguna medida judicial ponga en peligro la continuidad, calidad o seguridad del servicio eléctrico prestado por cualesquiera de las empresas a las que se refiere este artículo, o cuando se haya solicitado la quiebra o el estado de atraso de algunas de ellas, el Ejecutivo Nacional podrá entrar inmediatamente en posesión de todos los activos de esas empresas afectados a la prestación del servicio eléctrico, a los efectos de garantizar la prestación del mismo bajo las condiciones y principios establecidos en esta Ley. En los casos en que sea decretada la quiebra o el estado de atraso, se suspenderá el procedimiento de liquidación establecido en el Código de

219

Comercio, a fin de que el Ejecutivo Nacional presente al juez una propuesta de liquidación.

Artículo 114. El Ejecutivo Nacional podrá establecer, oída la opinión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, subsidios a usuarios residenciales de muy bajos ingresos o a sectores específicos, los cuales serán financiados a través de :

1. Aportes de otros usuarios; 2. Aportes presupuestarios; 3. Aportes de las empresas generadoras, a través del fondo previsto en el

artículo 116 de esta Ley.

Artículo 115. Los subsidios mencionados en el artículo anterior responderán a los siguientes principios:

1. No podrán afectar el equilibrio económico financiero de las empresas prestadoras del servicio;

2. Deberán ser focalizados y explícitos, con indicación de su origen; 3. No existirán subsidios entre usuarios residenciales situados en áreas

geográficas de concesión distintas, ni entre usuarios pertenecientes a clases de servicio diferentes;

4. Cuando fuere el caso, ningún usuario deberá pagar un monto de subsidio superior al veinte por ciento (20%) del costo del servicio que se le preste;

5. Las facturas del servicio eléctrico de cada usuario deberán indicar el monto aportado o recibido como subsidio.

Parágrafo Único: El porcentaje mencionado en el numeral 4 de este artículo será reducido en hasta cinco puntos porcentuales (5%) cada dos años, oída la opinión de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica.

Artículo 116. En caso de que el Ejecutivo Nacional, Estatal o Municipal establezca, en sus respectivos presupuestos anuales, subsidios cuya aplicación prevea el pago directo a las empresas prestadoras del servicio eléctrico, para que sean reflejados como créditos en las facturas del servicio, y que tales pagos no se realicen en las condiciones y términos que se establezcan en los respectivos convenios, las empresas prestadoras afectadas podrán suspender el subsidio en las facturas subsiguientes hasta tanto se restablezcan los pagos.

Artículo 117. Los generadores pagarán mensualmente hasta el uno por ciento (1%) de la remuneración diaria que les corresponda por concepto de las transacciones que realicen en el Mercado Mayorista de Electricidad, para la constitución de un fondo dirigido al financiamiento total o parcial de los subsidios establecidos de acuerdo con esta Ley y su Reglamento. La administración de ese fondo será definida por el Ejecutivo Nacional, quien,

220

en consulta con la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, decidirá además la fecha más oportuna para la eliminación de esta contribución.

Artículo 118.La contratación en el Mercado Mayorista de Electricidad por un gran usuario se realizará de acuerdo a las condiciones establecidas en el Reglamento de esta Ley. La apertura del Mercado Mayorista de Electricidad a esos usuarios deberá realizarse antes de tres (3) años, contados a partir de la publicación de esta Ley. Mientras la Comisión Nacional de Energía Eléctrica no establezca otro valor, el límite para calificar a los grandes usuarios será de cinco megavatios (5MW).

Artículo 119. Hasta tanto la Comisión Nacional de Energía Eléctrica no establezca otros valores, no estarán sujetas a autorización y estarán exentas de la obligación establecida en el Artículo 43 de esta Ley, las instalaciones de autogeneración de hasta dos megavatios (2MW) y las centrales de generación en sistemas independientes de hasta cinco megavatios (5MW).

Artículo 120. Los límites de cobertura de mercado a los que se refiere esta Ley, serán los que se indican a continuación, hasta tanto la Comisión Nacional de Energía Eléctrica establezca otros valores, tomando en consideración la opinión del ente encargado de la promoción y protección de la libre competencia:

1. Veinticinco por ciento (25%) de la capacidad instalada de generación total nacional disponible, en el caso de empresas propietarias de instalaciones de generación termoeléctrica;

2. Veinticinco por ciento (25%) del total nacional de energía facturada, en el caso de empresas de distribución;

3. Hasta quince por ciento (15%) del total nacional de energía facturada a ser comercializada por todas las empresas comercializadoras especializadas. Una empresa comercializadora no podrá tener más del veinte por ciento (20%) de ese mercado.

Artículo 121. Las empresas que a la fecha de publicación de esta Ley ejerzan la actividad de generación, dispondrán de un plazo no mayor de ciento ochenta (180) días, contados a partir de esa fecha, para solicitar ante la autoridad correspondiente las respectivas autorizaciones.

Artículo 122. Continuarán vigentes las licencias otorgadas por el Ministerio de Energía y Minas antes de la promulgación de la presente Ley, dentro de los términos y condiciones de las mismas, para la instalación de plantas generadoras destinadas a prestar un servicio privado en un sistema eléctrico aislado.

221

Artículo 123. Hasta tanto la Comisión Nacional de Energía Eléctrica dicte las normas técnicas de instalación, de operación y de seguridad que regulen las actividades del servicio eléctrico nacional, continuarán aplicándose en todo su vigor las normas vigentes.

Artículo 124. Se mantendrán en vigor las disposiciones contenidas en el Decreto N° 368, de fecha 27 de julio de 1989, sobre Normas para la Determinación de las Tarifas del Servicio Eléctrico, publicado en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N° 34321 de fecha 6 de octubre de 1989 hasta tanto sean instrumentadas las nuevas normas que regirán la materia.

Artículo 125. Se deroga El Decreto con Rango y Fuerza de Ley del Servicio Eléctrico, publicado en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela, Numero 36.791, de fecha 21 de septiembre de 1999 y las demás disposiciones legales o reglamentarias contrarias a las de esta Ley. Queda en vigencia los artículos 69 y 71 del Decreto N° 1.558 de fecha 30 de octubre de 1996, en lo que a determinación de tarifas se refiere.

Dado en Caracas, a los ____________ días del mes de _____________ de dos mil uno. Año ______ de la Independencia y _______ de la Federación. (L.S.)

AAnneexxoo 22 TTiippooss ddee SSuubbeessttaacciioonneess EEllééccttrriiccaass

BARRA SIMPLE

222

Es un esquema formado por una sola barra común, a la cual se conectan todos los tramos asociados a la subestación por medio de interruptores. La figura siguiente muestra el esquema de barra simple: BARRA SIMPLE SECCIONADA Este esquema es semejante al de barra simple, exceptuando el hecho de que la barra está dividida en dos o más secciones por el uso de interruptores de unión de barra, con un par de seccionadores asociados a cada uno de ellos. El esquema de barra simple seccionada se presenta a continuación: BARRA EN ANILLO Este esquema está dividido en secciones para cada circuito, los extremos de la barra se conectan mediante un interruptor de unión de barras. La gráfica siguiente permite visualizar la organización de los elementos dentro de la subestación.

interruptores

seccionadores

Barra principal

223

BARRA PRINCIPAL Y TRANSFERENCIA Es una configuración implementada con el fin de asegurar la continuidad de servicio durante las labores de mantenimiento sobre la barra principal, en cuyo caso la barra de transferencia cumple las funciones de ésta por un período de tiempo determinado. DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR Y MEDIO

Está constituida por dos barras principales interconectadas a través de tramos con tres interruptores cada uno, es decir, interruptor y medio para cada circuito, tal como se muestra en la figura. DOBLE BARRA Y DOBLE INTERRUPTOR Este tipo de subestación consta de dos barras principales y dos interruptores por cada tramo asociado, lo cual permite mayor flexibilidad en la operación y continuidad de servicio durante labores de mantenimiento.

224

DOBLE BARRA PRINCIPAL Es un esquema compuesto de dos barras principales acopladas por un interruptor de enlace de barras, con sus seccionadores asociados.

Esquema doble barra principal

225

AAnneexxoo 33 FFoorrmmaattoo ddee EEnnccuueessttaass aa cclliieenntteess yy uussuuaarriiooss

226

AAnneexxoo 44 AAnnáálliissiiss CCoossttoo//BBeenneeffiicciioo ddee cc//uu ddee llooss SSiisstteemmaass

227

PI Step 2, 3, 4 Enter project Cost Categories, the year for the first cost, project costs:

Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 PI Costs 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Licencias de Aplicaciones

$23.550

Consultoria $8.000 Hardware $9.350 Adiestramiento $7.000 Gastos Reembolsables $4.000 Mantemiento Software $4.000 $3.300 $3.300 $3.300 $3.300 Mantemiento Hardware $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 Desarrollo de Interfaces

$2.352

Total $54.252 $5.500 $4.800 $4.800 $4.800 $4.800

Step 5: Enter the Cost of Capital

10%

Step 6: Enter project Benefit Categories

Reduccion Tiempo Consultas al Sistema Consultas en linea Reducción tiempo Data Entry Reduccion en Mantenimiento del Sistema Integracion de Sistemas

Step 7 and 8: Enter detailed benefit descriptions and amounts (by Benefit Category) Reduccion Tiempo Consultas al Sistema

Benefit Number Benefit Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 B1.1 Ganancia en 1 mes de Consulta Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000 B1.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B1.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0

B1.10 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000 Bs 2.000

Consultas en linea

Benefit Number Benefit Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 B2.1 Ganancia en 1 mes de Consulta Bs 5.333 Bs 5.333 Bs 5.333 Bs 5.333 Bs 5.333 B2.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B2.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0


Reducción tiempo Data Entry

Benefit Number Benefit Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5

228

B3.1 Ganancia en 1 mes de Data Entry Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 B3.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0


Reduccion en Mantenimiento del Sistema Benefit Number Benefit Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5

B4.1 Ganancia en 1 mes de Mantenimiento (Hard+Soft)

Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100

B4.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0


Integracion de Sistemas Benefit Number Benefit Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5

B5.1 Ganancia en 1 mes de Integración de las diferentes Islas existenetes.

Bs 32.563 Bs 32.563 Bs 32.563 Bs 32.563 Bs 32.563



Outflows Licencias de Aplicaciones Bs 23.550 $0 $0 $0 $0 $0 $23.55Consultoria Bs 8.000 $0 $0 $0 $0 $0 $8.00Hardware Bs 9.350 $0 $0 $0 $0 $0 $9.35Adiestramiento Bs 7.000 $0 $0 $0 $0 $0 $7.00Gastos Reembolsables Bs 4.000 $0 $0 $0 $0 $0 $4.00Mantemiento Software Bs 0 $4.000 $3.300 $3.300 $3.300 $3.300 $17.20Mantemiento Hardware Bs 0 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $7.50Desarrollo de Interfaces Bs 2.352 $0 $0 $0 $0 $0 $2.35

0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

Total Outflows Bs 54.252 $5.500 $4.800 $4.800 $4.800 $4.800 $78.95

Inflows Reduccion Tiempo Consultas al Sistema Bs 0 $2.000 $2.000 $2.000 $2.000 $2.000 $10.00Consultas en linea Bs 0 $5.333 $5.333 $5.333 $5.333 $5.333 $26.66Reducción tiempo Data Entry Bs 0 $10.500 $10.500 $10.500 $10.500 $10.500 $52.50Reduccion en Mantenimiento del Sistema Bs 0 $2.100 $2.100 $2.100 $2.100 $2.100 $10.50Integracion de Sistemas Bs 0 $32.563 $32.563 $32.563 $32.563 $32.563 $162.8

0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

Recalculo Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Interese por Mora Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0Total Inflows Bs 0 $52.496 $52.496 $52.496 $52.496 $52.496 $262.4

Difference (Non-Discounted) -Bs 54.252 $46.996 $47.696 $47.696 $47.696 $47.696 $183.5

229

Incremental Present Value

-Bs 54.252 $42.723 $39.418 $35.835 $32.577 $29.615 $125.9

h Net Present Value by Year

-Bs 54.252 -$11.529 $27.890 $63.724 $96.301 $125.916

Intergraph

Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 Intergraph Costs 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Total


$12.458 $12.458

Consultoria $7.500 $7.500 Hardware $9.350 $9.350 Adiestramiento $7.250 $7.250 Gastos Reembolsables

$4.000 $4.000

Payback Analysis

-$54.252

-$7.256

$40.440

$88.136

$135.831

$183.527

-$100.000

-$50.000

$0

$50.000

$100.000

$150.000

$200.000

Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5

Year

US$.

Cost Breakdown

30%

10%

12%9%5%

22%

9% 3%

Licencias deAplicacionesConsultoria

Hardware

Adiestramiento

Gastos Reembolsables

Mantemiento Software

Mantemiento Hardware

Desarrollo Interfaces

Benefits By Category

4%

20%

10%

4%

62%

Reduccion Tiempo Consultasal SistemaConsultas en linea


Reduccion en Mantenimientodel SistemaIntegracion de Sistemas

230

Mantemiento Software $4.300 $3.300 $3.300 $3.300 $3.300

$17.500

Mantemiento Hardware $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500

$7.500

Desarrollo de Interfaces

$12.653 $12.653

$0 $0 Total $53.211 $5.800 $4.800 $4.800 $4.800 $4.80

0 $78.211

Step 5: Enter the Cost

of Capital 10%




Benefit Number Benefit Description


B1.1 Ganancia en 1 mes de Consulta

Bs 1.320 Bs 1.320 Bs 1.320 Bs 1.320 Bs 1.320


B1.10 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 1.320 Bs 1.320 Bs 1.320 Bs 1.320 Bs

1.320

Consultas en linea




Bs 5.100 Bs 5.100 Bs 5.100 Bs 5.100 Bs 5.100



5.100




B3.1 Ganancia en 1 mes de Data Entry

Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.50

231

0 B3.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B3.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0


10.500

Reduccion en Mantenimiento del Sistema




Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100 Bs 2.100



2.100

Integracion de Sistemas




Bs 27.700 Bs 27.700 Bs 27.700 Bs 27.700 Bs 27.70

0



27.700


0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0



0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

232

0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0




-Bs 53.211 $37.200 $34.645 $31.495 $28.632 $26.029 $104.7


-Bs 53.211 -$16.011 $18.634 $50.129 $78.761 $104.790

233

Sagavista

Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 Sagavista Costs 2002 2003 2004 2005 2006 2007


$42.500

Consultoria $11.250 Hardware $9.350 Adiestramiento $8.350 Gastos Reembolsables

$4.500

Mantemiento Software $2.300 $2.000 $2.000 $2.000 $2.000 Mantemiento Hardware $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 Desarrollo de Interfaces

$6.259


3%

22%

11%

4%

60%




Payback Analysis

-$100.000

-$50.000

$0

$50.000

$100.000

$150.000

$200.000


Year

US$

.

Cost Breakdown

16%

10%

12%

9%5%

22%

10%

16%


Hardware

Adiestramiento





234

Total $82.209 $3.800 $3.500 $3.500 $3.500 $3.500

Step 5: Enter the Cost of Capital

10%







Bs 440 Bs 440 Bs 440 Bs 440 Bs 440


B1.10 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 440 Bs 440 Bs 440 Bs 440 Bs 440

Consultas en linea




Bs 4.335 Bs 4.335 Bs 4.335 Bs 4.335 Bs 4.335







Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500



235

Reduccion en Mantenimiento del Sistema Benefit Number Benefit

Description Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5


Bs 2.350 Bs 2.350 Bs 2.350 Bs 2.350 Bs 2.350



Integracion de Sistemas Benefit Number Benefit



Bs 29.935 Bs 29.935 Bs 29.935 Bs 29.935 Bs 29.935




0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0


Inflows Reduccion Tiempo Consultas al Sistema Bs 0 $440 $440 $440 $440 $440 $2.20Consultas en linea Bs 0 $4.335 $4.335 $4.335 $4.335 $4.335 $21.67Reducción tiempo Data Entry Bs 0 $10.500 $10.500 $10.500 $10.500 $10.500 $52.50Reduccion en Mantenimiento del Sistema Bs 0 $2.350 $2.350 $2.350 $2.350 $2.350 $11.75Integracion de Sistemas Bs 0 $29.935 $29.935 $29.935 $29.935 $29.935 $149.6

0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0




-Bs 82.209 $39.782 $36.413 $33.103 $30.094 $27.358 $84.54


-Bs 82.209 -$42.427 -$6.014 $27.089 $57.183 $84.540

236

TENORE Year 0 Year 1 Year 2 Year 3 Year 4 Year 5 Tenore Costs 2002 2003 2004 2005 2006 2007


$25.326

Consultoria $7.500 Hardware $9.350 Adiestramiento $7.350 Gastos Reembolsables

$4.650

Mantemiento Software $3.800 $3.000 $3.000 $3.000 $3.000 Mantemiento Hardware $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 $1.500 Desarrollo de Interfaces

$3.520

Total $57.696 $5.300 $4.500 $4.500 $4.500 $4.500

Step 5: Enter the Cost 10%

Payback Analysis

-$100.000

-$50.000

$0

$50.000

$100.000

$150.000


Year

US$

.

Cost Breakdown

43%

12%9%

8%

4%

11%

7%6%


Hardware

Adiestramiento






1%

22%

9%

5%

63%




237

of Capital

Step 6: Enter project Benefit Categories Reduccion Tiempo Consultas al Sistema Consultas en linea Reducción tiempo Data Entry Reduccion en Mantenimiento del Sistema Integracion de Sistemas





Bs 1.850 Bs 1.850 Bs 1.850 Bs 1.850 Bs 1.850



Consultas en linea




Bs 5.280 Bs 5.280 Bs 5.280 Bs 5.280 Bs 5.280







Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500 Bs 10.500



Reduccion en Mantenimiento del Sistema Benefit Number Benefit


B4.1 Ganancia en 1 mes de Bs 2.075 Bs 2.075 Bs 2.075 Bs 2.075 Bs 2.075

238

Mantenimiento (Hard+Soft) B4.2 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.3 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.4 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.5 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.6 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.7 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.8 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 B4.9 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0 Bs 0


Integracion de Sistemas Benefit Number Benefit



Bs 32.150 Bs 32.150 Bs 32.150 Bs 32.150 Bs 32.150




0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0



0,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $00,0 Bs 0 $0 $0 $0 $0 $0 $0




-Bs 57.696 $42.323 $39.136 $35.579 $32.344 $29.404 $121.0


-Bs 57.696 -$15.373 $23.763 $59.342 $91.686 $121.089

239

Payback Analysis

-$100.000

-$50.000

$0

$50.000

$100.000

$150.000

$200.000


Year

US$

.

Cost Breakdown

31%

9%

12%9%6%

20%

9%4%


Hardware

Adiestramiento






4%

20%

10%

4%

62%




240

AAnneexxoo 55 CCrroonnooggrraammaa ddee IImmppllaannttaacciióónn

242

AAnneexxoo 66 PPrrooggrraammaa ddee CCaallccuulloo ddee EEffiicciieenncciiaa ddee llaass PPllaannttaass ddee

GGeenneerraacciióónn ddee EEnneerrggííaa EEllééccttrriiccaa

243

; ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ ; ARCHIVO : Unidad_II.pcr ; FUNCION : Calculo de Heat-Rate y Eficiencia de las unidades 13/14 ; FECHA : Enero 98 ; ; ECUACION: ; ES (BTU/hr) ; Heat_Rate = --------------------------------------------------= ES/PN ; (55) - Consumo Total de Aux Kw - Pot.Excitacion Kw Heat Rate = Energía Suministrada / Potencia Neta Potencia Neta = Potencia Total – Consumo Total de Aux Kw – Pot Excitación ; ; ; ES = FVG (Npie3/h) * Pod.Cal.Gas ; ; ES (BTU/h) ; Heat-Rate Bruto = ---------------- ; PB (Kw) ; superkey unidad2 float flj_mas_pe float eng_cal_sm float flujo float pn stuff flujo = [an,EFIC_II,FVG] * 35.3145 ; (68) nPIE3/H Poder Calórico Total del Gas medido en Mega BTU = Flujo de Gas medido en Pies sobre Hora * Poder Calorico del Gas / 1000000 stuff eng_cal_sm = ( flujo * [an,EFIC_II,HHVG]) ; ES (BTU/h) Energía Suministrada = Poder Calórico del Gas Total medido en Mega BTU stuff[an,EFIC_II,ES] = eng_cal_sm / 1000000;ES (MBTU/h)

244

stuff pn = [an,EFIC_II,PB] + [an,EFIC_II,PAUX] + [an,EFIC_II,PEXC] Potencia Neta = Potencia Bruta + Potencia Auxiliar + Potencia Exitación. if (pn = 0 ) ; Si PN = 0 shell /realflex/bin/Qshowhelp -merror2 exit endif ; HeatRateNeto = ES/PN Heat Rate Neto = Energía Suministrada / Potencia Neta stuff[an,EFIC_II,HRN] = eng_cal_sm / pn ;HRNeto if ([an,EFIC_II,PB] = 0 ) ; Si PB = 0 shell /realflex/bin/Qshowhelp -m error3 exit endif ; HeatRateBruto = ES/(PB) Heat Rate Bruto = Energía Suministrada / Potencia bruta stuff[an,EFIC_II,HRB] = eng_cal_sm / ([an,EFIC_II,PB]) ; ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ ; FUNCION : Consumos ; ; a) Consumo Especifico del gas CEG ; CEG = (FVG*35.3145)/(PB) Consumo Especifico de Gas = Flujo Volumetrico de Gas / Potencia Bruta stuff [an,EFIC_II,CEG] = flujo / ([an,EFIC_II,PB]) ; CEG C.E.Gas ; b) Consumo Especifico de Vapor ; CEV = (FVSS / PB ) Consumo Especifico de Vapor = Flujo Masico Vapor Sobrecalentado / Potencia Bruta. stuff [an,EFIC_II,CEV] = [an,EFIC_II,FMVSS] / [an,EFIC_II,PB]; CEV ; ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ ; FUNCION : Calculo de Eficiencia de la Unidad ; FECHA : Julio 94

245

; ; ECUACION ; 3412.14 * 100 ; Eficiencia = ------------------- = EFNeto ; HRN Eficiencia Neta = 341214 * 100 / Heat Rate Neto stuff[an,EFIC_II,EFN] = ( 3412.14 * 100 ) / [an,EFIC_II,HRN] ; (58)=EFN % Eficiencia Bruta = 341214 * 100 / Heat Rate Bruto stuff[an,EFIC_II,EFB] = ( 3412.14 * 100 ) / [an,EFIC_II,HRB] ; (58)=EFB % ; Mostrar Resultados remove_display EFIC_IIB display EFIC_IIR wait 10 endkey

246

AAnneexxoo 77 FFiicchhaa TTééccnniiccaa ddee llooss SSiisstteemmaass EEssttuuddiiaaddooss

247

www.intergraph.com (Intergraph) www.osisoft.com (PI) www.abb.com (tenore) www.softwareag/entireX (sagavista)

http://www.intergraph.com/

http://www.osisoft.com/

http://www.abb.com/

http://www.softwareag/entireX

248

BBiibblliiooggrraaffííaa

249

Bibliografía:

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0-201-61583-5.

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• Metodología de la Investigación. Sampieri. 1998.

• Metodología de la Investigación. Sierra Bravo. 1991.

• Essential System Requirements: A Practical Guide to Event-Driven Methods.

ISBN: 0-20161606-8

• Sagavista User Manual. SAGA Software. 2000.

• Entire Broker Administration manual. Version 2.1. Software AG. 1997.

• Instrumentación Industrial. Antonio Creus. 6ta Edición. Editorial Alfa Omega.

1997.

Juan Lopez

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