ENERSA · ENERSA Energía deEntre RíosS.A. 1.1.14.4...

ENERSAEnergía de Entre Ríos S.A.

1.1.14.4 El bridge será capaz de altas velocidades de filtrado y reenvío.

1.1.15 Concentradores

1.1.15.2

Los concentradores son un tipo especial de bridge que permite quemúltiples Redes de Área Local se interconecten unas con otras.

Todos los concentrado res serán capaces de "dual homing" y soportarán eluso de un mecanismo opcional de bypass para mantener la integridad de laLAN en el caso de que falle un concentrador.

Tarjetas de Interfase de Red Redundantes en Teaming

Cada servidor SCADA tendrá dos interfases de red implementados comodos Tarjetas de interfase de red separadas (NICs), Cada puerto seenchufará en un switch separado.

Una falla en un NIC no afectará ninguno de los procesado res en losservidores SCADA.

1.1.16.3 Cada NIC soportará IPSec para cifrar todo el tránsito de datos en la LAN.

1.1.17 Redundancia múltiple de líneas de Comunicaciones con losdispositivos de Adquisición de Datos

1.1.17.1 El sistema SCADA será capaz de reunir datos desde varias RTUsyunidades IED en el campo. Los medios de comunicación pueden ser líneasdedicadas, cables de fibra óptica, radios y canales de satélite o microondas.

1.1.17.2 El sistema será capaz de soportar más de una ruta adicional alternativa decomunicación de respaldo (líneas redundantes automáticas).

1.1.17.3 En el servidor de terminales (Front End), este canal se conectará a travésde una combinación servidor I módem I conversor que será diferente de ladel canal primario dedicado.

1.1.17.4 Será posible iniciar manualmente la ruta después de la pérdida de una rutacrítica primaria. Sin embargo, una vez que se haya seleccionado una rutapara una unidad de terminal remota en particular, o para un controladorlógico programable, el sistema realizará las tareas necesarias paraestablecer y mantener el vínculo.

1.1.17.5 El sistema proveerá la capacidad de pasar automáticamente a una rutaalternativa cuando se produzca una falla. Una vez restablecida la rutaprimaria, el servidor de terminales (Front End) retornara la mismaautomáticamente. Si se establece un Paso Automático de la Falla a la RutaAlternativa, el sistema monitoreará la ruta alternativa regularmente cada 10segundos

1.1.17.6 La configuración inicial del sistema SCADA soportará un mínimo de 32líneas primarias con igual número de líneas de comunicación físicas comorutas alternativas.

1.1.15.1

1.1.16

1.1.16.1

1.1.16.2

8

8

#03_04_Pliego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2


1.1.17.7 El sistema SCADA permite la expansión sencilla a un número mayorrutas en el futuro.

1.1.17.8

1.1.17.9

El sistema será capaz de sostener cualquier protocolo en cualquier ruta decomunicaciones, siempre que exista el hardware auxiliar apropiado decomunicaciones (por ejemplo, convertidores de protocolo).

El sistema será capaz de sostener cualquier número de rutas de enlace decomunicación (conexiones) desde el servidor SCADA hacia cualquier RTU oEID.

1.1.17.10Todas las interfaces seriales de comunicación pOdrán soportar controles delmódem por hardware y una operación fuI! dúplex. El usuario podrá definirsobre el servidor de terminales (Front End), los valores de tiempo límite derespuesta (time out), nro. de reintentos de comunicación, time out decomandos, escaneo de integridad, tiempo de sincronización, mínimonúmero de respuestas de RTU sobre una base individual de RTU encualquier línea de comunicación. Habrá valores separados de tiempo límitede respuesta disponibles para líneas dedicadas y de discado.

1.1.17.11El proveedor del sistema SCADA deberá indicar las funcionalidades aimplementar tomando en consideración las características del sistemaactual de comunicaciones de ENERSA. En caso de que algunafuncionalidad se viera afectada por la configuración actual del sistema decomunicaciones, el oferente detallar explícitamente las causas ylimitaciones.

8

1.1.18

1.1.18.1

8 1.1.18.2

1.1.18.3

1.1.19

1.1.19.1

1.1.19.2

1.1.19.3

Software del Sistema Multltarea y Multlusuarlo

El Proveedor proveerá un sistema operativo comprobado, multi tarea y multiusuario con una base instalada grande.

El Proveedor proveerá soporte de hardware de acceso desde losfabricantes del equipo original para todos los componentes del sistemaSCADA que caen dentro del rango de esta especificación.

El sistema operativo también cumplirá con los criterios comunes (CC)certificados según la Evaluación del Nivel de Seguridad EAL4 y esto deberáhacerse sin ninguna modificación en el sistema operativo.

Software del Sistema de Computación

Todas las computadoras usarán el mismo software para el sistema básico.

El software de sistema no impedirá la incorporación de otras computadorasal sistema SCADA, la cuales pueden usar paquetes de software diferentespero compatibles.

El software del sistema operativo tendrá las siguientes características:


. será multi usuarioy multi tarea,

. podrá programarprocesos,

. podrá priorizar procesos,

. podrá utilizar procesamientopor lotes,

. podrá ofrecer comunicacionesentre procesadores,


. podrá administrar la memoria compartida I virtual,

. dará soporte a dispositivos de espejado,

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. proveerá herramientas de análisis I resolución de problemas Ifuncionamiento,

. proveerá facilidades de administración de códigos,

. proveerá compiladores y depuradores que cumplan con losestándares para el desarrollo y mantenimiento de software,

. proveerá mecanismos de control de acceso para impedir que

usuarios no autorizados entren a las funciones del sistema SCADA através del uso de un Monitor de Referencia de Seguridad a través delcual se arbitrarán y evaluarán todas las consultas basadas en reglasde Control de Acceso no discrecional aplicadas al sistema operativo.

. Soportaráestacionescon múltiplesmonitores

. podrá ofrecer ruteo para mensajes hacia dispositivos de todo tipo enla red.

1.1.19.4 El sistema operativo ofrecerá Multi Procesamiento Simétrico si se usancomputadoras del tipo multi procesador

81.1.19.5 El sistema operativo proveerá acceso a todos tipos de dispositivos de red

utilizados en el sistema. El acceso a los recursos de la red requerirá elarbitraje del Monitor de Referencia de Seguridad (SRM) en el sistemaoperativo.

1.2 Subsistema de Tiempo Real

1.2.1 Servicio Dedicado de Tiempo real

1.2.1.1 El Servicio de tiempo real proveerá el monitoreo básico y la función de controlpara el sistema SCADA. Este sistema deberá proveer el mecanismo para lasincronización del tiempo entre el sistema central y la RTU, para todos losmodelos de equipos actualmente instalados.

1.2.1.2 El Serviciode tiempo real incorporaráel modelode base de datos del sistema. físico y el mecanismo para adquirir y procesar los datos que provienen del



campo. Este subsistema se considerará crítico para la operaciónproceso y, por lo tanto, deberá ser altamente confiable.

1.2.1.3El Servicio de tiempo real será un núcleo SCADAresidente en memoria querealizará todas las funciones de tiempo real, incluyendo interrogación deRTUs, control de supervisión, detección de alarmas y cálculos definidos porel usuario.

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1.2.1.4 En pro del funcionamiento y la confiabilidad, el Servicio de tiempo realutilizará memoria compartida o un mecanismo similar para intercambiardatos entre aplicaciones y procesos.

1.2.1.5 La adquisición de datos y la interrogación serán componentes funcionales delsubsistema y utilizarán un motor de interrogación de campo.

1.2.1.6 Sincronización de tiempo: Los IED's marca SEL poseen GPS, las RTU'sABB, GE (Harris), Altus y Reconectadores Cooper Form6 no poseen GPS.En general el sistema central a través de los Front End de comunicacionessincroniza la hora en las terminales. El sistema central sincroniza con undispositivo SEL.

1.2.1.7 El sistema proveerá lo siguiente dentro de los Servicios de tiempo real:

. Los Servicios de Tiempo Real soportarán el acceso SOL tanto paradatos como para funciones a través del componente de Motor SOL.

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. Los Servicios de Réplica soportarán la réplica de todos los serviciosde tiempo real o de partes de ellos a otros servidores de tiempo realde la red.

. El sistema proveerá capacidades inteligentes de alarma incluyendomodos de filtrado de alarmas y supresión de alarmas; sin evitar laregistración en la base de eventos.

. El sistema tendrá una Base de Datos de Tiempo Real.

1.2.1.8 Para realizar cambios al sistema, se proveerá un editor interactivo queagregue, borre o modifique parámetros del sistema.

1.2.1.9 Las porciones modificadas de la base de datos estarán en uso cuando secargan en la memoria del sistema. En ningún caso se requerirá un cierre delsistema ni una nueva compilación del sistema SCADA para modificar elcontenido de las bases de datos existentes.

1.2.2 Bases De Datos De Tiempo Real residente en RAM con interfaceSQUODBC

1.2.2.1 El sistema suministrará un almacenamiento centralizado de datos para todoslos datos de tiempo real. La base de datos de tiempo real contendrá, en unformato común, accesible:


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. todos los datos de telemetría,

. todos los datos que entraron manualmente,

. todos los valores calculados en tiempo de ejecución.

1.2.2.2 La(s) base(s) de datos de tiempo real tendrá las siguientes características:

. Capacidad para modificar los valores de las bases de datos en línea(por ejemplo, coeficientes de conversión, factores, límites, etc.) vía uneditor, sin necesidad de detener o reiniciar ningún servicio y sinafectar a la operación normal del sistema

. Capacidad de modificación de los registros de las bases de datos en

línea (por ejemplo, modificaciones, agregados, reemplazos oeliminaciones de puntos, unidades, líneas, RTUs, etc.) vía un editor.

. Una base de datos de aplicaciones SCADA única y "lógica" (porejemplo, debería ser posible cambiar los datos comunes a todas lasáreas funcionales con una única función y, preferiblemente, deberíanexistir solo en un lugar).

. La reconfiguración física del subsistema de adquisición de datos será

transparente para el acceso programático o interactivo a las bases dedatos (por ejemplo, cambiar la posición de un valor escaneado enuna RTU o moverlo a otra RTUs no afectará la recuperación de esevalor).

. Compatibilidad con bases de datos accesibles ODBC-2 comoMicrosoft Excel, Microsoft Access y servidores SOL.

1.2.2.3 Los Servicios de Réplica soportarán la réplica de todos los datos de tiemporeal o de parte de ellos en otros servidores de tiempo real que seencuentran dentro de la red.

1.2.2.4 La base (o bases) de datos persistirá en la memoria principal (RAM) paralograr máximas velocidades de acceso, con respaldo en medio físico.

1.2.2.5 El Proveedor minimizará la redundancia de datos a través de unanormalización correcta de la estructura de la base de datos, como lanormalización "Domain-Key" (Clave de dominio). Esa normalización debases de datos hará que se pueda acceder a los datos de cualquier tablamediante un nombre clave. El sistema hará que los datos de la base dedatos tengan una clave para el acceso, indexada a la base de datos. Labase de datos soportará múltiples campos de clave en una misma tabla.

1.2.2.6El diseño de la base (o bases) de datos provisto por el Proveedor se adaptaráa las interfaces estándar de la industria, utilizando ODBC y SOL.

1.2.2.7 La base (o bases) de datos de tiempo real será accesibles vía llamadas quecumplen con ANSI SOL. SOL podrá utilizar comandos que cumplen con


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SOL para consultar conjuntos de datos, insertar nuevos valores o registros~NERS

modificar valores y eliminar registros.

1.2.3 Adquisición de datos: Líneas de comunicaciones redundantes simplesy multi-drop

1.2.3.1 El sistema proveerá métodos de adquisición de datos para una variedad deconexiones físicas usando múltiples protocolos diferentes y diferentesmodos de comunicación.

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1.2.3.2 El motor de interrogación interrogará a las RTUs según la frecuencia y losperfiles de escaneo programados por el usuario.

1.2.3.3 El motor proveerácontrol de conexión.

1.2.3.4 El motor de interrogación manejará interrogación básica y el control de losdispositivos de campo usando un diseño orientado a objetos y en nivelesque permitan la integración de nuevos protocolos.

1.2.3.5 El motor de interrogación será capaz de manejar un número ilimitado delíneas de comunicación.

1.2.3.6 La carga del sistema será mayormente independiente del número de líneasde comunicación. Dependerá solamente del número de puntos de telemetríay alarmas generados por segundo.

1.2.3.7 El motor de interrogación usará un enfoque genérico adaptado a losdiferentes medios físicos de comunicación.

8

1.2.3.8 Será posible configurar múltiples rutas de comunicación para una remotadesde el sitio primario y desde cualquier otro sitio alternativo.

1.2.3.9 Será posible asociar un factor de costo a cada ruta de comunicación.

1.2.3.10 El factor de costo se usará para localizar la conexión disponible de menorcosto a una remota.

1.2.3.14

Será posible que las comunicaciones pasen a una ruta alternativa por ordendel usuario o cuando el sistema detecte una falla de la ruta primaria.

Será posible habilitar y deshabilitar el paso automático de las rutas decomunicación independientemente por cada remota.

Se probará periódicamente una ruta de comunicación que haya fallado y sela restaurará cuando las pruebas detecten una comunicación exitosa aalgún dispositivo de campo.

El motor de interrogación manejará los siguientes tipos de conexiones:

. Red l/O (líneas dedicadas o de cableado fijo a través de un servidor

de terminal, VSAT, radio, Ethernet).

1.2.3.11

1.2.3.12

1.2.3.13


8

8


. Manejo de población I configuración de tablas de

cruzadas (por ejemplo, TCP/IP a X.25)

1.2.3.15 El motor de interrogaciónpermitirá la configuracióndinámica de los puertosy módems del servidor de terminal.

1.2.3.16 El motor de interrogación manejará puertos múltiples de comunicación conuna o más RTUs por puerto. Cada conexión física soportará numerosasRTUs "multi-dropped" vía un equipo de bridge de radio otelecomunicaciones que utilice línea dedicada, fibra óptica, radio o satélite.

1.2.3.17 El motor de interrogación proveerá soporte para numerosas líneas deI

'comunicación y RTUs cuando sea necesario, sin un número máximoartificial de líneas que pudiera limitar la capacidad o funcionamiento delsistema. El sistema será capaz de adquirir datos en secuencia desde cadaRTU sobre un canal de comunicación y en paralelo desde todos los canalesde comunicación.

El motor de interrogación soportará múltiples velocidades de línea. Lasvelocidades de comunicación serán operaciones configurables por elusuario entre 300 y 38400 bits por segundo, sincrónicas o asincrónicas, porreloj o no, orientadas a bits u orientadas a bytes, con la habilidad decambiar la paridad del lazo de comunicación serial al vuelo, cuando seanecesario. Cualquier limitación a la adquisición de datos dependerásolamente del ancho de banda del canal de comunicación y del equipo decomunicación.

1.2.3.18

1.2.3.19 El sistema de comunicación soportará múltiples protocolos durante unaconexión única (una línea de comunicación se dedica solo a un protocolo decontrol por vez, en función que las RTUs no atienden al cambio del mismo,debido a que el proveedor ofrece a éstas con un protocolo estándar demercado por defecto.

1.2.3.20 La instalación de comunicaciones tendrá la capacidad para mover remotasde una plataforma de circuitos y comunicación a otra plataforma, en línea,sin requerir una compilación del software SCADA.

1.2.3.21 El sistema será capaz de adquirir datos en secuencia desde cada RTU enun canal de comunicación y en paralelo con todos los canales decomunicación. (pooling e interrogación paralela es vigente en el actualsistema)

1.2.3.22 El sistema SCADA soportará la capacidad de agregar instalacionesadicionales de comunicación como parte del crecimiento normal delsistema.

#03_04_Pllego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2


1.2.4 Adquisición de datos: Protocolos Maestro ~It E 1\ S ~

1.2.4.1 El sistema SCADA tendrá la capacidad de comunicarse usando los siguientesprotocolos. El protocolo será responsable del estado digital, analógico y deacumuladores y soportará el comando de los dispositivos remotos.

1.2.4.2 Además, el sistema deberá tener la capacidad de comunicarse condispositivos remotos que utilizan los siguientes protocolos:

. MODBUS (Serial y TCP)

. IEC104

. DNP3 Level 3

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. RP570 Y RP571 (en función de múltiples RTUs que aun trabajan con

este protocolo) Observación importante: Debe indicar el método queutilizará para comunicarse con estas RTU's, si no soportase esteprotocolo.

. IEC-60870 101 e IEC-60870 104

. lEC 81650

1.2.5 Adquisición de datos: Protocolos MaestrolEsclavo

1.2.5.1 El sistema SCADA tendrá la capacidad de comunicarse con dispositivosremotos y/o otros centros de control usando los siguientes protocolos. Elprotocolo será responsable del estado digital, analógico y de acumuladoresy soportará el comando de los dispositivos remotos.

. ICCP / TASE.2

. OPC DA 2.0

. ELCOM90 sobre X25 para la comunicaciónconCAMMESA.

81.2.6 Adquisición de datos: Terminación Física I Conexión

1.2.6.1 El sistema SCADA tendrá la capacidad para aceptar datos de telemetría enlos siguientes tipos de conexiones / terminación:

. RS-232

. Línea dedicada

. Onda Portadora

. VSAT

. Microondas

. Tecnologías TCP/IP - LAN, MAN, YWAN, incluyendo:

. MPLS


. ATM

. Frame Relay


. X.25

. CircuitosT1 y T3 fraccionales.

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. SONET

. FDDI

. Comunicaciones por Radio - semi dúplex y fuI! duplex usando:

. LAN sin cable de 802.11a, 802.11 b, Y 802.11 g (para EstaciónSCADA de telecomunicaciones),

. comunicación de Datos por Celular GPRS,

. telemetría de radio FM

. Espectro extendido de microondas (Microwave Spread-Spectrum)

1.2.7 Adquisición de Datos Distribuida en múltiples Sistemas

1.2.7.1 El sistema distribuido SCADA permitirá la siguiente configuración paracualquier conexión:

. Será posible restringir la conexión de dispositivos remotosparticulares a un único sistema en toda la instalación SCADA. Estarestricción aplica tanto a Sub-Front End o ET con múltiples RTUs yaque a) Sobre dispositivos concentrado res SEL usados por ENERSAactualmente se pueden definir varias RTUs regionales y b): en elSistema Central Scada una ET puede tener una composición dedatos desde la adquisición de varias RTUs independientes endiferentes líneas de comunicación.

. Alternativamente, será posible transferir el control de un dispositivoremoto particular entre sistemas en toda la instalación SCADA.

8

. También será posible configurar las conexiones para quepertenezcan a múltiples sistemas.

1.2.7.2 No habrá límite para el número de conexiones configurables para un únicodispositivo remoto o asignable a él.

1.2.7.3 Un "circuito" se definirá como un grupo configurable de conexiones. El motorde interrogación dentro del sistema SCADA ejecutará solamente un únicocomando en cualquier momento sobre un circuito único. Esto permitirá quese controlen las conexiones alternativas a una remota dada, incluso si esaremota contiene un puerto único. La interrogación del sistema Scada actual,se ejecuta solo por la línea de comunicación declarada en el sistemacentral, coincidente con la declarada en el Front End, esto asegura la


8

8

I


emisión de comando por una única línea de comunicación, aun cuando esprevista otra para la misma RTU en el Front End.

1.2.7.4 Cuando sea necesario u opcionalmente, cada definición de conexión debehacer lugar para un factor de costo asociado. En el caso de una falla en laconexión, el motor de interrogación cambiará a la conexión con el valor demayor velocidad y menor costo. El factor de costo se podrá configurar sincompilar el software del sistema SCADA. Esto se configura en el sistemaactual en la alternativa de comunicación para una línea, la cual, si cae porinterrupción de circuito, el Front End elige la alternativa. No lo hace enfunción de factor de costo.

1.2.7.5Para asegurar el funcionamiento máximo del motor de interrogación durantelas cargas pico, las rutinas de prueba de las líneas de comunicación noserán parte del motor de interrogación. Sin embargo, el Proveedor proveeráaplicaciones externas para controlar el tiempo y la lógica de las pruebas delas líneas de comunicación.

1.2.7.6 Para asegurar el funcionamiento máximo del motor de interrogación durantelas cargas pico, la lógica conmutación (failover) y restauración (failback) noserán parte del motor de interrogación. Sin embargo, el Proveedor proveeráaplicaciones externas para controlar el tiempo y la lógica de conmutación yrestauración.

1.2.7.7 Además, ENERSA podrá modificar estos utilitarios o escribir utilitariosexternos para determinar la lógica y decidir cómo o cuándo realizaroperaciones de conmutación y restauración.

1.2.7.8 Se podrá configurar el motor de interrogación para acceder a un dispositivoremoto a través de servidores de terminal redundantes y en el caso de unafalla del servidor de terminal activo, el motor de interrogación empezaráusando una conexión designada en el servidor de terminal alternativo. Estafuncionalidad se está utilizando actualmente.

1.2.8 Adquisición de datos: Modos de Comunicación

1.2.8.1 El nuevo sistema SCADA tendrá la capacidad para comunicarse usandocualquiera de los siguientes modos de comunicación:

. Balanceado (Host-PolI): adquisición de datos iniciada por el maestro(SCADA) con capacidades para emitir comandos,

. Desbalanceado (Remote-Poll): adquisición de datos iniciada por elesclavo (RTU) con capacidades para emitir comandos,

. Sólo escucha (Listen-Only): la adquisición de datos se realizaescuchando en la línea las respuestas de las remotas a lasinterrogaciones generadas por otra estación maestra.

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ENERSAEnergfa de Entre Rfos S.A.

1.2.9 Funciones de Control (Control de Supervisión) ~NE" 'O"

1.2.9.1 ENERSA planea la instalación de un centro de control de contingencia en laestación transformadora Gran Paraná, con la que se dispone de una líneade comunicación de fibra óptica.

1.2.9.2 El sistema proveerá un mecanismo para programar las comunicaciones entodos los circuitos.

1.2.9.3 El control de supervisión podrá controlar automáticamente los comandos queemita una aplicación del sistema o que emita manualmente el usuario.

1.2.9.4 Con la excepción de las operaciones de "ajuste" que se describen más abajo,los servicios de tiempo real requerirán control de supervisión iniciado por elusuario u operador para seguir una secuencia de dos pasos:

. el operador seleccionará el punto a operar y luego,

. completará la secuencia dentro de un período ajustado por el usuarioen el que se completará la acción de control deseada.

1.2.9.5 Si el operador no completa la secuencia de control seleccionar-controlar-operar dentro del período fijado, la selección se cancelará automáticamente.Este enfoque minimizará las oportunidades que puedan tener losoperadores de emitir comandos incorrectos sin darse cuenta.

1.2.9.6Los comandos de control emitidos a una remota tendrán prioridad sobretodas las otras comunicaciones.

1.2.9.7El resultado del control se emitirá a la primera oportunidad. El máximo retrasoantes de emitir un comando será menor que el tiempo para el mensaje máslargo que vuelve por la línea desde una remota.

1.2.9.8 El sistema tendrá la capacidad de producir programas de aplicación queemitan resultados de control.

1.2.9.9 Será posible configurar un ciclo mínimo de escaneo para un dispositivoremoto.

1.2.9.10 Un comando "discreto" representa el estado actual de un punto dado (porejemplo, abierto o cerrado, encendido o apagado, etc.). Los controlesdiscretos incluirán comandos on I off (encendido I apagado), o start I stop(empezar I terminar). El sistema SCADA controlará todos los comandosdiscretos para las condiciones que son requisito para la operación exitosadel dispositivo.

Después de la ejecución del comando de control, el sistema esperará uncambio en el estado del dispositivo hacia un estado apropiado.

Si el sistema no detecta un cambio dentro de un período fijado, seanunciará una alarma y se cargará un evento en la base de datos histórica.

1.2.9.11

1.2.9.12


1.2.9.13

1.2.9.14

1.2.9.15

81.2.9.16

1.2.9.17

1.2.9.18

8

1.2.9.19

1.2.9.20


El usuario podrá configurar el período fijado sobre una base punto a pu ~ ..La alarma de cambio estará inhibida para puntos para los cuales se está'" ERS

emitiendo controles durante un tiempo definido por el usuario.

El sistema SCADA soportará tres tipos separados de comando de control:

. comando ciego,

. comando de dos estados, y

. comando de tres y cuatro estados.

. Comando simple y doble

En una operación de comando ciego, no hay telemetría basada en puntosdiscretos del campo asociado con el punto que recibe el comando. Laoperación de comando ciego se completará con el envío de un comando. Elcomando ciego no requerirá como respuesta un mensaje de cambio deestado del punto discreto correspondiente.

En una operación de comando de dos estados, la ejecución exitosa delcomando emitido requerirá confirmación del cambio del dispositivo a travésdel monitoreo. Tendrá que aparecer un punto de telemetría diferente yseparada. Una operación exitosa de comando de dos estados requiere queel punto discreto cambie al estado que exigía el comando.

El sistema SCADA tendrá valores de tiempo individuales para cada cambiode estado y para cada punto de control. Las estampas de tiempo serán dedos tipos: el de entrada del cambio de estado/alarma al sistema Central(Lista de eventos) y el aplicado en la terminal remota con definición demilisegundos (Secuencia de Eventos). Esta última está asociada al análisisPost Operativo de las Contingencias.

El sistema SCADA ~endrá diferentes direcciones de puntos de control paraoperaciones "trip" (disparo) o "open" (abiertas) y para operaciones "close"(cerradas).

El sistema SCADA interpretará los eventos que ocurran a través de lasoperaciones de control e informará sobre todos los cambios de estado.

La operación de comando de tres y cuatro estados será similar a laoperación de comando de dos estados, excepto que el punto de estadoasociado cambiará de un estado estable (abierto o cerrado) al estado entránsito y finalmente al estado estable opuesto (cerrado o abierto,respectivamente). Estado no actualizado desde la terminal "00" o estado enerror "11".

1.2.9.21 Los comandos de setpoint emitirán valores analógicos de setpoint y losenviarán a los RTU. El operador seleccionará un punto para el comando desetpoint, y luego se le requerirá el valor de control.


1.2.9.22


La entrada del valor de control estará en unidades de ingeniería. ~ NE¡l v.Servicios de tiempo real proveerán las conversiones apropiadas para elRTU seleccionado.

8

1.2.9.23 Antes de emitir el comando de setpoint, el sistema SCADA controlará elvalor que se entró al sistema contra los límites aceptables para esedispositivo. Si el valor está fuera de los límites aceptables, el sistemaSCADA alertará al operador.

1.2.9.24 Con la emisión del pedido de comando, el sistema esperará una respuestaque le informe que el setpoint ha cambiado en el dispositivo de campo. Si elsistema SCADA no detecta este cambio dentro de un período fijado, seanunciará una alarma para indicar un comando fallido. El usuario podráconfigurar este período sobre la base de un punto a punto.

1.2.9.25 Las secuencias de control podrán dispararse a partir de comandos delusuario: cierta hora del día en particular, un cambio de estado en cualquierpunto, un cambio de valor de cualquier punto analógico, software deaplicación "externa" y cálculos específicos o intervalos de tiempoespecíficos.

1.2.10 Bloqueo de Mandos mediante Etiquetas

1.2.10.1 El etiquetado inhibirá el control de supervisión o el control automático de losdispositivos remotos de campo.

1.2.10.2 El etiquetado permitirá un número no limitado de etiquetas por punto debase de datos.

1.2.10.6

El sistema registrará al autor de la etiqueta y permitirá la inclusión decomentarios con cada etiqueta.

Los puntos etiquetados no aceptarán comandos de control de ningunaestación de operador ni de ningún algoritmo de control.

Cualquier intento para emitir un control hacia un punto etiquetado tendrácomo resultado la generación de un mensaje de alarma que alertará aloperador sobre el intento de emitir un control prohibido.

Cada etiqueta tendrá por lo menos seis tipos de indicadores de etiquetas:

. Etiqueta de Advertencia - el operador no podrá emitir ningúncomando directamente, opcionalmente podrá anular la advertencia.Los programas de aplicación no podrán crear etiquetas.

. Etiqueta de ningún comando emitido por un programa - el operadorpuede emitir comandos, pero no puede hacerlo un programa deaplicación.

. Etiqueta de ningún comando del operador - un programa deaplicación puede emitir comandos, pero el operador no.

1.2.10.3

1.2.10.4

81.2.10.5


I

8

8


. Etiqueta de ningún comando abierto - ni el operador ni un progra ~,., E tl.to:

de aplicación pueden emitir comandos "abiertos," pero los dospueden emitir comandos "cerrados".

. Etiqueta de ningún comando cerrado - ni el operador ni un programade aplicación pueden emitir comandos "cerrados" pero ambospueden emitir comandos "abiertos".

. Etiqueta de ningún comando - ni el operador ni un programa de

aplicación pueden emitir comandos.

1.2.10.7 Basados en los tipos anteriores, el sistema permitirá definir etiquetaspersonalizadas por el usuario, permitiendo además seleccionar elicono/símbolo asociado a cada tipo de etiqueta.

1.2.10.8 Habrá un campo de texto de formato libre para que los operadores puedanentrar o ver información sobre puntos etiquetados.

1.2.10.9 Habrá un campo de Orden de Trabajo para permitir que se introduzcannúmeros de Orden de Trabajo asociados.

1.2.10.10El sistema permitirá asignar la misma etiqueta a un grupo de señales(etiquetado en grupo).

1.2.10.11El sistema asegurará la remoción de toda la información textual relacionadacon una etiqueta una vez que se haya quitado la etiqueta al punto asociado.

1.2.11 Configuración de la estrategia de poleolinterrogación

1.2.11.1 Programación en ciclos (Round Robin) - El sistema permitiráinterrogaciones con el formato de programación en ciclos. Esto significa queel escaneo de las unidades remotas tendrá lugar en un orden previamentedefinido que volverá al primer dispositivo después de terminar un ciclocompleto.

1.2.11.2 Cuando no reciba respuesta de un dispositivo remoto, el sistema intentarávarias veces la interrogación según un número configurado de reiteracionesconfigurado por el usuario antes de declarar que se terminó el tiempo y deseguir con el dispositivo siguiente.

1.2.11.3 Se podrá escanear con rapidez una RTU en particular a una velocidad másrápida que en condiciones normales, utilizando dos métodos:

. Manual- Escaneo rápido de una RTU iniciado por el usuario.

. Comando (automatizado) - Escaneo rápido de una RTU iniciado porel software.

1.2.11.4 El escaneo rápido hará que la RTU particular reciba un resultado cada dosciclos de interrogación para un proceso dado de interrogación.

#03_04_PUego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2


1.2.11.5 El sistema tendrá lugar para múltiples protocolos en las siguientesformas:

1.2.11.6

1.2.11.7

1.2.12

8 1.2.12.1

. En circuitos - se podrá tener dos circuitos con dos protocolosdiferentes.

. Circuitos compartidos - Será posible tener un circuito que use más

de un protocolo (interrogar RTUs con protocolos diferentes).

Se podrá configurar un ciclo mínimo de escaneo para cualquier dispositivoremoto.

Los comandos tendrán prioridad sobre las funciones normales deinterrogacióne interrumpiránun ciclo de interrogacióndado para asegurar elprocesamiento inmediato del comando al dispositivo en el campo.

Procesamiento de Datos

El sistema SCADA podrá adquirir y procesar cuatro tipos de datosnuméricos a partir de los RTUs:

. puntos analógicos (medidas),

. puntos de estado digital (señales digitales de 1 02 bits),

. puntos de estado discreto (señales digitales de más de 2 bits) o

multistates,

. puntos de acumuladores (contadores)

1.2.12.2 El sistema SCADA proveerá datos en bruto flexibles para la conversión deunidades de ingeniería. La conversión de unidades de ingeniería se llevaráa cabo de tal modo que los errores de conversión no sean más de +/- elpeso del bit menos significativo del campo de datos.

1.2.12.3 El sistema tendrá formas de manipular los puntos no telemétricos de la basede datos para permitir las entradas manuales de datos que no seandirectamente accesibles para el usuario desde el campo. No habrádiferenciación entre los puntos telemétricos y no telemétricos parapropósitos de carga, cálculo y registro.

1.2.12.4 Los procedimientos de manipulación de datos, aplicaciones, tendencias ysistema histórico podrán acceder a los datos almacenados en puntos notelemétricos de las bases de datos.

8

1.2.13

1.2.13.1

1.2.13.2

Procesamiento de Datos Analógicos

El sistema tendrá formas de procesar puntos analógicos de campo yactualizar los valores analógicos que se muestran en todas las interfacesdel operador. El procesamiento analógico se logrará como sigue:

Conversión de unidades de ingeniería - Todos los valores en bruto depuntos analógicos se convertirán a formato de unidades de ingeniería vía


8

8


una transformación linear de la fórmula EU = A (datos en bruto) + 8 do ~N st-la escala es "A" y la tara es "8" apenas los datos entran por telemetría a

E R

sistema. La escala "A" y la tara "8" se podrán configurar para cada puntoanalógico.

1.2.13.3 Controlde alarmael sistemasoportaráel procesamientode cada puntoanalógico contra cuatro parejas de límites configurables como se explica acontinuación. Cada límite de alarma incorporará una banda muerta que sepueda configurar para cada punto.

1.2.13.4 Severidad de la alarma - cada punto analógico estará asociado con uno delos siete niveles de severidad de la alarma (bajo, medio, alto, etc.). Estosniveles de severidad indicarán al usuario la importancia de cualquier alarmagenerada por el punto correspondiente.

1.2.13.5 Alarmade velocidadde cambio(ROC)- el sistema soportará alarmas develocidad de cambio en las que los límites se podrán configurar en unidadesde ingeniería por cambio de unidad de tiempo para cada punto.

1.2.13.6 Alarma por falla de instrumento- el sistema soportará las alarmas por fallade instrumentos en las que el RTU y el protocolo asociado soportan lomismo.

1.2.13.7 Alarmade detecciónde deriva- el sistema tendrá una alarma de detecciónde deriva en la que un dispositivo analógico se desvía una cantidadespecificada de un valor dado en un tiempo dado.

1.2.13.8 Flat Alarm - el sistema generará una alarma cuando un valor analógicopermanezca sin cambio durante un tiempo superior al definido por eladministrador.

1.2.13.9 El sistema permitirá definir una banda muerta, de manera que los valorescercanos a cero puedan ser redondeados a este valor y así eliminar elefecto de tableteo de las medidas. Deberán poder implementarse losconceptos de banda muerta relativa y banda muerta absoluta.

1.2.13.1oValores Promedio, máximo y mínimo - será posible recuperar promediosactuales y previos de cada minuto, hora, día y mes accediendo a loscampos apropiados en la(s) base(s) de datos de tiempo real. De igual formaproporcionará los valores actuales máximos y mínimos actuales y previosde cada hora, día y mes.

1.2.14 Procesamiento de Entradas Digitales de Estado

1.2.14.1 El sistema tendrá procesamiento para puntos digitales de estado yactualizará los valores digitales de estado que se muestren en todas lasinterfaces del operador. El procesamiento digital de los puntos de estadoserá como se explica a continuación:



1.2.14.2 Estados - el sistema permitirá que las entradas digitales del estado seaun bit único (dos estados), o de dos bits (cuatro estados).

1.2.14.3 Mensajes - el usuario podrá configurar los mensajes correspondientes acada estado para cada punto individual.

1.2.14.4 Severidad de la alarma - cada estado estará asociado con uno de los sieteniveles de severidad de la alarma (bajo, medio, alto, etc.). Estos niveles deseveridad indicarán al usuario la importancia de cualquiera de las alarmasgeneradas por el punto correspondiente.

1.2.14.5 El sistema permitirá definir qué estados serán considerados alarma y cuálesno.

1.2.14.6

81.2.14.7

1.2.14.8

1.2.15

1.2.15.1

8

1.2.15.2

1.2.15.3

1.2.15.4

El sistema proporcionará el cálculo del número de cambios, por ejemplo, deabierto a cerrado, en períodos horario, diario y mensual. Asimismo,proporcionará el cálculo del número de cambios para operaciones decerrado a abierto, comandos del operador exitosos, comandos fallidos ycambios espontáneos (no comandados).

El sistema permitiráfijarun límitede alarma para el número de aberturas, yotro para el número de cierres, de manera que el sistema genere unaalarma cuando se supere cualquiera de estos dos valores. Para todaentrada digital, superado un número de entradas permitidas en un valor detiempo dado, el sistema bloqueara esta entrada y generara una alarma debloqueo. Antibouncing.Es sistema actual lo tiene implementado

El sistema proporcionará el cálculo del tiempo que una señal digitalpermanece en un determinado estado en períodos horario, diarioy mensual.

Procesamiento de Entradas Discretas (Multistates)

El sistema tendrá procesamiento para puntos digitales de estado yactualizará los valores de estado que se muestren en todas las interfacesdel operador. El procesamiento de los puntos de estado será como seexplica a continuación:

Estados - el sistema permitirá que las entradas digitales del estadoprocedan de una medida analógica discreta, o de múltiples bits (hasta unmáximode 8).

Mensajes - el usuario podrá configurar los mensajes correspondientes acada estado sobre una base de punto a punto.

Severidad de la alarma - cada estado estará asociado con uno de los sieteniveles de severidad de la alarma (bajo, medio, alto, etc.). Estos niveles deseveridad indicarán al usuario la importancia de cualquiera de las alarmasgeneradas por el punto correspondiente.


8

8


1.2.15.5 El sistema permitirá definir qué estados serán consideradosalarma y cuno.

1.2.15.6 El sistema proporcionará el cálculo del número de cambios (por ejemplo, deabierto a cerrado) en períodos horario, diario y mensual.

1.2.15.7 El sistema proporcionaráel cálculo del tiempo que una señal digitalpermanece en un determinado estado en períodos horario, diario y mensual.

1.2.16 Procesamiento de puntos de acumulador (Contadores)

1.2.16.1 El sistema podrá procesar puntos de acumulador y actualizará los valoresdel punto acumulador tal cual aparecen en las interfaces del operador. Elprocesamiento de los datos de puntos de acumulador será como sigue:

1.2.16.2 Conversión a unidades de ingeniería - el sistema proveerá métodos ysistemas para la conversión de todos los valores en bruto del punto deacumulador a un formato de unidad de ingeniería.

1.2.16.3 Debería soportar los tres de contadores según la descripción:

a) El SCADA adquiere el valor acumulado total del contador en cada poleo.En este caso el sistema calculará además el flujo sustrayendo el valorprevio del nuevo valor y dividiendo por el tiempo transcurrido entreambos poleos. Si el resultado es negativo, habrá un cálculo porsobrepaso del medidor (Rollover).

b) El SCADA adquiere en cada poleo el valor diferencial acumulado desdeel poleo anterior. En este caso el valor del contador se obtiene poragregación de los diferenciales acumulados en cada poleo.

c) El SCADA adquiere en cada poleo el valor de flujo instantáneo. En estecaso el valor del contador se infiere por integración de dicho flujo duranteel tiempo entre poleos.

1.2.16.4Como ejemplo, el sistema será capaz de calcular la medida de potencia(flujo) a partir del valor de la energía medida (acumulado).

1.2.16.5 Control de alarmas - El sistema tendrá métodos y sistemas para elprocesamiento del valor de flujo calculado para el contador contra cuatrotipos de límites configurables: muy alto, alto, bajo y muy bajo. Los límites delas alarmas incorporarán una banda muerta en una base de punto a punto.

1.2.16.6 Severidad de la alarma - cada punto de acumulador estará asociado conuno de los siete niveles de severidad de la alarma (bajo, medio, alto, etc.).Estos niveles de severidad indicarán al usuario la importancia de cualquieralarma generada por el punto correspondiente.

1.2.16.7 Alarma de velocidad de cambio - el sistema soportará para el valor de flujouna alarma de velocidad de cambio en la que los límites se podránconfigurar en unidades de ingeniería sobre una base de punto a punto.



1.2.16.8 Promedio - será posible recuperar para el valor de flujo promedios de ho NER&t-día y mes previos accediendo a los campos apropiados en la(s) base(s) dedatos de tiempo real.

1.2.16.9 Restablecimiento del acumulador - el sistema tendrá una opción parareestablecer el acumulador en cualquier momento.

1.2.16.1oValores Acumulador Parciales - será posible recuperar desde el sistemahistórico los valores acumulados para períodos de cada hora, día y mes.

1.2.17 Códigos de Calidad de los datos

1.2.17.1 En cualquier lugar en el que se mantiene un valor derivado o de telemetríaen las bases de datos históricos o de tiempo real, la calidad de los datos delos puntos se guardará con el valor almacenado. Los indicadores que sealmacenarán para representar serán, como mínimo:

8 . Normal

. Datos off line - obsoletos (stale)

. Sobre escritura manual

. Sobre escritura manual temporal (hasta que llegue el siguiente poleoválido)

. Fuera del escaneo - sacado de la secuencia de interrogación (offsean)

8

. Condiciónde alarma - el punto está en estado de alarma

. El punto está inhibido de la alarma

. El punto está inhibido de evento

. Error de Instrumento (suspect)

. En Modo Test (alarmas filtradas)

. Alarma no reconocida (flashing)

. Comando en Curso

. Anuncio sonoro de alarma inhibido

1.2.18.1

. ADC (convertidor analógico digital) en fallo

Valores Calculados por el SCADA

El sistema SCADA proveerá un utilitario que permita la creación deprocedimientos que pueden acceder y manipular la base(s) de tiempo realsin mayor intervención del usuario, con el objeto de crear valores calculadosa partir de la información de tiempo real.

Este utilitario usará un lenguaje de computadora de alto nivel.

1.2.18

1.2.18.2


1.2.18.3


Esta funcionalidad permitirá utilizar librerías de terceras partes,incorporarlas a los procedimientos de cálculo.

Los procedimientos serán versátiles, es decir que se podrá pasarargumentos a un procedimiento. Esto permitirá que los procedimientos sepuedan usar en más de un lugar.

Todos los procedimientos podrán acceder a cualquier valor en la(s) base(s)de datos de tiempo real.

Todos los procedimientos tendrán la habilidad para escribir a cualquiercampo disponible en la(s) base(s) de tiempo real.

1.2.18.4

1.2.18.5

1.2.18.6

1.2.18.7 Se ofrecerán las siguientes unidades de construcción de procesamiento dedatos:

8. Operadores matemáticos básicos (+, -, *,1, A,Y módulo de entero).

. Operadores lógicos (y, no, o, y xor).

. Operadores de comparación (=, <, >, <=, >=, <».

. Funciones matemáticas (abs, atn, cos, exp, log, sin, sqr, tan, rnd)

. Funciones de conversión:

. entero a base 2,8 o 16

. cualquier númeroa entero, doble precisióno cadena

. número de punto flotante a entero (truncado en el punto decimal)

. cadena a precisión única

. Funciones de manejo de archivos (abrir para, leer, escribir, cerrar).

8. Funcionesmisceláneas:

. Bifurcación condicional

. Bucles definidos

. Bucles condicionales

. Asignación

. Espera

. Funciones

. Saltos incondicionales

1.2.18.8 El utilitario provisto disparará un procedimiento de manipulación de datossegún cualquiera de los siguientes criterios:

. El punto disparador cambia el valor 1estado digital.

. El punto disparador cambia el estado de alarma.


1.2.19

1.2.19.1

1.2.19.2

1.2.19.3

81.2.19.4

1.2.19.5

1.2.19.6

1.2.19.7

1.2.19.8

1.2.20

81.2.20.1

1.2.20.2

1.2.20.3

1.2.20.4

1.2.20.5


. A petición del operador

. Inicio o conmutación del sistema.

. Se accede al punto calculado de base de datos para la lectura

. Ejecución continua

. Tiempo programado (absoluto o intervalo).

Registro de Eventos en el Histórico

El sistema SCADA registrará todos los eventos.

Esto incluirá todas las alarmas, comandos, cambios y reconocimientosmanuales y no estará limitado a ellos.

Ningún evento se perderá debido a fallas del equipamiento, fallas dedispositivos, sobrepaso del buffer interno, o conmutación a equiporedundante.

Cada evento identificará cuándo y cómo ocurrió.

las acciones de control indicarán el nombre del operador que las emitió y laconsola en la que estaba trabajando en ese momento.

Será posible inhibir el registro de eventos para ciertos eventos en particular.

los eventos registrarán fecha y hora, descripción, comentario, punto en labase de datos, remota, categoría de alarma y campo de alarma.

El sistema tendrá la habilidad de almacenar registros de eventos en unabase de datos (permitiendo también el acceso SQl), pasar a una impresorade eventos, y también a un formato de archivo.

Detección y Registro de Alarmas en el Histórico

El sistema proveerá la detección de alarmas. Esto dependerá de unmonitoreo constante de valores de base de datos de tiempo real.

En particular, el sistema SCADA monitoreará las rupturas de límites, lasvueltas a la normalidad, la pérdida de comunicaciones (tanto condispositivos del sistema como con equipos de campo) y las fallas en elequipo.

En un resumen de alarmas, sólo aparecerán las alarmas activas. lasalarmas no activas se almacenarán en la base de datos históricos.

El Administrador del sistema tendrá la facultad para definir el formato de losmensajes de alarma.

las alarmas se registrarán como eventos que incluyen fecha y hora,descripción, comentario, punto en la base de datos, remota, categoría dealarma y campo de alarma.


1.2.20.6


Los reconocimientosde las alarmas se registraráncomo eventos e inclul' NE~~.información de la alarma original y también el nombre del operador querealiza el reconocimiento y la consola donde estaba trabajando en esemomento.

1.2.21.1

1.2.21 Protección Contra Fallas

1.2.21.2

1.2.21.3

1.2.21.4

8 1.2.21.5

En el caso de que falle un dispositivo crítico o sea imposible llegar a él, losprocesos de adquisición de datos conmutarán al sistema en espera con elmenor impacto posible.

Si el otro sistema está en estado de falla, no se realizará la conmutación.

El sistema primario siempre sabrá el estado del otro sistema.

Un sistema que está en estado de espera siempre estará listo para pasar aestado activo.

El mecanismo de protección contra fallas será responsable de que:

. ningún punto único de falla cause una falla general en el sistema,

. haya auto monitoreo en todo el equipamiento,

. exista monitoreode tareas críticas,

. haya declaraciónde fallo por espera

. la conmutación se realice en un tiempo mínimo,

. la conmutación se haga sin dificultades para los operadores (porejemplo, sin requerimientos de des-registrarse y luego volver aregistrarse después de una conmutación entre servidores.

. haya registros de alarma y eventos cuando haya fallas

. haya un comando de demanda de conmutación para deadministración del sistema

1.2.22 Comunicación entre servidores8

1.2.22.1

1.2.22.2

1.2.22.3

La configuración Activo / En Espera de los Servicios de tiempo real facilitarála protección contra fallas en el servidor mediante comunicación constante.

Cuando haya un cambio en el estado del servidor de tiempo real, el sistema"activo" introducirá el cambio en el Resumen de Eventos tabulados ygenerará un mensaje de alarma.

Los servidores de tiempo real en el sistema SCADA intercambiarán lasiguiente información:

. Emisión de pulsos - todos los servidores de tiempo real en el sistemaSCADA emitirán informes sobre su estado en la LAN de SCADA.



. Actualizaciones automáticas de las bases de datos de tiempo re t1v ERS ..

Las actualizaciones automáticas se realizarán en el caso de datosque sean relativamente estáticos como el nombre de un registro.

. Actualizaciones periódicas de bases datos de tiempo real - Lasactualizaciones periódicas se relacionarán con datos que cambian amenudo (por ejemplo, un valor analógico).

Herramientas de tiempo real: Software Analizador de Protocolo1.2.23

1.2.23.1 El sistema proveerá un utilitariopara monitorear las comunicaciones decada línea de comunicación incluyendo consultas que salen y respuestasque entran.

El utilitarioserá lo suficientemente flexible como para que los criterios debúsqueda puedan emitiry mostrar mensajes selectivamente.

Habrá una opción para enviar datos reunidos a un archivo para futuroanálisis.

1.2.24 Herramientas de tiempo real: Herramientas para exportar Listas Icargar Bases de Datos

1.2.24.1 El sistema proveerá un utilitario para hacer una lista correcta de base(s) dedatos de tiempo real en archivos en formato ASCII.

1.2.24.2 El sistema proveerá un utilitario para cargar en las bases de datos detiempo real los puntos de las bases de datos en formato de archivo ASCII.

1.2.24.3 Herramientas para hacer una lista de Campos de Base de Datos

1.2.24.4 El sistema proveerá un utilitario para hacer una lista de nombres de camposde registros de bases de datos correspondientes a las bases de datos detiempo real. Esta lista se considerará una clase de utilitario del tipodiccionario de datos.

1.2.23.2

8 1.2.23.3

8 1.2.25 Herramientas de tiempo real: Herramientas para edición de la Base deDatos de SCADA en on-line

1.2.25.1 El sistema proveerá un utilitario para editar la base de datos del Scada,crear, modificar y eliminar registros, en on-line (es decir) sin necesidad dedetener o reiniciarel servicio de Tiempo real.

1.3 Subsistema de Históricos

1.3.1 Base de Datos basada en RDBMS comercial

1.3.1.1 Los datos históricos tienen un rol importante en el análisis y la optimizacióndel uso de los recursos planta I sistema, y también un rol cada vez mayorcomo herramienta de apoyo para tomar decisiones a nivel corporativo y enlos tratos con las agencias de regulación. Por esa razón, el sistema SCADA



proveerá almacenamiento extenso de datos históricos y capacidadesrecuperación de los mismos.

1.3.1.2 La base de datos históricaestará basada en un sistema de administracióndebases de datos relacional comercial, común (sin modificar), (RDBMS).

1.3.1.3 La historia derivará de archivos de tiempo real, calculados, introducidos por eloperador y de las RTUs.

1.3.1.4 La historia será fácilmente accesible para los operadores de SCADAconectados a la LAN de SCADA. También será posible propagar datoshistóricos seleccionados a un rango amplio de usuarios casuales desde unservidor de información que haga consultas compatibles con ANSI SQL ysistemas de informes.

8

1.3.1.5 A través de esta funcionalidad se podrá tener la configuración y el estado dela red eléctrica, las mediciones, eventos y maniobras en cualquier momentodel pasado, de manera de poder generar estudios y análisis para mejorar lafuncionalidad de la red.

1.3.1.6 El servidor de informaciónde SCADA se conectará a la LAN de SCADA, peroaislará a los usuarios casuales del sistema.

8

1.3.1.7 Los Servicios históricos harán el almacenamiento de largo plazo de lasmediciones, eventos y otros datos de tiempo real pertinentes monitoreadoso generados por el sistema SCADA.

1.3.1.8 Los requerimientosdel subsistemade archivadode datos históricos aparecenen las siguientes secciones, debiendo dimensionarse de manera dealmacenar la totalidad de las mediciones, eventos, comandos y otros datosque genere el sistema de tiempo real, sin implicar esto un retardo odegradación del rendimiento del sistema.

1.3.2 Base de Datos redundante: Base de Datos SQL I ODBC

1.3.2.1 Los datos instantáneos se podrán transferir y guardar desde las bases dedatos de tiempo real hacia el Subsistema de Datos Históricos.

1.3.2.2 Será posible resumir datos instantáneos para generar valores por hora, pordía, por mes o por año.

1.3.2.3 Los valores resumidos residirán en el Subsistema de Datos Históricos.

1.3.2.4 El RDBMS histórico proveerá instalaciones para importar datos desde otrossistemas RDBMS o exportarlos hacia ellos.

1.3.2.5 El RDBMS histórico tendrá las siguientes características mínimas:

. Capacidades de edición/generación de registros

. Capacidades de edición/generación de formularios

#03_04_PUego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2


. Capacidades de control de integridad de los datos y de recuperaci~

'"ERS"de transacciones

8

. El RDBMS histórico tendrá implementación completa del lenguaje dela Interfase SOL. El RDBMS histórico usará una implementación deSOL que cumplirá con los requisitos de ANSI SOL.

. El RDBMS histórico soportará accesos desde la red a la base dedatos desde otros clientes de la red.

. El RDBMS histórico depende de la arquitectura cliente / servidor ypuede tener múltiples servidores, cada uno de los cuales operaindependientemente de los demás, aprovechando así tecnologías deagrupamientos (clustering technologies).

. El RDBMS histórico podrá ofrecer el espejado / copiado (mirroring /shadowing) de la base de datos on line en un dispositivo dealmacenamiento de respaldo.

8

. El RDBMS histórico cumplirá con las reglas ODBC.

1.3.2.6 El sistema SCADA tendrá acceso en vivo a los datos históricos para usarlosen registros y en pantallas.

1.3.2.7 El tamaño de la base de datos histórica sólo estará limitado por la capacidadfísica de los medios de almacenamiento disponibles.

1.3.2.8 No habrá limitaciones de licencia que impidan la futura expansión delsistema. ENERSA podrá comprar licencias adicionales cuando las necesitepara expandirlo. Si fuese este el caso el proveedor deberá indicar el preciode compra de las licencias adicionales.

1.3.2.9 El RDBMS permitirá el almacenamiento de los datos en más de una particiónde dispositivos físicos. Esto permitirá distribuir los datos a través de másuna partición / dispositivo para reducir la posibilidad de que se pierdan datospor fallas en los dispositivos.

1.3.3 Base de Datos redundante: Réplica de los Datos Históricos a otrosSitios

1.3.3.1Los sitios distribuidos recibirán los datos históricos vía réplica a través de lossitios:

1.3.3.2 El sistema permitirá también exportar los datos de los Servicios Históricoshacia la empresa usando OLE DB, ODBC, XMLu otro mecanismo de mayorperformance.



Base de Datos redundante: Datos históricos on Une1.3.4

1.3.4.1 Los datos históricos on line serán accesibles para los operadores cuandonecesiten usarlos en registros, informes, consultas, análisis, pantallas yestudios de tendencias.

1.3.4.2 Será posible guardar los siguientes tipos de datos como datos históricos online:

. valores de puntos de estado,

. valores de puntos analógicos,

. valores de acumuladores o valores de velocidad,

. volúmenes diarios y horarios,

. alarmas,

8 . eventos,

. mensajes,

8

. estadísticas de comunicación para el servidor a los dispositivos decampo.

1.3.4.3 Los datos históricos se podrán recolectar en una base periódica con unmínimo de resolución de un minuto.

1.3.4.4 Será posible configurar la recolección de datos históricos para que sucedapor excepción cuando un valor cambia por más de la cantidad de bandamuerta absoluta o integral definida por el usuario.

1.3.4.5 Los datos almacenados por excepción se registrarán por lo menos una vezpor hora hayan cambiado o no.

1.3.4.6 Todos los datos, ya sean adquiridos o calculados por el sistema, seránpasibles de ser elegidos para almacenamiento como datos históricos.

1.3.4.7 Se podrán configurar las siguientes características en una base de punto apunto:

. Permitir la recolección para estudio de tendencias

. Intervalo de recolección de tendencias (que podrá ser entre 1 minutoy una hora o sólo sobre la base de datos excepcionales)

. Permitir el promedio de tendencias (para transiciones suaves entrepuntos en la tendencia)

. Tipos de recolección para almacenamiento a largo plazo (período demuestra o por excepción)

. Intervalo de recolección de almacenamiento a largo plazo (que podráser entre 1 minuto y 1 hora)


ENERSAEnergía de Entre Ríos S.A. ..1b~.

. Banda muerta de excepción(si se elige la recolecciónpor excep '~"'ERS~

. Permitir el procesamiento de resúmenes (resumir datos por

promedios diarios, mensuales, anuales y por hora con mínimos ymáximos)

1.3.4.8 En la base de datos histórica se almacenará suficiente información comopara permitir la recuperación del valor de los datos con su punto asociadoID, la marca de tiempo y cualquier característica de calidad del dato queesté asociadas a ese valor.

1.3.4.9 Los datos por telemetría que se pierdan por alguna razón (por ejemplo, porfalla en la telemetría) y que luego sean accesibles, se almacenarán con lamarca de tiempo correcta (para dispositivos de campo, en los que se marcala fecha). Cualquier cálculo de resumen que se haya corrido se actualizarácon esta nueva información.

8 1.3.4.10 Cuando la información de acumuladores no esté disponible en el campo, elsistema SCADA almacenará la última lectura buena del acumulador y lamarcará con una señal de calidad cuestionable.

1.3.4.11 Se proveerá almacenamientode datos históricos para los siguientesintervalos:

. instantáneo

. hora en punto, mínimos, máximos, y promedios horarios

. día, mínimos, máximos, y promedios diarios

. mes y mínimos, máximos, promedios mensuales

1.3.4.12

. año y mínimos, máximos, promedios anuales

El almacenamiento de datos históricos se hará según la siguienteprogramación temporal de la capacidad:

. <DDDD> Días de datos de recolección instantánea8

. <DDDD> Días de datos horarios

. <DDDD> Días de datos diarios

. <MMMM> Meses de datos mensuales

. <YYYV> Años de datos anuales

1.3.5 Archivado I Des-archivado de datos históricos a medios externos (p.e.Cinta, DVD, etc.)

1.3.5.1 El sistema SCADA tendrá un mecanismo para archivar automáticamentedatos históricos en medios de almacenamientooff line, cuando esos datoshayan envejecidomás allá del períodoque configuró el usuario.



1.3.5.2 Los datos se archivarán en un dispositivo de almacenamiento externo, IV! RS..

cual el administrador del sistema purgará con facilidad todos los datoshistóricos archivados on line para hacer lugar para nuevos datos (oautomatizará la purga).

1.3.5.3 El Subsistema de datos históricospermitirádiferentes archivados de datos online y off line. Por ejemplo, el sistema permitirá que se mantengan on linelos eventos para un período diferente del de las estadísticas decomunicaciones.

8

1.3.5.4 La función de archivado asegurará de que los medios correctos quedencargados en el drive WORM de archivos antes de transferir los datos.

1.3.5.5 Si no está presente el medio correcto, se generará una alarma para pedir laintervención del operador.

1.3.5.6 No se transferirá ningúndato hasta que esté disponible el medio correcto.

1.3.5.7 Todos los medios de archivo tendrán una etiqueta de software que el sistemadeberá validar antes de comenzar el almacenamiento de los datos enarchivos.

1.3.5.8 Cuando no haya espacio suficiente para mayor almacenamiento de datos enlos medios de archivos, una alarma pedirá al operador que inserte mediosnuevos.

1.3.5.9 Si hay algún problema con la función de archivos, no se perderá ningún dato.

1.3.5.10 No habrá ningún borrado de datos históricos on line hasta que los datosestén almacenados con éxito en los medios de archivado.

1.3.5.14

El proceso de inicialización formateará el medio que sea necesario yescribirá una única etiqueta sobre los medios.

Los sistemas de archivado y des-archivado usarán la etiqueta paradeterminar si está presente el volumen correcto.

El sistema de archivado histórico mantendrá un catálogo de datos que se haarchivado en conjunto con los medios en los que se almacenaron los datos.El sistema usará este catálogo para localizar el medio de archivo apropiadocuando se des-archive.

El sistema SCADA generará una alarma cuando las tablas RBDMShistóricas estén cerca del límite de su capacidad. La alarma servirá paraindicar un requerimiento de ajuste fino adicional de la frecuencia delarchivado de datos y la purga o agregado de discos históricos.

El sistema histórico tendrá formatos seleccionables de salida de datosarchivados.

1.3.5.11

81.3.5.12

1.3.5.13

1.3.5.15

1.3.5.16 El sistema SCADA generará una alarma cuando el dispositivo dealmacenamiento de archivos a largo plazo esté cerca del límite de su


8 1.3.5.22

1.3.5.23

1.3.5.24

1.3.5.25

1.3.5.26

1.3.6


capacidad y seguirá generando la alarma hasta que haya suficiente espaadicional para el almacenamiento.

1.3.5.17 El sistema SCADAtendrá capacidadde acceso on line a los datos históricos/ archivados.

1.3.5.18

1.3.5.19

1.3.5.20

1.3.5.21

Será posible recuperar los datos archivados off line.

El sistema tendrá un utilitario interactivo para acceder aarchivada.

.

El usuario especificará un nombre de base de datos, un nombre de tabla, ytiempos de comienzo y fin para el proceso de recuperación.

Una vez que se hayan des-archivado los datos, los datos des-archivadospodrán acceder a todos los informes y las instalaciones de consultas paralos datos históricos on line.

la información

Un catálogo on line mantendrá una lista de los archivos que existen.

Cuando des-archive, el sistema buscará los medios de archivos correctosbasados en la etiqueta de los medios.

Habrá múltiples medios de des-archivado que pedirá cada medio de archivocuando sea necesario.

Habrá un utilitario de "limpieza" para sacar datos des-archivados delsistema.

El utilitario de "limpieza" se ejecutará manualmente después que el usuariocomplete las consultas o informes que utilizan de los datos archivados.

Edición de datos históricos

1.3.6.1 Ocasionalmente, puede ser necesario editar ciertos datos históricos paracorregir errores u omisiones causadas por condiciones desfavorables. Elsistema dispondrá de funcionalidades, con los debidos métodos de control yautorizaciones, para editar esos datos.

1.3.6.2 El personal con la autorización apropiada podrá editar la base de datoshistóricos on line y escribir manualmente sobre datos cuestionables uomitidos.

8

1.3.6.3 El sistema proveerá un medio para agregar o cambiar la siguienteinformación histórica:

. estadísticas de comunicación de campo,

. valores de tiempo real y

. valores de acumulador.


8

8


1.3.6.4 Si se edita un registro, el sistema se asegurará automáticamente que NER" to:

archiven los datos cambiados, aunque ya se hayan archivado los datosoriginales.

1.3.6.5El des-archivado restaurará siempre los datos cambiados más recientemente.

1.3.7 Protección Contra Fallas

1.3.7.1Se utilizará una configuración redundante en clúster (hot/standby) o espejado(mirroring) de hardware para copiar todas las bases de datos históricas endiscos on line disponibles para el sistema SCADA.

1.3.7.2 Se copiarán todas las bases de datos históricas para que, en el caso de unafalla en un disco, no se produzca una falla en una base particular de datoshistóricos.

1.3.7.3 Cuando falla un disco, el disco espejado tendrá los mismos datos que eldisco original. Este disco pondrá a disposición de todo el sistema los datoshistóricos del disco que tuvo la falla.

1.3.7.4 Cuando se haya reemplazado el disco fallado, el sistema copiaráautomáticamente la información del disco espejo al disco nuevo.

1.3.7.5 En el caso de que falle un dispositivocrítico o de que no se pueda llegar a undispositivo crítico, los procesos históricos conmutarán a los dispositivos enespera con la menor perturbación posible.

1.3.7.6 Si el otro sistema histórico está en estado de falla, no habrá conmutación.

1.3.7.7 El sistema histórico primario siempre conocerá el estado del otro sistema.

1.3.7.8 Siempre habrá un sistema histórico en estado de espera preparado y listopara pasar a estado activo.

1.3.7.9 El mecanismo de protección contra fallas asegurará que:

. ningún punto único de falla cause una falla general en el sistema,

. haya auto monitoreo de todo el equipo,

. exista monitoreo constante de tareas críticas,

. haya declaración de fallas a través del sistema en espera,

. el tiempo de conmutación sea mínimo,

. la conmutación no ocasione ninguna perturbación a los operadores(por ejemplo, no se requerirá des registrarse y volverse a registrardespués de una conmutación de servidores)

. haya registros de alarma y eventos para el caso de fallas,

. haya un comando de demanda de conmutación para deadministración del sistema.



8

1.4 Subslstema de Interface Hombre-Máqulna

1.4.1.1La interacción del operador con el sistema SCADA se hará a través delSubsistema de Interfaz Hombre Máquina (HMI).

1.4.1.2 El HMI será un sistema de ventanas totalmente gráfico capaz de sostener losdiversos requerimientos del sistema.

1.4.1.3 El HMI ofrecerá a los usuarios una interface basada en un sistema operativo,intuitivo, consistente y flexible, compatible con Microsoft4!>Windows paramanejar la información de todas las aplicaciones y del SCADA.

1.4.1.4 La interacción del usuario estará manejada por íconos y menús a través deun dispositivo de selección y puntos como el mouse o un trackball.

1.4.1.5 El Proveedor proveerá un mecanismo que permitirá a los operadoresseleccionar funciones usadas con frecuencia sin necesidad de pasar poruna jerarquía de menús y pantallas.

1.4.1.6 Cada aplicación tendrá el mismo aspecto en todas las estaciones deloperador.

1.4.1.7 La interfase del Operador incluirá lo siguiente:

. documentaciónon line,

. capacidad para estudio rápido de Tendencias para permitir que losusuarios estudien la tendencia de un punto no histórico.

. soporte para acceder a la Estación del Operador del SCADA bajo

múltiples cuentas de usuario de Windows,

8

. objetos de tipo barra horizontal y dial de medición,

. resumen de tablas con filtros de consultas,

. resúmenes de alarmas,

. control de columnas para parpadeo de color,

. color de resumen de eventos por tipo de evento y severidad de laalarma,

. distintos sonidos para las diferentes severidades de alarma,

. expiración de claves y soporte para claves complejas,

. visiones múltiples de la misma pantalla al mismo tiempo.

1.4.1.8 El sistema deberá brindar la funcionalidad y herramientas para permitir que eladministrador del sistema pueda adaptar la simbología a utilizar en laspantallas, según las preferencias y requerimientos de ENERSA.



1.4.2 Sistema de Múltiples Ventanas

1.4.2.1 El sistema SCADA tendrá una Interface Gráfica del Usuario (GUI).

1.4.2.2 La GUI permitirá la presentaciónde datos en un medio gráfico, que se podrácontrolar con un dispositivo como un mouse o un trackball.

1.4.2.3 El GUI cumplirá con los estándaresde Win32 y preferentementeWin64.

1.4.2.4 El sistema de ventanas ofrecerá al usuario la capacidad de ver múltiplesventanas en una sola pantalla de consola.

1.4.2.5 No habrá límite de configuración para el número de ventanas visibles en elmismo momento.

8

1.4.2.6 El sistema de ventanas no dificultaráel uso del sistema SCADA.

1.4.2.7El operador podrá ajustar independientemente las dimensiones y posición decada ventana sobre una pantalla de consola.

1.4.2.8El soporte incluirá provisiones para el manejo de ventanas que sesuperponen.

1.4.2.9 Estas provisiones permitirán la presencia de ventanas estáticas o nomovibles.

La presentación de las pantallas del sistema SCADA será coherente ylógica.

Sin embargo, será lo suficientemente flexible como para permitir que elusuario modifique la presentación según estándares completamentediferentes.

1.4.2.12 Las nuevas ventanas aparecerán en posiciones en las que seanenteramente visibles.

1.4.2.10

1.4.2.11

1.4.2.16

Cada consola de operación soportará el uso de múltiples monitores. En lasestaciones con varios monitores, las nuevas ventanas aparecerán en unapantalla de consola específica.

No habrá límites de configuración para el número de ventanassimultáneamente abiertas y visibles.

Todas las ventanas en una pantalla se renovarán con datos de tiempo realapropiados para la ventana particular en la que deben aparecer esos datos,con una frecuencia que se podrá configurar en al menos una vez porsegundo.

Las pantallas son ventanas que forman acumulativamente la InterfaceGráfica del Usuario (GUI) para el sistema SCADA. Una pantalla aparecerásiempre en una localización coherente y apropiada y en el tamañoapropiado cuando se la muestra por primera vez para no obstruir ningunaotra pantalla.

81.4.2.13

1.4.2.14

1.4.2.15



1..4.2.17Toda la información que se necesita para operar el sistema SCADA esta ~ '"ER".presente en las pantallas. Todas las pantallas compartirán una presentacióny esquema de colores genéricos.

1.4.2.18 Las ventanas emergentes (pop-ups) son pantallas que se podrán configurarpara desaparecer de la pantalla de una consola después de un período deinactividad. Cuando aparecen por primera vez, los pop-ups aparecerán enuna localización apropiada y en el tamaño correcto como para no obstruirlas otras pantallas.

1.4.2.19 Los pop-ups aparecerán en lugares intuitivos. En general, facilitarán laentrada del operador al sistema. Lo que sigue son ejemplos de lasfunciones accesibles a través de los pop-ups:

8

. comandos discretos,

. comandos de setpoint,

1.4.2.20

. comandos de comunicaciones,

. establecimiento del área de responsabilidad.

El sistema propuesto deberá contar con dos tipos de representación de lared: esquema unifilar y geográfica.

El sistema deberá contar con al menos dos tipos de clientes:1.4.2.21

1.4.2.24

. Clientes de edición de red

. Clientes de simulación y entrenamiento

Cualquier maniobra que se realice en el sistema deberá tener una respuestainmediata desde todos los puntos de vista:

. Visual. El cambio de estado de un interruptor provocará que su

representación en pantalla cambie. Asimismo, este cambio implicaráa su vez cambios en la parte de la red donde está. Por ejemplo, unaapertura de un interruptor deberá traducirse en un re coloreo de laparte de red que deje sin energía.

. Eléctrico. Cualquier cambio de estado o medidas provocará que serecalcule el nuevo estado de la red, lo que se traducirá en unosnuevos valores de las magnitudes eléctricas.

Hará falta una metodología lógica y práctica para proveer un acceso rápidoa cualquier pantalla en particular.

Habrá una estructura jerárquica que una y organice las diferentes pantallasdel sistema. El control de pantalla dentro del sistema SCADA permitirá queel movimiento dentro de la Interface de la Máquina del Operador sea tanintuitivo como sea posible. Esto no sólo incluye el movimiento entrepantallas sino también el movimiento dentro de las pantallas mismas.

1.4.2.22

8

1.4.2.23


1.4.2.25

ENERSAEnergla de Entre Rlos S.A.

El acceso a las pantallas será a través de botones en pantalla o áre 1\'eR,.

activas dentro de las pantallas. El usuario podrá configurar el estilo, color yforma de un área activa.

8

1.4.2.26 El usuario tendrá la capacidad de mover y cambiar el tamaño de lasventanas en cualquier momento. Si un usuario llama o mueve una ventanade modo que se superpone con otra, tendrá la capacidad para llevarventanas cubiertas al frente de la pantalla cuando lo requiera.

1.4.2.27 Los botones para "cerrar" estarán presentes en todas las pantallas y norequerirán una visibilidad mayor que el 90% del tiempo. Las pantallasrelacionadas tendrán botones que permitirán cambiar de pantalla.

1.4.2.28 En el caso de pantallas configuradas para zoom, será posible iniciar unzoom continuo en cualquier área de la pantalla que elija el usuario.

1.4.2.29 Si el zoom hubiera tenido como resultado la desaparición de parte de lainformación gráfica de la pantalla, será posible ver partes de la pantalla queestán fuera del monitor.

1.4.2.30 La información de texto será reemplazada con líneas en niveles específicosdel zoom. También será posible sacarla por completo y pasarla a otrosniveles de zoom, para reducir el amontonamiento en la pantalla de interfacedel usuario.

Se podrá controlar el paneo y el zoom con simples movimientos del mouse.

El sistema tendrá niveles de pantalla totalmente funcionales cuya visibilidadestará bajo el control del operador.

Los pop-ups originados en otras pantallas desaparecerán automáticamentecuando desaparezca la pantalla que los originó.

Presentación de los Datos

1.4.2.31

1.4.2.32

1.4.2.33

1.4.3

8 1.4.3.1 Un administrador, gerente o supervisor podrá configurar todas las pantallasmediante el uso de un Editor de Pantalla. Los ítems configurables incluyenlo siguiente:

. información estática de fondo,

. datos dinámicos (de tiempo real o calculados), y

. áreas activas.

1.4.3.2 La información estática de fondo está formada por componentes del sistema(como caminos, límites, parcelas y características geográficas), que sonnecesarias para el contexto, pero no están unidas a puntos de bases dedatos. La información estática adicional de fondo puede incluir nombres deestación, esquemas de construcción, etc. Los fondos estáticos estarán enformato compatible con el navegador (browser) o en imágenes de bitmap,como la fotografía de una estación de energía o archivos vectoriales DXF


8

8

ENERSAEnergía de Entre Rfos S.A.

(Drawing Exchange Format, Formato de Intercambio de Diseños) parpermitir que el usuario importe diagramas estándar del tipo AutoCAD@.

1.4.3.3 El Proveedor proveerá herramientas de dibujo que permitan que el usuariocree imágenes de fondo en una variedad de colores y formas.

1.4.4 Presentación de Datos Dinámicos

1.4.4.1 La presentación de los datos dinámicos es el elemento esencial del sistemaSCADA desde una perspectiva operacional. El sistema proveerá variosmétodos de presentar datos dinámicos:

. Numéricos - Los datos numéricos se verán a través de campos

enteros, campos reales, barras de desplazamiento, medidores,indicadores y gráficos. Los colores de los datos numéricoscorresponderán al Estado de Alarma del punto al cual corresponda elnúmero.

. Objeto Gráfico - Los objetos gráficos que corresponden a los puntosde bases de datos de tiempo real aparecerán en el color del Estadode Alarma que corresponde a ese punto. La forma y/o color del objetográfico que corresponde a un punto en una base de datos de tiemporeal también corresponderá al valor de ese punto.

. Texto - Los datos de texto dinámicos aparecerán en campos o en

áreas de texto del tipo navegador (desplegables) para bloques másgrandes de texto. Los colores de Frente y Fondo indicarán laintegridad del valor que se muestra.

1.4.5 Señales (Flags) de Calidad de los Datos

1.4.5.1 Las señales de calidad de los datos para cualquier punto en particular podránaparecer en cualquier lugar en que aparezca el valor / estado del puntoincluyendo las pantallas de resumen tabular y pantallas esquemáticas(cuando corresponda).

1.4.5.2 Si se establece más de una señal de calidad de datos para un puntocualquiera, la señal con la severidad más alta será precedente a las demás.Lo que sigue es una lista de las señales de calidad de datos aplicables en elprograma:

. Normal

. Dato obsoleto - Off line: Si los datos no se actualizan durante unperíodo configurado por el usuario, la anormalidad tendrá unaindicación visible para el usuario (por ejemplo, los datos obsoletosestarán en video inverso, y los datos nuevos, en video normal). Loscolores de Frente y Fondo pueden interpretar la integridad del valorque se muestra.



8

. Reemplazadomanual

. Fuera del escaneo- sacar del escaneo

. Condiciónde alarma - el punto está en estado de alarma

. Inhibiciónde alarmas para ese punto.

1.4.6 Indlcadores de Etiqueta

1.4.6.1 Los indicadores actuales de etiquetas para cualquier punto de control,indicadores asignados por el operador, aparecerán en cualquier lugar enque aparezca el símbolo de controlo la información tabular del punto.

1.4.6.2 La etiqueta indicará al operador que el punto no se puede controlar o estámarcado en un estado de advertencia (que sigue permitiendo el control)desde cualquier estación del operador o algoritmo de control.

1.4.7 Notas de Operador

1.4.7.1 El usuario (operador) será capaz de colocar notas sobre cualquier dispositivode la red, para indicar condiciones especiales durante la operación. Estasnotas serán visibles en cualquier vista o ventana donde aparezca elelemento sobre el cual ésta fue aplicada.

1.5.1

1.5 Funciones de Entrada del Operador

En General

1.5.1.1 La entrada del usuario primario al sistema SCADA será a través de undispositivo de control de cursor (como un mouse o trackball). El dispositivode entrada secundario será el teclado.

1.5.2 Introducción de Datos

81.5.2.1 La alteración o agregado de datos en el sistema SCADA implicará, en todos

los casos, un mínimo de dos acciones del usuario.

1.5.2.2 Si el usuario intenta introducir datos en campos que no están preparadospara aceptarlos, el sistema le negará la entrada al campo (o campos) y haráuna advertencia.

1.5.2.3 Del mismo modo, cualquier intento de introducir texto en campos numéricosgenerará que el sistema niegue la entrada al campo y advierta al usuario.

1.5.2.4 La entrada de datos será vía campos de texto, campos enteros, camposreales, barras de desplazamiento, botones en pantalla y otros objetos GUI.

1.5.3 Comandos de Setpoint

1.5.3.1 Los comandos de setpoint estarán disponibles sólo para usuarios con Áreade Responsabilidad (AOR) apropiada y los permisos para ver y/o controlarel valor de setpoint para un punto dado.



1.5.3.2 Se podrá iniciar este tipo de comando ya sea desde una pantaesquemática o desde una tabular.

1.5.3.3 Los procedimientos requeridos para el comando de setpoint serán los

siguientes:

. En la pantalla apropiada, tabular o esquemática, el usuario

seleccionará el dispositivo deseado para el comando. Esto hará queaparezca una ventana de control con botones con los tipos decomandos disponibles para el tipo de dispositivo.

. El usuario podrá introducir el valor deseado de setpoint utilizando el

teclado o el dispositivo de control del cursor vía una barra dedesplazamiento seguida por la función SUBMIT (ingresar, someter).

. La acción se denegará con un mensaje apropiado si:

. el dispositivo tiene autorización para la visión, pero no para elcontrol;8

. el dispositivo está fuera del escaneo

. ha fracasado la comunicación con la RTU;

. la etiqueta del dispositivo impide que se establezca un setpoint.

1.5.3.4 El sistema permitirá que la acción del comando de setpoint se cancele encualquier momento antes de someter el pedido para seleccionar el botónDISMISS (desechar) en la ventana de control del dispositivo.

1.5.4 Comandos Digitales

1.5.4.1 Los comandos tendrán las funciones descriptas en la tabla, pero no tendránque cumplir con el nombre del comando presentado. La selección yejecución de los comandos de control requerirán que el operador tenga laautorización AOR o el control apropiados.

1.5.4.2 Lista de comandos mínimosde control de ambientey dispositivos8

Comando

Poner datos

Comando "on"(encendido)

Comando "Off'(encendido)

Reconocimient

Descripción

Este comando inserta un fragmento específico de datos enun punto específico en la base de datos de tiempo real.

Este comando envía un comando "on" (de encendido) haciael dispositivo vía un punto correspondiente en la base dedatos de tiempo real.

Este comando envía un comando "off' (de apagado) aldispositivo vía el punto correspondiente en la base de datosde tiempo real.

Este comando envía un comando de reconocimiento de


8

8


Comando

o de alarmas

Descripciónalarma a un punto específico en la base de datos de tiemporeal.

Este comando silencia las alarmas para la consola que lopide. Sin embargo, este comando no reconoce alarmas.

Este comando desactiva el sonido para la consola que loemite.

Silenciaralarmas

Desactivarsonido

el

Activarsonido

el Este comando activa el sonido para la consola que lo emite.

1.5.5 Comandos sobre Remotas

1.5.5.1 Comandos disponibles sobre remotas serán:Meter/Sacar de Comunicaciones.

Forzar un Poleo de la remota.

Forzar una sincronización Horaria de la Remota.

1.5.6 Comandos sobre Estadísticas

1.5.6.1 Donde/Cuando aplique, el sistema permitirá al operador resetear (poner acero) las estadísticas, tales como los contadores de maniobras de losinterruptores.

1.6 Representación de Tendencias

1.6.1 Manipulación de Tendencias

1.6.1.1 Será posible ver hasta ocho (8) tendenciasen un solo gráfico.

1.6.1.2 Será posible ir hacia atrás y hacia delante en el tiempo dentro de la ventanade tendencias.

1.6.1.3 Se podrá hacer que la pantalla de tendencias actualice dinámicamente losúltimos datos o quede congelada en cierto momento. Congelar la pantallano tendrá efecto alguno en el proceso de recolección de datos.

1.6.1.4Será posible utilizar el zoom y restaurar la pantalla a su aspecto original.

1.6.1.5 Será posible crear una tendencia nuevaa partir de una ya existente.

1.6.1.6 Será posible realizar cambios ad-hoc en el tiempo y la escala de la tendenciasin afectar la definición ya salvada de la tendencia.

1.6.1.7 Será posible desplegar hasta al menos 1500valores por tendencia.

1.6.1.8 Será posible desplegar una leyendaen los colores que representan la calidadde los datos.


8

8


1.6.2 Configuración de la Tendenc,ia.

1.6.2.1 Será posibleconfigurar un título de tendencia.

1.6.2.2 Será posible definir escalas de tiempo primariasy secundarias.

1.6.2.3 Será posible intercambiar el despliegue de la escala de tiempo, el eje V, lagrilla, y los marcadores de grilla.

1.6.2.4 El usuario podrá configurar y seleccionar el color del título, el color del fondode la tendencia, el color del eje y el color de la grilla a partir de una paletade por lo menos 128 colores.

1.6.2.5 Los tiempos de comienzo y fin de la tendencia se podrán introducir comotiempo absoluto (dd/MM/yyyy hh:mm:ss) o tiempo relativo (+/-YV:MM:DD:hh:mm:ss)

1.6.3 Agrupamiento de la Tendencia

1.6.3.1 Será posible configurar uno o más trazos como parte de un conjunto con

parámetros de pantalla común.

1.6.3.2 Un conjunto podrá usar como sus límites de eje V valores definidos por elusuario, automáticos o extraídos de la base de datos.

1.6.3.3 Será posible mostrar el eje V a la derecha o a la izquierda de la tendencia.

1.6.3.4 Será posible sombrear entre trazos dentro de un grupo, o dentro de un trazoy un umbral definido por el usuario.

1.6.3.5 El trazo se conectará a un punto y campo de la base de datos.

1.6.3.6 Será posible modificar, editar y borrar grupos.

1.6.3.7 Será posible mover un trazo de un grupo a otro.

1.6.4 Parámetros Individuales del trazo

1.6.4.1 Será posible definir las siguientescaracterísticasde un trazo:

. etiqueta,

. unidades de pantalla,

. tamaño del marcador de datos (que puede ser ninguno),

. estilo del trazo (interpolado, tipo escalera),

. color de la línea,

. estilo de la línea,

. espesor de la línea, y

. orden de los diseños.


8

8


1.6.4.2 El color de la línea del trazo corresponderá al estado en el momento derecolección, el color estará asignado por el usuario o seleccionado por elsistema.

1.6.4.3 Si faltan los datos, será posible interpolar de forma lineal uno o más valoresen el trazo.

1.6.4.4 Será posible hacer estudios de tendencias con promedios horarios,promedios diarios, máximos horarios, máximos diarios, mínimos horarios ymínimos diarios.

1.6.4.5 Será posible controlar la precisión de los valores que se muestran en latendencia en términos de un número de dígitos antes de la coma decimal yun número de dígitos después de la coma, incluyendo el tipo de notación(decimal, científica).

1.6.4.6 Será posible agregar, modificar y borrar trazos.

1.6.4.7 Será posible definir un "umbral" como un tipo de trazos de pluma. Un umbrales un valor de interés, ya sea configurado desde un valor estático o desdeun valor de la base de datos.

1.6.4.8 El usuario podrá definir el estilo de la línea y el color del umbral.

1.6.4.9 El sistema tendrá un número de métodosde sombreado que podrá configurarel usuario, incluyendo el sombreado entre trazos de pluma y el sombreadopor debajo de ciertos trazos de pluma pre seleccionados.

1.6.4.10 El usuario podrá configurarel color del sombreado.

1.6.4.11 El usuario podrá agregar umbrales,modificarlosy borrarlos.

1.6.5 Otras Funciones de Estudios de Tendencias.

1.6.5.1Será posible obtener rápidas tendencias de un punto dado sin tener quedefinir una configuración completa de la tendencia.

1.6.5.2 Será posible ir hacia atrás y hacia delante en el tiempo en una ventana devista rápida de tendencia (asumiendo que el punto está reco,lectandohistoria).

1.6.5.3 Para que los puntos no recolecten historia, la ventana de vista rápida detendencia se actualizará con un nuevo valor cada 15 segundos por lomenos.

1.6.6 Presentación de Datos y Control por Áreas de Responsabilidad

1.6.6.1 El sistema tendrá la capacidad de agrupar lógicamente los puntos en Áreasde Responsabilidad (AORs), basadas en requerimientos geográficos,operacionales y de seguridad.

1.6.6.2 Las dos categorías generales de todos las AORs serán:

. visible (sin reconocimiento de alarma, sin control),


8

8


. controlable. ~N E R S ~

1:6.6.3 El administrador, o alguna otra persona con un nivel de responsabilidadapropiado tal cual está definido en las consideraciones de seguridadbasadas en el rol y definidas por ENERSA, podrá definir las AORs.

1.6.6.4 Un usuario asignado a una AOR particular tendrá la capacidad para mostrarpantallas y datos del sistema y, como opción, dispositivos de control, yreconocer alarmas dentro de esa AOR.

1.6.6.5 Cada punto en la base(s) de tiempo real pertenecerá a un grupo y cada grupopertenecerá a una o más áreas de responsabilidad. Se podrá configurarqué AOR(s) pertenecen a un usuario en particular.

1.6.6.6 Cuando se enciende el sistema, un usuario ya estará asignado a una AOR.Esto significa que ese usuario sólo puede monitorear y controlar esa AORen particular.

1.6.6.7 Las AOR podrán incluir áreas solapadas; es decir, una determinada porciónde la red podrá estar contenida en más de un área al mismo tiempo.

1.6.6.8 Las pantallasde datosestaráncontroladaspor la selección(o selecciones)de AOR del momento y la consola que se está utilizando sólo recibirá lasalarmas que ocurran en la AOR (o AORs) seleccionadas.

1.6.6.9 Un usuario no podrá ver o controlar puntos, objetos, entradas de objetos,recibir o reconocer alarmas para puntos correspondientes a las AORs queestán fuera de los permisos AOR del usuario.

1.6.7 Alarmas Inteligentes

1.6.7.1 Las alarmas aparecerán y se cargarán según la AOR; sin embargo, elreconocimiento de las alarmas será posible solamente para usuarios conpermisos de control para esas AORs en particular.

1.6.7.2 Los mensajes de alarma que no se hayan reconocido aparecerán en unaventana de alta prioridad diseñada para aparecer en todas las consolasactivas en todo momento.

1.6.7.3 Todas las alarmas activas deberán aparecer también en un resumen tabularde alarmas.

1.6.7.4 Las alarmas también deberán aparecer en los resúmenes tabulares yesquemáticos apropiados.

1.6.7.5 Es crítico que se provea acceso a un subsistemade alarmas inteligentes queresponda a las operaciones SCADA. El sistema SCADA ofrecerá lascapacidades avanzadas de modo de interrupción de alarmas y supresión dealarmas.

.

1.6.7.6 El modo de "Disturbio" de alarmas hará posible configurar alarmas de modoque no se procesen alarmas de baja prioridad. Con esta característica, las


8


alarmas de baja prioridad se suspenderán durante los períodos pico ~ ~ e R&~

volumen de alarmas. Este filtrado de alamas podrá realizarse a nivel deAOR, o para el sistema en su totalidad.

1.6.7.7 Para reducir alarmas molestas, el sistema tendrá una función de supresión dealarmas. La supresión jerárquica de alarmas impedirá que haya unamontonamiento de un gran número de alarmas en la pantalla de unoperador cuando se disparan como resultado de una alarma en un únicodispositivo. La función de supresión de iniciación de control impedirá que loscomandos iniciados por el operador tengan ese resultado.

1.6.7.8 El sistema tendrá el concepto de una alarma de grupo o de estación. Seráposible que cada estación tenga dispositivos, y cuando estos dispositivosestán en estado de alarma, la estación a la que pertenecen recibirá unanotificación. Un operador podrá acceder a esas alarmas haciendo clic en laestación sobre la pantalla geográfica o esquemática para que aparezca elresumen de la alarma de estación.

8

1.6.7.9 Los resúmenes de alarma de estación se comportarán de la misma maneraque el ,resumen de alarma del sistema, y contendrán una lista ordenada portiempo y severidad de todos los mensajes de alarma para todos losdispositivos dentro de la estación correspondiente.

1.6.7.10 Los Servicios de tiempo real generarán alarmas y eventos desde los datosde puntos calculados y telemétricos, y también de programas de aplicacióndentro del subsistema de alarmas. Estos registros de alarma se mantendránon line durante un período de tiempo especificado por el usuario, despuésse archivarán off line.

1.6.7.11 Se podrán configurar sistemas de manera que ciertos eventos y alarmasespecíficos disparen o activen automáticamente acciones en respuesta aestas alarmas.

1.6.7.13

El sistema ofrecerá funciones de supresión e interrupción. Será posibleoperar en modo de interrupción, y en ese caso, no se procesarán lasalarmas de baja prioridad.

El modo de "disturbio" de alarmas suspenderá el proceso de las alarmas debaja prioridad durante períodos pico en cuanto a los volúmenes de alarmas.El modo "disturbio" incluirá las siguientes funciones:

. configuración del nivel de severidad máxima, para cada AOR

. capacidad de los operadores para entrar o salir del modo desupresión de alarmas en su consola, sin afectar al resto de consolasde operación.

1.6.7.12



. regeneración de alarmas (conservando las etiquetas de tiempo~..,e fts ~

originales) para puntos analógicos y de estado después de quesalgan del modo interrupción.

1.6.7.14 Para reducir las alarmas molestas,el sistema tendrá dos tipos de supresiónde alarmas (aplicablespara puntosanalógicosy de estado):

. Controlde la supresión de una alarma iniciada,

. supresiónjerárquica de una alarma

1.6.7.15 Los comandosiniciadospor el operadorpueden causar aparicionesdealarmas como resultado directo de la emisión del comando. El control dealarmas iniciadas impedirá que estas alarmas se amontonen en la tabla dealarmas.

1.6.7.16

8

1.6.7.17

1.6.7.18

81.6.7.19

1.6.7.20

1.6.7.21

1.6.7.22

1.6.7.23

1.6.7.24

La Supresión Jerárquica de Alarmas impedirá que un gran número dealarmas se amontonen en la pantalla de un operador cuando se disparancomo resultado de la alarma en un único dispositivo. Esta supresión seaplicará solamente a relaciones de dispositivos padre / hijo. No seextenderá a dispositivos con otra descendencia.

Los Servicios de tiempo real permitirán la asociación de los puntos de basede datos a ciertos grupos (normalmente dispositivos) y la asociación poráreas de responsabilidad (AOR). Los usuarios estarán asignado a un grupode AORs utilizadas para filtrar y mostrar solamente las alarmas que se dandentro las AOR del usuario.

El sistema ofrecerá un "Modo Tesf'; en este modo el operador puede filtrartemporalmente las alarmas de una remota o un conjunto de puntos. Elsistema saldrá de este modo ya sea por acción del operador, o tras unperíodo de tiempo fijado por éste.

Las Alarmas Audibles se podrán configurar a partir de un archivo "wav." Osimilar

Se podrá inhibir el anuncio de la alarma para cada consola operacional.

Se podrá inhibir el anuncio de la alarma para cada punto individual.

La inhibición de la alarma podrá inhibir solamente las alarmas que se estánanunciando en el momento.

Si aparece una alarma en la consola después de inhibir el anuncio de unaalarma, no estará sujeta a la acción anterior, sino que anunciará la llegadade una nueva alarma.

El mensaje de alarma aparecerá en la ventana de alarma y en el resumentabular de alarmas.


~8

!!'!!~ ~.~"El mensaje de alarma incluirá el tiempo y la fecha de la alarma, el punto q ~.E.9-

causó la alarma, la severidad de la alarma (vía una señal de color y tambiénuna señal audible) y el estado del punto.

Las alarmas aparecerán en un registro detallado de eventos, en el sistemaHistórico.

1.6.7.27 El mensaje de alarma incluirá datos sobre dónde, cuándo y quién reconocióla alarma.

1.6.7.25

1.6.7.26

1.6.7.28 El sistema proveerá entradas de registro separadas para la alarma y susreconocimientos.

1.6.7.29

8 1.6.7.30

1.6.7.31

1.6.7.32

1.6.7.33

1.6.7.34

1.6.7.35

8

1.6.7.36

Las alarmas se podrán reconocer con el uso del dispositivo de control delcursor vía la selección apropiada de un área activa en la ventana dealarmas, el resumen tabular de alarmas o la ventana de control para elpunto apropiado.

Las alarmas también se podrán reconocer vía un botón deRECONOCIMIENTO sobre el resumen tabular de alarma.

Se podrán reconocer siempre las únicas alarmas a la vista sobre la páginaen pantalla.

Un reconocimiento de alarma también silenciará la alarma audible.

El reconocimiento de las alarmas estará limitado a los usuarios registradoscon AOR apropiado y en consolas con AOR apropiado.

El sistema no podrá reconocer alarmas automáticamente.

El reconocimiento de alarma se hará de dos formas:

Un operador con suficiente autoridad deberá presionar el botónprincipal de reconocimiento de la fila correspondiente en un resumende alarma.

. Se podrán reconocer todas las alarmas en las listas del resumen dealarma del sistema o en cualquiera de los resúmenes de alarma de laestación a una página por vez (si el nivel de autoridad lo permite).

Si se reconoce más de una alarma al mismo tiempo, la señal audible será laasociada con la más severa.

.

Las alarmas aparecerán en la lista de alarmas en orden cronológico desdela más nueva a la más antigua, ordenadas también por su severidad.

Se podrán inhibir las alarmas para cualquier punto configurado para generaralarmas.

1.6.7.39 En el caso de puntos con estados de alarmas del tipo muy alto, alto, normal,bajo y muy bajo, se podrán inhibir cualquiera de las alarmas muy altas,altas, normales, bajas y muy bajas o todas ellas al mismo tiempo.

1.6.7.37

1.6.7.38


8

8


1.6.7.40 El usuariotambiénpodrá inhibirlas alarmasde cambiode velocidadderiva.

1.6.7.41 El botón Silenciar Alarmas en la ventana de alarmas silenciará la alarmaaudible.

1.6.7.42 Las nuevas alarmas anularán cualquier efecto de silencio que esté enfuncionamiento en ese momento.

1.6.7.43 El operador podrá sobre-escribir los límites de las alarmas de las medidasanalógicas, configurador previamente por el operador (límites por defecto).

1.6.7.44 Los límites modificados por el operador serán claramente señalizados, demanera que puedan ser fácilmente distinguidos de los límites por defecto.

1.6.7.45 El operador podrá volver, pulsando un único botón, a los límites por defecto.

1.6.7.46 El operador podrá alternar entre los valores de límites de alarmasEstacionales, previamente configurados por el administrador. A su vez,éstos también podrán ser sobre escritos.

1.6.8 Pantallas estándar

1.6.8.1 Pantalla primaria - una pantalla siempre presente en la(s) pantalla(s) deinterface del operador

1.6.8.2 Tablas de resumen para todas las tablas de telemetría (filtrables a través deseñales de calidad). Estas tablas mostrarán datos, calidad de datos yestado de alarmas. Desde estos resúmenes tabulares, se podrá acceder alos pop-ups (pantallas desplegables) de control para los puntos de bases dedatos. Sólo aparecerán y serán accesibles los puntos de bases de datoscontenidos en AORs autorizados.

1.6.8.3 Resúmenes tabulares de eventos, módems y líneas de comunicación.

1.6.8.4 Resumen tabular de alarmas filtrables - Esta pantalla hará una lista dealarmas filtradas por reconocimiento. La lista de alarmas apareceráordenada por severidad y según el momento en que ocurrieron (la alarmamás nueva primero, dentro de los grupos seleccionados por severidad).

1.6.8.5 Una ventana de alarmas - pantalla primaria en la que aparece una lista dealarmas sin reconocer.

1.6.8.6 Una ventana de estado - pantalla esquemática a la que se puede accederdesde una de las pantallas primarias; en ella se muestran todos loscomponentes importantes del sistema y también todos los lazos decomunicación.

1.6.8.7 Pantallas gráficas de tendencias y de control de tendencias - ventanas desdelas cuales, a partir de una lista de puntos disponibles, se puedenseleccionar parámetros de tendencias como nombres de puntos detendencias.


8

8


1.6.8.8 Una barra de herramientasclave del sistema - pantalla primaria a partir d NEa s ~

cual se puede navegar desde dentro del sistema SCADA incluyendo elacceso a varias pantallas de resúmenes, tendencias y notas.

1.6.8.9 Una pantalla de notas de Operador - ésta será una pantalla en la quecualquier usuario podrá ingresar texto. El usuario podrá configurar el accesoa cualquier registro de notas basado en cualquier asociación lógica (porejemplo, nombre del usuario, usuario, consola, etc.). Cualquier agregado ocambio a cualquier área en la pantalla de notas será accesible desdecualquier consola en la cual esté corriendo la interfase del operador delsistema SCADA.

Informes con acceso Web1.6.9

1.6.9.1 El sistema proporcionará una herramienta de generación de informes paraacceso a los mismos mediante un navegador web.

1.6.9.2Los informes previamente creados podrán ser modificados por los usuarios ysalvados como un nuevo tipo de informe.

1.6.9.3El sistema proporcionará plantillas para facilitar la creación de nuevosreportes.

1.6.9.4 El sistema permitirá definir la periodicidad con la que ciertos informes seránautomáticamente generados y a qué personas de la organización serándistribuidos.

1.6.9.5 La información proporcionadapor los informes estará regulada por el mismoesquema de seguridad y restricciones de acceso a datos que aplican alresto del sistema.

1.6.9.6 La selección de un botón SELECCIONAR INFORME desde un panel clavedel sistema hará que aparezca una lista desplegable de informesconfigurables.

1.6.9.7 La selección de un estilo de informe hará que aparezca un pop-up en el quedeberán llenarse parámetros de informes como, por ejemplo, tiempos deinicio y detención.

1.6.9.8 Los informes estarán disponibles para los operadores en forma de datos detiempo real, históricos o calculados.

1.6.10 Impresión

1.6.10.1 Los informes, pantallas, resúmenes y cuadros se imprimirán en equipos deimpresión definidos bajo este encabezado.

1.6.10.2 El operador podrá elegir en qué impresora quiere hacer un trabajo deimpresión.

1.6.10.3 Las impresoras incluidas como parte de este sistema SCADA son:


1.6.10.4

1.6.10.5

1.6.10.6

1.6.10.7

1.6.10.8

8 1.6.10.9

. Una Impresora láser color A3 en el centro principal de operaciones.

. Impresoras láser b/n para cualquier otra impresora que parezcalógico incluir aquí.

El sistema proveerá un método fácil para imprimir pantallas del sistemaSCADA.


Esto incluirá pantallas completas o partes de pantallas de cualquier consolade operaciones.

Se podrá realizar impresiones tanto en color como en blanco y negro.

Se podrá seleccionar un informe desde una lista predefinida de selección deinformes.

El sistema tendrá un método para conseguir la generación automáticaperiódica o programada de informes.

El usuario podrá seleccionar una impresora de informes desde una listapresentada en una ventana tipo popup.

8

1.7 Seguridad

1.7.1 Estándares NERC/CIP

1.7.1.1 La seguridad de la información implica minimizar los riesgos. ENERSA tieneya establecida una serie abarcadora de políticas y procedimientos deseguridad para mitigar los riesgos y lIevarlos a niveles que la gerenciasuperior de ENERSA considere aceptable. Las secciones que siguen tienenque ver con las políticas y procedimientos que ENERSA necesita que apoyeel Proveedor. Los requerimientos de estas secciones son el nivel mínimo decumplimiento requerido en este tipo de operaciones.

1.7.1.2 El Proveedor se asegurará de que los especialistas de seguridad serelacionen con los profesionales de seguridad de ENERSA de modo que secumpla con las certificaciones aceptadas por la industria entre los miembrosdel equipo del proyecto SCADA. Estos estándares industriales incluyenNERC/CIP, aunque podrían incluir otros.

1.7.2 Control del Acceso

1.7.2.1 Los mecanismos de control de acceso consistirán en una combinación decontrol discrecional de acceso (DAC) y control de acceso basado en roles(RBAC).

1.7.2.2 A cada Role se le asignará la mínima prioridad necesaria para cumplir sufunción.


8

8


1.7.2.3 Los sistemas en los que opera el sistema SCADA serán capaces de conteprocedimientos de administración de claves (SSO), incluyendo:

. longitud mínima,

. requerimientos de complejidad,

. expiración de claves,

. niveles variables de recorte,

. rastreo de usos de claves, y

. auditoría de claves.

1.7.2.4 El control del acceso al nivel del sistema operativo será discrecional (DAC).

1.7.2.5 El acceso a todos los componentes del sistema operativo estará determinadosegún la base individual de cada usuario según los permisos asignados porel usuario.

1.7.2.6 En el caso de los componentes del sistema operativo, sólo los usuarios quepertenezcan al grupo de los "administradores de seguridad" tendrán lacapacidad para modificar los parámetros de nivel del sistema operativo, oagregar o eliminar registros de acceso de usuarios o ver archivos y/odirectorios en su estado nativo.

1.7.2.7 En lo que respecta a los Criterios Comunes (CC), y según los deseos deENERSA, el Sistema Operativo será capaz de hacer cumplir característicasde Control de Acceso Obligatorio (MAC, Mandatory Access Control) comolas que se requieren para la Protección de Acceso Controlado (CAP) segúnlos CC. Esto elevará el Nivel de Evaluación de Seguridad para el SistemaOperativo a EAL4.

1.7.2.8 El acceso al Sistema SCADAserá no discrecionaly basado en roles (RBAC).

1.7.2.9 Las áreas de responsabilidad (AOR) se corresponderán y compararán conlas Cuentas de Usuarios que tienen permisos asociados con el Grupo al quepertenezca el usuario.

1.7.2.10 Estos grupos se corresponderán con los roles asignados para la base deusuarios de ENERSA y la información de SCADA.

1.7.2.11 Los servidores claves de la red SCADA se podrán clasificar como"Dispositivos de Protección de Datos Importantes" o "Dispositivos deCreación de Firmas de Software," si corresponde aplicar esas medidas.

1.7.2.12 El acceso a los datos SCADA será lo suficientemente granular como paratener medidas de control de acceso al nivel de fila basadas en losmecanismos RBAC en el sistema operativo. Esto significa que solamentelas filas de datos definidas como correspondientes a la matriz de control de



acceso para un usuario dado volverán a las bases de datos históricasuna consulta dada.

1.7.2.13 Los niveles de privilegio propios del software SCADA dictarán qué objetospuede ver o controlar cada usuario.

1.7.2.14

1.7.2.15

8

1.7.2.16

1.7.2.17

1.7.2.18

8 1.7.2.19

1.7.2.20

1.7.2.21

1.7.2.22

El administrador especificará el nivel de privilegio de cada usuario enparticular.

El administrador podrá configurar cada nivel de privilegio. Deberá haber porlo menos cuatro niveles de privilegio para acompañar al sistema SCADAdesde el momento en que se haga la entrega:

. revisor - sólo ver,

. operador - puede ver y controlar áreas asignadas,

. supervisor - puede ver y controlar cualquier área.manualmente la conmutación del sistema,

. administrador - puede ver y controlar cualquier área, iniciarmanualmente la conmutación, acceder a editores de pantallas ybases de datos y asignar! cambiar privilegios.

La inactividad de la Estación de Interface del Usuario hará que el SistemaOperativo desconecte al usuario.

El administrador podrá configurar el período de tiempo límite (time out).

El Proveedor proveerá un sistema capaz de ofrecer SSO utilizando laAutenticación Kerberos para acceder a todas las aplicaciones relevantespara los servicios y las aplicaciones (de terceros o producidas por elProveedor) del bus de datos middleware. Las Áreas de Responsabilidad delUsuario y sus privilegios sólo requerirán una única configuración.

Los usuarios no tendrán que introducir un nombre de usuario y una clavepara cada una de las aplicaciones que corren dentro del sistema.

El Proveedor suministrará llave en máno autenticación reforzada a nivel delusuario.

Puede iniciar

Dados los tres mecanismos de autenticación disponibles (algo que sabe elusuario, algo que tiene el usuario y algo que el usuario es), la solución SSOserá capaz de ofrecer también autenticación de dos o tres factores.

El sistema soportará fichas de autenticación de hardware como el iKeyTM,teclados con ranuras de autenticación para SmartCard, y cualquiera de losmecanismos de autenticación biométricos que son cada vez másimportantes y comunes. ENERSA podrá usarlos en el futuro.


1.7.2.23


Cuando se especifican mecanismos de autenticación biométricos par~1iERS)-

autenticación neutra, el Proveedor propondrá soluciones que tengan encuenta el precio y frecuencia de error de crossover del dispositivo.

El Proveedor proveerá una solución VPN que cumpla con el estándarRADIUS (IEEE 802.1 x) para acceso remotoy requiera una solución de túnelIPSec acompañada de mecanismos de autenticación reforzada. Las fichasRSA SecurlD no son "Reforzadas" como mecanismo de autenticaciónremota.

1.7.2.24

1.7.2.25 Específicamente, el Proveedor implementará comunicaciones en modoIPSec AH (Cabecera Autenticada) para las comunicaciones entre sistema ysistema.

1.7.2.26 Para el acceso "remoto" sin cables, como por ejemplo el que se da entre elpersonal del camión de mantenimiento y la red de estación, mediante802.11 b, será obligatorio cumplir con el estándar RADIUS para asegurarque se realiza la autenticación basada en el hardware antes de autenticar elnivelaS de la red.

1.7.2.27 Para que un usuario individual acceda a cualquier sistema, la administración

de acceso de usuario será a través de un servidor de red en lugar de através de conexiones individuales VPN, usando por lo menos unaautenticación de dos factores para acceder a las interfases de páginas dered y a través de ellas a los datos de SCADA.

1.7.2.28 El sistema será capaz de asegurar todas las aplicaciones basadas en laRed con autenticación basada en el hardware en lugar de usar claves.

1.7.2.29 La solución de seguridad de acceso remoto al hardware no degradará elfuncionamiento de la red SCADA.

8

1.7.2.30 Como alternativa, el Proveedor se asegurará de que todas las terminales deacceso remoto a la red (o redes) corporativas de ENERSA cumplen con lasolución VPN de ENERSA con autenticación de tipo Smart-Card (oautenticación biométrica o por fichas RSA SecurlD) para el acceso a la redSCADA.

1.7.3 Definición del Perímetro de Seguridad

1.7.3.1 El modelo de seguridad de ENERSA incluye componentes indicados en elsiguiente diagrama:

8


8

8


1.7.3.2 Se considera que la Base de Computación Confiable es la red SCADA.Todos los sujetos y objetos que acceden a esta red tienen que hacerlo através de interfaces controladas. El perímetro de seguridad hará cumplir conuna separación entre los componentes a los que se tiene confianza y loscomponentes de quienes se sospecha. La forma de implementar estemodelo en el mundo real incluirá consideraciones de control de acceso,seguridad física, y sistemas de detección de intrusos para la seguridad de lared.

1.7.4 Seguridad de las Comunicaciones basada en Estándares

1.7.4.1 El Proveedor trabajará con ENERSA para asegurarse de que exista unainfraestructura correcta tipo Firewall para que la base de computaciónconfiable de SCADA siga siendo segura. Esto se realizará mediante el usode routers capaces de operación acelerada con listas de control de accesomanejadas por remoto (ACLs) y tablas de ruteo que usen protocolosestándar de ruteo como OSPF y HSRP. Un componente requerido de lainfraestructura de Firewall será una Zona Desmilitarizada (DMZ).

1.7.4.2 Todos los algoritmos de cifrado utilizados en cualquier autenticación, cifradode datos, firmas digitales y actividades de no rechazo serán no propietarioscon investigación documentada sobre su fortaleza, afirmaciones clarassobre su capacidad de exportación y discusiones sobre la aplicabilidad deesos aspectos al sistema de seguridad SCADA en el cual se implementan.

1.7.4.3 Para actividades de clave simétrica, el Proveedor usará AES en una longitudde clave de por lo menos 128 bits.

1.7.4.4 Para las actividades de clave aSimétrica, el Proveedor usará RSA con unalongitud de clave de por lo menos 1024 bits (preferiblemente 2048), o


8

8


ECDSA con una longitud de clave de por lo menos 160 bits (preferibleme192), cada una con la longitud de clave de por lo menos 2048 bits.

1.7.4.5 Para las funciones de cifrado de una sola dirección (como las que se usan enfirmas digitales), el Proveedor usará SHA-2 o superior.

1.7.4.6 Los algoritmos de intercambiode claves, como el Diffie-Hellman, usarán unaclave de sesión que no se deberá introducir más de una vez.

1.7.4.7 Todas las soluciones basadas en la Red, o en Intranet, emplearáncertificados firmados digitalmente por el cliente para acceder a losservidores de Red.

1.7.4.8Todas las transacciones con estos componentes de base en Red tendráncifrado TLS 1.2 o superior.

1.7.4.9El Proveedor del software soportará a cualquiera de los Proveedoresprincipales con Autoridad Certificada (CA) para que implementen losCertificados, usando una Infraestructura de Clave Pública (PKI) apropiada.

1.7.4.10Sea cual fuere la tecnología CA que use, el Proveedor se asegurará de queel Servidor CA/Web contenga un Módulo de Seguridad de Hardware (HSM)que cumple con el Nivel 3 FIPS 140-x, para proteger las Claves Privadasque residen en los Servidores CA y de Red en el sistema.

1.7.4.11 El Proveedor de sistema SCADA usará dispositivos tipo Smart-Card (comola iKeyTM)capaces de realizar las funciones criptográficas necesarias parafirmas digitales y el Cifrado de Clave Pública que se utiliza en lastransacciones electrónicas seguras.

1.7.4.12 El sistema tendrá dispositivos del tipo Smart-Card que pueden realizarfunciones de cifrado de 1024 bit RSA o 160-bit ECDSA en la tarjeta. Estosdispositivos proveen la base de cifrado portátil para que el dueño de latarjeta tenga la capacidad necesaria para autenticar con ** Autoridad deCertificado y generar firmas digitales. En todos los casos, los dispositivos deautenticación reforzada cumplirán con el Nivel 2 FIPS 140-x (o más altopara cumplir con los requerimientos Federales de los Estados Unidos paraMódulos de Cifrado).

1.7.4.13 Al mismo tiempo, el chip set en los dispositivos de autenticación reforzadatendrá certificado lEC E4 High (para asegurar que el chip use un generadorde números al azar, utilice tecnología para generar las claves y que eldiseño del chip tenga algún nivel de protección que asegure que no puedanextraerse las claves del sistema).

1.7.5 Recuperación en Caso de Desastres y Planes de Continuidad deNegocios

1.7.5.1 ENERSA tiene que cumplir un rol amplio y lógico en un Plan de Recuperaciónen caso de Desastres (DRP) y también en el Plan de Continuidad de


8

8


Negocios (BCP). Estos planes requieren mantenimiento y derivanlegitimidad de las políticas y procedimientos de Seguridad de ENERSA.Como se indicó precedentemente se planea la instalación de un sitio decontingencia del COD en la estación transformadora Gran Paraná, queposee un vínculo de fibra óptica que la conecta con la EstaciónTransformadora Paraná Este.

1.7.5.2 El proveedor deberá elaborar el plan de Recuperación en caso de Desastres(DRP) para la infraestructura instalada en ENERSA, el que deberásatisfacer las normativas regulatorias vigentes. Se deberá brindar lacapacitación específica en este plan al personal involucrado. El plan deberáser probado antes de la finalización del proyecto.

1.7.6 Seguridad en las Operaciones

1.7.6.1 El Proveedor deberá proveer un sistema capaz de hacer cumplir losprocedimientos y políticas de seguridad de operaciones de ENERSA. Estoincluye:

. Segregaciónde funciones,

. principio del menor privilegio,

. administración del cambio

. registro de accesos autorizados y no autorizados

1.8 Integración con la infraestructura tecnológica de la Empresa

1.8.1 Servicios de nombre de dominio (DNS)

1.8.1.1 La instalación SCADA será capaz de utilizar el servidor (o servidores) DNSde la empresa, con el objeto de permitir el acceso a través de nombre de losusuarios autorizados.

1.8.2 Protocolo Liviano de Acceso a Directorios (LDAP)

1.8.2.1 La instalación SCADA tendrá la habilidad de autenticar usuarios y también lade administrar estructuras de permiso para usuarios y objetos desde unaúnica locación, utilizando LDAP. LDAP proveerá los mecanismos necesariospara la definición, el borrado y la modificación centrales de las cuentas deusuario.

1.8.2.2 Como opción de ENERSA, la centralidad de la administración incluirá laposibilidad de administración central usando la infraestructura IT corporativade ENERSA mediante LDAP, Y esta administración central permitirá que losadministradores del sistema de ENERSA asignen permisos SCADA ausuarios corporativos de dominio cuando sea necesario, utilizando elprocedimiento de autorizaciones y validaciones que se desarrolleconjuntamente con las áreas operativas.


8

8


1.8.3 Políticas y Procedimientos Corporativos de Seguridad de ENERSA ~,.,! RS~

1.8.3.1 La instalación SCADA cumplirá con todos los procedimientos y políticascorporativos de seguridad de <NOMBRE DEL CLIENTE >.

1.8.3.2 Este cumplimiento incluye una atención cuidadosa a los modelos deENERSA para Integridad, Confidencialidad y Disponibilidad de datos,incluyendo provisiones para continuar con las operaciones durantesituaciones de crisis definidas en los Planes de Recuperación en caso deDesastre y Continuidad de Negocios de <NOMBRE DEL CLIENTE> (BCP& DRP).

1.9 Interface para Usuarios Casuales I Corporativos

1.10 Sistema de Soporte para la Toma de Decisiones (DSS, DecisionSupport System)

1.10.1.1 Se proveerá un Sistema de Soporte para la Toma de Decisiones (DSS,Decision Support System) para la interacción de los usuarios casuales /corporativos con los datos generados desde el sistema.

1.10.1.2 Una de las razones primarias para el DSS será aislar el sistema deproducción de tiempo real y los sistemas históricos de servidores del mediodel usuario corporativo. Además, el DSS proveerá un gateway entre elsistema de producción y el medio corporativo de ENERSA.

1.10.1.3 El sistema proveerá un medio que protegerá en el DSS los sistemashistóricos y de tiempo real del sistema de producción e inducirá al mismotiempo la utilización general de datos (siempre que se autorice el acceso).

1.10.1.4 El sistema proveerá un acceso del tipo ver solamente a todas las pantallasSCADA en un navegador de Web. Este servicio es para los usuarioscasuales de negocios que necesitan datos operacionales.

1.10.1.5 El sistema pondrá a disponibilidadde los usuarios los informes tabulares dela base de datos SCADA del DSS. Esto es para que los usuarios denegocios tengan acceso a datos históricos y de tiempo real.

1.10.1.6 El acceso del tipo ver solamente para las pantallas e informes tabularesextraerá los datos del DSS y no del sistema de producción principal.

1.10.1.7 Se alimentará el DSS con datos de tiempo real extraídos del servidor detiempo real Activo y aumentado con datos históricos del servidor HistóricoActivo del sistema de producción. Los procedimientos para la transferenciade los datos quedan dentro del alcance del presente proyecto.

1.10.1.8 Se podrá permitir que los informes pre configuradossean configurados paraejecutarse contra los servidores Históricos y de Tiempo Real, manipulen losdatos (dentro del informe) y creen informes electrónicos a los que puedan



acceder los usuarios corporativos vía DSS. En este caso, los usuari '" I! tt ~~

corporativos no accederán directamente a los servicios Históricos y detiempo real del sistema principal.

1.10.2 Usuarios Corporativos - Pantallas SCADAlDMS (Sistema de ControlDistribuido) dentro del Navegador Web

1.10.2.1 El sistema permitirá que el usuario acceda a los datos del DSS del sistemaSCADA y realice un número de funciones a través del navegador Web, víala Intranet corporativa.

1.10.2.2 El usuario podrá ver información de tiempo real a medida que el sistemaSCADA la recoja, pero no directamente a partir del sistema de producciónde SCADA.

8

1.10.2.3 Los usuarios no podrán emitir comandos de control ni modificar valores debases de datos.

1.10.2.4 Los usuarios de cualquier tipo de nivel de privilegio tendrán acceso del tipo

ver solamente a los datos del DSS del Sistema SCADA.

1.10.2.5 Aunque se podrá acceder a los paneles de control y las cajas de diálogo deedición de bases de datos vía el navegador, no se podrá hacerlos funcionara través del navegador Web y el usuario no podrá usarlos para emitircomandos de control ni editar registros de bases de datos.

Las siguientes funciones normales del sistema SCADA no estarándisponibles para usuarios corporativos / casuales cuando usan el navegadorWeb:

1.10.2.6

. puntos de etiquetado,

. reconocimientodealarmas,

8. emisión de comandosde control,

. cambios en los sistemas operacionales SCADA,

. cambios en los servidores operacionales SCADA,

. actividades de archivo, De-archive, Un-archive, y Re-archive.

1.10.2.9

Si se intenta cualquiera de esas funciones, el sistema informará al usuarioque no tiene suficiente autoridad para emitir el comando o generar elproceso en el navegador de red.

El sistema tendrá la habilidad de usar pantallas SCADA dentro de unnavegador Web de amplia distribución.

Se proveerán capacidades de navegación completa y de control vía estainterfase. Un Servidor de Aplicaciones Web proveerá todo el acceso y las

1.10.2.7

1.10.2.8


8

8


funciones básicas de bases de datos que requiere normalmente un HSCADA.

1.10.2.10El sistema permitirá que se abra el HMI SCADA dentro de un navegadorcuando se acceda a través de un navegador web.

1.10.2.11Una vez abierta, se presentará la pantallade registrode entrada y el usuariopodrá registrarse. Luego, aparecerán las pantallas de apertura HMISCADA. Desde ese punto en adelante, la navegación será igual a la que sedaría con el HMI SCADA estándar.

1.10.2.12Sihay retrasos incontrolables en la Internet, y posiblemente en el caso deque muchos clientes pidan datos a un único servidor al mismo tiempo,puede esperarse que el funcionamiento varíe y no sea igual al del sistemaprincipal HMI de producción. Es responsabilidad del contratista eldimensionamiento, instalación, puesta en funcionamiento y ajustes al/losservidores de aplicación de manera de brindar una experiencia de usosatisfactoria a los diferentes grupos de usuarios.

1.10.2.13El sistema proveerá las siguientesfunciones:

. Se usará HTTPS para todas las comunicaciones entre el usuario final

de PC y el Servidor de Aplicaciones Web.

. Además de actuar como un Servidor de Aplicación que provee lógicade negocios de nivel intermedio, el Servidor de Aplicaciones Webactuará como Servidor Web.

. La base de datos gráfica HMI SCADA residirálocalmente/simultáneamente en la misma máquina que el Servidor deAplicaciones Web.

. Los usuarios podrán usar cualquier medio para conectar al clientebasado en el navegador con el Servidor de Aplicaciones Web(excepto para conexiones inseguras de Internet) siempre que así lopermita la configuración de red de ENERSA. Estos medios incluyenuna conexión directa de Intranet (LAN), de la Internet pública (usandoVPN) y de las conexiones de discado PPP.

. El Servidor de Aplicaciones Web podrá servir a múltiples clientes,aproximadamente 100 conexiones simultáneas.

1.10.2.14 Para proteger el acceso del tipo ver solamente en un acceso aumentadode usuarios Web, se instalará un DSS para servir a esos individuos yrestringir el acceso a los servidores operacionales de tiempo real ehistóricos.

1.10.2.15Seproveerá un programa de configuración que instalará los componentes yarchivos del servidor HMI SCADA.


8

8


1.10.2.16Para proteger el acceso al sistema, y para que un usuario se regisdeberá existir primero una cuenta del usuario en el sistema de producción.

1.10.2.17EIsistema hará que el nivel de autorización y las pantallas iniciales seanconfigurables en función del perfil del usuario.

1.10.2.1SEIsistema de producción proveerá la seguridad necesaria. Los usuariosWeb sólo pueden registrarse con un nombre válido de usuario y clavesapropiadas. El Servidor de Aplicaciones Web proveerá seguridad adicional ypermitirá que solamente las conexiones que se hayan configurado dentrodel sistema de producción. tengan autorizaciones del tipo ver solamente.

1.10.2.19EI sistema proveerá un proceso para crear, guardar, modificar y borrargrupos de tendencias para los usuarios Web con privilegio operacional. Losusuarios Web con privilegio de tipo ver solamente podrán ver los grupos detendencias.

1.10.2.20EIsistema hará posible que se creen, se guarden y se restauren grupos detendenciasen la base de datos del DSS(DSS).

.

1.10.2.21Cualquier usuario Web podrá consultar el grupo de tendencia de otrousuarioWeb. .

1.10.2.22Se negarán privilegios de acceso a usuarios que traten de modificar o borrargrupos de tendencia creados por otro usuario.

1.10.2.23Para propósitos de borrado o modificación, los usuarios Web sólo podránacceder a sus propios grupos de tendencias.

1.10.3 Usuarios Corporativos - Informes SCADA dentro del Navegador Web

1.10.3.1 El sistema permitirá la visualización de los informes SCADA dentro de unnavegador Web.

1.10.3.2 El usuario podrá obtener acceso al sistema navegando primero a la páginade informes Web SCADA ubicada en un servidor Web.

1.10.3.3 El sistema proporcionará la capacidad de generar los informes, así como laposibilidad de crear nuevos informes a partir de los ya existentes o usandoplantillas predefinidas.

Para pedir un informe, el usuario deberá hacer clic sobre el informe deseadodentro del navegador.

Si el informe es un informe electrónico pre generado, el servidor Webdevolverá el archivo apropiado.

El usuario abrirá un navegador Web y navegará a la página de registro y seregistrará con el nombre y la clave del usuario. Si esa acción tiene éxito, elsistema redirigirá al usuario a la página del Menú Principal de Informes. Sifalla, el sistema notificará al usuario y se cerrará desconectando alnavegador.

1.10.3.4

1.10.3.5

1.10.3.6


1.10.3.7

ENERSAEnerg{a de Entre R{os S.A.

El Menú Principal de Página de Informes permitirá al usuario seleccionalguno de los tipos de informes.

El sistema permitirá programar la generación automática y periódica de losinformes.

1.10.3.8

8

1.10.3.9 la selección de informes a demanda proveerá al usuario de una lista deinformes que él podrá modificar a través de varios parámetros. Una vez queel usuario seleccione los parámetros y los someta al servidor, el informeresultante se presentará al usuario dentro de un portal. El usuario podráentonces ver, guardar, imprimir o modificar la disposición y diseño delinforme como desee en diferentes formatos (Excel, Pdf, Word, rtf, etc).

1.10.3.10Habrá tres interfases separadas de alto nivel para generar y recuperarinformes:

. interfase entre el navegador Web y el servidor web,

. interfase entre el servidor de datos de tiempo real del DSS y el motor

de informes Web, y

. bases de datos del motor de informes Web y DSS

Usuarios Corporativos - Acceso a Bases de Datos

El sistema replicará los datos de tiempo real e históricos del sistema en elDSS.

1.10.4

1.10.4.1

1.10.4.2 Para asegurarse de que los servidores históricos y de tiempo real delsistema no reciban ningún impacto por las cargas de los usuarios en la LANcorporativa, todos los pedidos de datos deberán satisfacerse desde la copiade la base de datos residente en el DSS.

1.10.4.3 los usuarios corporativos no podrán alterar datos históricos ni ningún tipode dato archivado en ninguno de los niveles configurables de permisos.

1.10.4.4 El acceso del usuario corporativo a los datos deberá protegerse mediantecontrol y clave a través de una lista limitada de usuarios posibles, lista queimpedirá que ningún usuario o programa no autorizado acceda a los datos através de llamadas a programas, Interfases Humano-Máquina o a través deLANs o WANs de SCADA.

8

1.10.4.5 El sistema apoyará el acceso a las bases de datos históricos a través deuna interfase para generación de consultas, destinadas a un usuario final ycomplementariamente una interfaz SQl para la realización de reportesespecíficos por personal de sistemas. Estas consultas deberán poderetiquetarse y publicarse para grupos específicos de usuarios. También sepodrá acceder a los programas y a tendencias históricas basadas en datoshistóricos o archivados.


8

8

1.10.4.6

1.10.5

1.10.5.1

1.10.5.2


La interfase SOL permitirá la selección de los datos según claves ER&~selección tanto simples como complejas y la recuperación de los datos enpantallas e informes.

Exportación Datos

El sistema permitirá exportar información de bases de datos a archivos dedisco nombrados y otros procesado res. Toda la información de bases dedatos se podrá exportar si se ha autorizado el acceso a ella.

También se podrán exportar datos en forma de archivos planos, o enformato Word, Excel o PDF.


8

8


2 BASE DE DATOS GEOGRÁFICA (GIS)

2.1 Descripción y Requerimientos Funcionales del Sistema deInformación Geográfico

El sistema que se especifica debe trabajar en mapa continuo tanto en edicióncomo en consulta, con tiempos de respuesta operativos. Los datos ingresadosdeben quedar georreferenciados de forma absoluta y deben estar integrados conlos sistemas corporativos.

ENERSA aprobará a propuesta del oferente la librería de símbolos y códigos deidentificación de los elementos dispuestos y normalizados para todo el Proyecto.

Se agrupan en las siguientes categorías:

. De características de ámbito general.

. Relativas al fondo cartográfico.

. Generales relativas a la red eléctrica.

. Relativos a la red de Alta Tensión.

. Relativas a la red de Media Tensión.

. Relativas a la red de Baja tensión.

. Relativas a la red de comunicaciones.

. Relativas a postación.

. Relativas a la red de alumbrado público.

2.1.1 Principales funcionalldades y características de ámbito general

2.1.1.1 Implementación de una Base de Datos Espacial para permitir búsquedasgeográficas; con capacidad para trabajar en modo multiusuario.

2.1.1.2 Posibilidad de consultar y/o editar desde cualquier puesto de trabajo lainformación residente en servidores.

2.1.1.3 Tiempo de respuesta adecuado, tanto para consulta como para edición, elque deberá ser informado por el oferente en la propuesta. Cantidad deusuarios simultáneos aproximadamente 350 la mayoría de ellos remotos.

2.1.1.4 Consultar y editar en mapa continuo.

2.1.1.5 Los datos gráficos de la red estructurados por zonas o áreas de gestióndiferenciadas.

2.1.1.6 Entrada de datos en el sistema de forma que queden georreferenciados.

2.1.1.7 Debe estar integradocon el resto de aplicacionescorporativas que gestionaninstalaciones y clientes.


8

8


2.1.1.8 Actualización y modificación on line de la información cartográficaalfanumérica de la Base de Datos que se visualiza en pantalla.

2.1.1.9 Debe permitir la carga directa de datos obtenidos sobre el terreno medianteaparatos GPS ya sea individualmente (manualmente) o a través deprocesos masivos (importación).

2.1.1.10 Debe permitir la carga masiva de datos provenientes de relevamientos dezonas.

Debe disponer de un entorno de representación de la red en cada una de

las fases: de Planificación, Proyectos, Construcción, Mantenimiento,Explotación, etc.

Debe posibilitar la instalación de algunas funcionalidades de la aplicación yla cartografía en una PC portátil trabajando de forma autónoma, permitiendodesde ella la actualización de la información de las instalaciones para suposterior importación/carga al sistema centralizado.

Impresiones a diferentes escalas, en diferentes formatos de papel y encualquier orientación deseada (apaisada, vertical, girada, etc.). Indicaciónautomática de la escala en los mapas impresos. Generación automática delrótulo.

2.1.1.14 Debe permitir la posibilidad de incluir en impresiones: textos, leyendas yatributos de la Base de Datos, a voluntad del usuario.

2.1.1.11

2.1.1.12

2.1.1.13

2.1.1.15 Debe permitir la posibilidad de efectuar impresiones rápidas en impresorasde inyección.

2.1.1.16 Permitir las consultas alfanuméricas (Fichas o relaciones) puntuales otemáticas a la Base de Datos desde el entorno gráfico, con posibilidad denavegar desde la selección gráfica a la alfanumérica y viceversa.

2.1.2 Principales funclonalidades relativas al fondo cartográfico

2.1.2.1 Debe permitir la importación de sistemas cartográficos, tantocomo raster.

2.1.2.2 Actualización de las cartografías propias o utilizando cartografías externas.Representación de las coordenadas GPS de las puntos, utilizando POSGAR07 y proyección Gauss Kruger Faja 5.

2.1.2.3 Posibilidad de concurrencia visual de diferentes escalas de cartografía en lamisma área y/o en diferentes áreas geográficas.

2.1.2.4 Situación por zona, localidad y otros por definir.

2.1.2.5 Obtención de las coordenadas de un punto en pantalla en forma permanente.

2.1.2.6 Activación selectiva de informacióncartográfica, individualizadapor ventanas.

vectoriales


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8


2.1.2.7 Posibilidad de crear cartografía propia para complementar las cartograflOficiales temporal y excepcionalmente.

2.1.2.8 Posibilidad de crear a diferentes capas, zonas "temáticas" (Áreas de polución,Bosques, etc..).

2.1.2.9 Capacidad para guardar carpetas o configuraciones propias y grupa les parala ubicación directa de parte del mapa o zona específica, capas a visualizar,etc.

2.1.2.10 Posibilidad de impresión en diferentes dispositivos, impresoras, trazado resplotters, en diferentes tamaños A3, A4 - AO.

2.1.3 Principales funciones generales relativas a la red eléctrica

2.1.3.1 Representación de componentes de la red eléctrica de acuerdo a la normaCIM 61970, permitiendo el tratamiento e intercambio de información demanera estandarizada.

2.1.3.2 Localización por código, nombre o cualquier otro atributo alfanumérico de lainstalación.

2.1.3.3 Posibilidad de trabajo con diferentes niveles de permisos en "Red AP(Alumbrado Público)", "Red AT', "Red MT', "Red BT", "RedComunicaciones", "Red Alumbrado público" con menús y funcionalidadesespecíficas.

2.1.3.4 Visualización de la red según niveles de tensión sin salir del entorno detrabajo.

2.1.3.5 Las instalaciones comunes a Red de AT, MT Y BT se introducirán una únicavez y serán visualizables desde todos los entornos correspondientes.

2.1.3.6 Activación de capas de información eléctrica, individualizada por ventanas.

2.1.3.7 Georreferenciación de la red digitalizada, mediante la utilización de trazas ycanalizaciones (necesario para la localización física de la red).

2.1.3.8 Indicación de tipo de conductores que correspondan a cada tramo de redrepresentada y canalización, indicando cuando haya varios conductores yvarias canalizaciones.

2.1.3.9 Posibilidad de modo de representación distinto de cables subterráneos ylíneas aéreas convencional y compacta, a nivel organizativo.

2.1.3.10 Información gráfica y alfanuméricasegmentada a nivel de tramos de líneasaéreas y subterráneas.

2.1.3.11 Visualización gráfica en función de una consulta de atributos de la base dedatos alfanumérica.


2.1.3.12

2.1.3.13

2.1.3.14

2.1.3.15

2.1.3.16

2.1.3.17

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82.1.3.19

2.1.3.20

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2.1.3.28

2.1.3.29

2.1.3.22


Disponibilidad de impresiones normalizadas o estándares eninformación representada.

Posibilidad de resaltar, individualizar e imprimir: Líneas por nivel de tensión,Circuitos de AT, MT, BT, otros.

Posibilitar la graficación e impresión de la red para la solicitud de permisos ylicencias, dibujando únicamente la información que se desee.

Presentación de la red en situación de conectividad normal y real.

Posibilidad de contabilizar "on line" determinados elementos de la red, avoluntad del usuario.

Presentación de los datos alfanuméricos y gráficos de las EETT y SETD,existentes en la base de datos.

Representación de la red en servicio y de las líneas fuera de servicio, conindicación de aprovechables u obsoletos.

Presentación en pantalla de un tramo de circuito seleccionado por elusuario.

Presentación en pantalla de la totalidad de un circuito (según conectividadnormal o real seleccionado por el usuario).

Conectividad de todos los tramos y empalmes que constituyen una líneacon información en pantalla e imprimible de: Extremos, Número de tramos,Longitud, Tipo de conductor y sus características, etc.

Resumen de las informaciones alfanuméricas de los tramos seleccionadosde un conductor con información en pantalla e imprimible de: Datosalfanuméricos de cada tramo, Tipoy Motivode cada empalme.

Localización automática de un circuito o tramo, a partir de atributos o listadoen pantalla, sobre la ventana que desee el usuario.

Funcionalidad para situar distancias a lo largo de un cable eléctrico (segúnindicador de distancias de un defecto de la red).

Zoom del área mínima para la visualización total de un tramo de cable olínea.

Representación de las acometidas identificadas según código de la Base deDatos.

Presentación de los datos de contratación de cada acometida según datosdel Sistema Comercial.

Conectividad eléctrica. Resaltado de los elementos de red eléctricamenteunidos.

Funcionalidades para la exportación de la maya eléctrica, sus componentesy atributos para ser utilizados por software específico de análisis de redes



eléctricas como CYMDIST. Exportación de la red en formado DXF y otestándares.

2.1.3.30 Localización automática de los elementos de la red, sobre la ventana quedesee el usuario.

2.1.3.31

2.1.3.32

2.1.3.33

82.1.3.34

8

Posibilidad de resumen "on line" de la conectividad eléctrica, indicando:Cantidad de Servicios, Cantidad de clientes activos, Suma de potenciascontratadas, Longitudes de redes, etc.

El sistema deberá permitir la incorporación de información proveniente deotros sistemas geográficos, de manera de integrar esta información con lade ENERSA.

El sistema permitirá la carga de información de pronósticos meteorológicosy de información climática actual.

El sistema deberá permitir la visualización de la información geográfico a uninstante de tiempo dado de manera que cuando se retrotraiga la situaciónde la red a una fecha previa, también sea acompañada con la informacióndel sistema GIS.


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8


APLICACIONES DMS3.1 Adquisición de Datos

3.1.1 Aspectos generalesEl DMS debe adquirir y procesar la información en tiempo real y en tiempo cuasireal sobre el estado actual, el rendimiento y la carga de los equipos del sistemade distribución. Información en tiempo real incluye datos analógicos y de estadoque son informados al DMS al menos una vez cada minuto. Las mediciones cuasien tiempo real incluirán mediciones y estado de equipos provenientes de fuentestales como un sistema de medición avanzada que se actualizan con menosfrecuencia, una vez cada minuto (por ejemplo, entre una vez cada cinco (5)minutos y una vez cada quince (15) minutos). Los puntos de entrada adquiridospor DMS deben incluir mediciones reales, así como los valores calculados(pseudo puntos) que se derivan de las cantidades medidas e insertadosmanualmente.

El DMS debe. ser capaz de adquirir entradas analógicas (señales que varíancontinuamente) y entradas de estado (señales que tienen un número limitado deestados válidos). Como mínimo, el siguiente tipo de puntos de entrada ana lógicadeberán implementarse:

. Mediciones de magnitud de voltaje

. Mediciones de magnitudes actuales

. Mediciones de potencia activa

. Mediciones de potencia reactiva

. Posiciones de tap del transformador

Los siguientes tipos de puntos de entrada de estado deben ser implementadas(como mínimo):

3

. Estados disyuntor, reconectadores y de conmutación

. Bancos de capacito res estados de conmutación

3.1.2 Fuentes de datosLos datos de DMS pueden ser adquiridos a partir de una variedad de fuentes dedatos, incluyendo (pero no limitados a):

3.1.2.1Adquisición desde SCADAEl DMS puede adquirir información acerca de equipos de subestaciones(transformadores, interruptores, reguladores de voltaje, etc.) a través de unaconexión directa a la RTU de la subestación, concentradores de datos, odispositivos equivalentes. Si la RTU (o concentrado res de datos) de lasubestación están conectados a un EMS, entonces el DMS podrá adquirir estosdatos indirectamente a través de una interfaz (por ejemplo, un enlace de ICCPcon características de seguridad adecuadas).


8

8


3.1.2.2 Medidores AMIParte de la información DMS puede ser adquirido de los medidores de laInfraestructura de Medición Avanzada (AMI) instalados en ubicacionesseleccionadas (como en cola de línea, etc.) y en algunas instalaciones de clientesparticulares. ENERSA actualmente posee el sistema PrimeRead con el que leeaproximadamente 850 medidores de grandes clientes, con una periodicidad diariacon fines comerciales. También posee medidores de calidad de Producto, tantofijos como móviles. Las lecturas deben soportar Validación de los datos y lecturade perfil de carga, registro de eventos y calidad de energía. ENERSA prevé en unfuturo próximo incorporar medidores para cálculo de balance de energía y controlde pérdidas.

3.1.2.3 AdquisiciónEl DMS debe utilizar una filosofía informe por excepción. Sólo los datosespecificados que han cambiado por una cantidad especificada deben sertransferidos en cualquier momento dado. El DMS también debe incluir unafunción de verificación de integridad que transferirá todo el conjunto de datos aintervalos especificados.

3.1.3 Procesamiento de las lecturasEl siguiente procesamiento se debe realizar cada vez que nuevos datos sonadquiridos por el DMS:

3.1.3.1 Comprobación de límite de alarmaEl DMS debe comparar cada entrada analógica de los límites normales defuncionamiento y los límites de emergencia que definen el rango de operaciónnormal y el rango de emergencia de la variable.

3.1.3.2 Comprobaciónde límite de razonabilidadEl DMS debe comparar cada valor de entrada analógica con límites superior einferior de razonabilidad definidos por el alcance de la señal de la variable. Losvalores de entrada fuera de este rango indican fallos de medición, y deben causaruna alarma de alta o baja razonabilidad.

3.1.3.3 Determinación de calidad de datosEl DMS debe etiquetar el valor o el estado de cada variable del sistema para quetodos los usuarios del valor sean conscientes de la calidad (buenas, malas,cuestionable, sustituido de forma manual, etc.) de la variable.

Como mínimo, el DMS debe realizar el siguiente proceso de todas las entradasde estado cada vez que se adquieren.

3.1.3.4 Determinaciónde estado normaValteradoEl DMS debe realizar la comprobación para determinar si cada punto de estadoestá en su estado normal o su estado es alterado.

3.1.3.5 Detección de alarma



El DMS debe realizar la comprobación de la alarma y la anunciación de entrde estado.

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3.1.3.6 Secuencia de Procesamiento de EventosEl DMS debe ser capaz de aceptar las etiquetas de tiempo de alta precisión (máso menos diez (10) milisegundos) asignado por el equipo de la subestación, decampo y controles asociados. Estas etiquetas de tiempo deben ser retenidos porel DMS junto con el estado del punto asociado. El DMS d~be utilizar estainformación para la producción de informes en tiempo-secuencia (secuencia deinformes de eventos).

3.1.3.7 Detecciónde cambios momentáneoLos cambios de estados del punto de lectura que se producen entre lasexploraciones no deben perderse. El DMS debe incluir una función de detecciónde cambio momentáneo (MCD) para detectar e indicar que dos o más cambios deestado se han producido en un punto determinado desde el último estadoinformado.

3.1.4 Salidas de control DMS

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3.1.4.1 Señales de controlEl DMS debe ser capaz de controlar equipos del sistema de alimentación situadoen subestaciones de distribución y ubicaciones en campo (de un total dealimentadores de distribución). El equipo de potencia controlado debe incluirinterruptores y reconectadores de los circuitos de la subestación, reconectadoresde campo, interruptores motorizados de la subestación (SDMO), cambio de lostaps de carga de los transformadores de la subestación (LTCS), cambio en bancode capacitores de subestaciones y de campo, reguladores de voltaje, y otratensión primaria y secundaria equipo. El DMS también debe ser capaz de iniciarla desconexión de carga de los clientes seleccionados a través de un sistema deAMI.

El DMS debe soportar los siguientes tipos de acciones de control:

3.1.4.2 Salidas digitalesEn los comandos de activación I desactivación de control que activan loscontactos de salida de control.

3.1.4.3 Salidas analógicasComandos de control que cambian la configuración de un controlador inteligenteasociado con el dispositivo que está siendo controlado.

3.1.4.4 Forma de operaciónTodas las acciones de control de supervisión deben seguir un procedimientoSeleccionar primero - Operar Después (SBO) que debe proteger contra laejecución accidental de las acciones de control no deseados. El procedimientoSBO debe verificar que el dispositivo correcto ha sido seleccionado a través de laretroalimentación de un indicador de hardware asociado al dispositivo


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8

EIIIERSAEnergfa de Entre Rfos S.A.

seleccionado. El menú de control presentadoal despachador se debe coloca ! Rs ~la pantalla de manera que el dispositivo seleccionado no está bloqueado de lavista. Después de confirmar que el dispositivo correcto ha sido seleccionado, eldespachador debe ser capaz de proceder con o cancelar la acción solicitada.

3.1.4.5 Etiquetado para seguridadEl DMS debe apoyar un sistema de etiquetado software que es compatible conlas normas de protección de la seguridad de la aplicación. Las etiquetas son lascondiciones que se deben aplicar a los valores de base de datos de DMS parallamar la atención de los usuarios a las condiciones de excepción para losdispositivos de campo y para inhibir las acciones de control de supervisión. Comotal, se deben tomar precauciones especiales para asegurar que ninguna acciónde control de supervisión se puede realizar utilizando un control de dispositivosinhibido. Además, se deben tomar precauciones especiales para asegurar que lasetiquetas no se pierden durante la conmutación por error failover o intercambio deroles switchover, incluso cuando se produzcan estos eventos de manerasimultánea con la aplicación de la etiqueta o el retiro de ella.

3.1.5 Interfaz gráfica de usuario (GUI)

3.1.5.1 Estaciones de trabajo Los usuarios deben interactuar con el DMS a través delas estaciones de trabajo basadas en PC instalados en los Centros deControl y oficinas técnicas propias y de contratistas (aproximadamente 40).

3.1.5.2 La interfaz de usuario DMS debe permitir al personal autorizado ver valoresmedidos y calculados en tiempo real, casi en tiempo real, y los valores dedatos históricos, para iniciar acciones de control (con los límites deseguridad adecuados y controles), y para interactuar con las aplicaciones deDMS. El DMS también debe incluir instalaciones para permitir, la capacidadde sólo lectura seguro para los usuarios autorizados ubicados fuera delcentro de control.

3.1.5.3 El DMS debe incluir áreas de responsabilidad (AORs) que debenproporcionar los medios para rutear las alarmas, acotar el control y lasupervisión, y restringir la entrada de datos a aquel personal que tiene laresponsabilidad y la autoridad correspondiente, en el área geográficadeterminada y en el nivel de tensión correspondiente. Debería ser posibleasignar la responsabilidad de porciones del sistema de distribución a lasconsolas individuales de grupos determinados de AOR y asignarlas adiferentes consolas en la sala de control.

3.1.5.4 Se deben proveer mecanismosconvenientespara permitir al usuario solicitarpantallas específicas y navegar entre las pantallas. Se debe minimizar lacantidad de datos a escribir y el número de clics de ratón necesarios parasolicitar cualquier pantalla específica.


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3.1.5.5 El DMS debe incluir una variedad de tipos de pantalla para soporta.! Rt\~requisitos de visualización de las aplicaciones de DMS. Como mínimo, laspantallas DMS deben incluir los elementos que se enumeran a continuación:

. Unifilar (esquemática) diagramas que muestran la configuración, el estadoy la carga de los alimentadores de distribución, subestaciones y otrasinstalaciones del sistema eléctrico.

. Unifilar de la Subestación (esquemática) diagramas que muestran la

configuración, el estado y la carga de subestación con los parámetrosinternos de configuración.

. Diagramas esquemáticos para equipos de distribución de campo (fuera de

la cerca de la subestación). Estas pantallas se deben generar de formaautomática por el DMS ante la demanda utilizando pantallas ubicadasgeográficamente con formato de información de campo obtenida de SIG.

. Pantallas estilo Mapa muestran representaciones adecuadamente a

escala y geográficamente correctos de las líneas de distribuciónsuperpuestos a los mapas de calles. Debería ser posible ver los datosdinámicos, tales como la posición abierto/cerrado de cada interruptor, elestado de energización de cada dispositivo, y la carga de todo el equipo.

. Interruptor mecanizado (esquemática) diagramas que muestran el estado

de los fusibles, la posición abierto/cerrado y la carga.

3.1.6 Procesamiento Inteligente de alarmas

3.1.6.1 El DMS debe incluir funciones de procesamiento inteligente de alarmas paraalertar a los usuarios del sistema de las condiciones anormales en elsistema eléctrico.

3.1.6.2 La función de procesamiento de alarma debe también informar a los usuariossobre fallas en los equipos de comunicación y otras condiciones anormalesque requieren atención.

3.1.6.3 El DMS debe incluir una variedad de prioridades de alarma distintas quedeben determinar la forma y la prioridad en la que es anunciada, reconociday registrada cada alarma.

3.1.6.4 El DMS debe realizar el procesamiento inteligente de las alarmas para ayudaral operador en la gestión de avalanchas de alarmas como las que puedenocurrir durante una emergencia o combinaciones de alarmas relacionadascon un evento único.

3.1.6.5 Como mínimo, el procesamiento de alarma inteligente debe incluir loselementos que se enumeran a continuación:

. Alarmas interdependientes para las cuales las alarmas de puntos

determinados podrían ser habilitadas o deshabilitadas en función delestado o valor de otro punto de dato relacionado.

. Prevención de las alarmas repetitivas para el mismo estado de alarma.


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. Combinación de mensajes de alarma relacionados. Por ejemplo, deb~ R$ ~

generarse un único mensaje de alarma alimentador ASC abierto, en lugarde múltiples mensajes que transmiten la misma información (interruptordisparado, pérdida de voltaje, pérdida de corriente).

. Dar prioridad a los mensajes de alarma y poner de relieve los mensajes

más urgentes.

3.1.6.6 La combinación de los estados de alarma de dos o más alarmas paraproducir un mensaje de alarma de prioridad más alta. Por ejemplo, el DMSdebe ser capaz de generar una única alarma mayor si existen dos o másalarmas menores específicas al mismo tiempo.

3.1.6.7 La supresión de alarmas basadas en condiciones relacionadas (es decir, lasupresión de la alarma basado en el valor o el estado de otra variable desistema). Por ejemplo, si el equipo asociado con una medida de tensiónestá desactivado y el valor de tensión es de aproximadamente 0,0 KV, elDMS debe considerar que esta medición es normal para esta situación y nodebería emitir alarma alguna. Si el mismo equipo se activa y el valor detensión es de aproximadamente 0,0 KV, el DMS debe producir una alarmapara indicar la posibilidad de un fallo de la medición.

3.1.6.8 La función de alarma inteligente debe incluir activación sensible al tiempo. ElDMS debe monitorear y disparar alarmas sólo cuando un límite de tiempose excede en dispositivos tales como transformadores de las subestaciones,cables y otros equipos sensibles al tiempo que se ha prolongado lamedición. La función de alarma sensible al tiempo debe realizar unseguimiento de la cantidad de tiempo en un intervalo en el que se hasuperado la carga de emergencia (por ejemplo, cuatro horas) y debe alertaral operador cuando se acerca a los límites de tiempo. Por ejemplo, si untransformador de la subestación ha superado la carga de emergencia, queposee un máximo de cuatro horas, durante un período especificado por elusuario (por ejemplo, 3,5 horas), se debe alertar al operador.

3.1.7 Sistema de Información Histórica

3.1.7.1 El DMS debe incluir un sistema de información histórica (HIS) para almacenary recuperar los valores del sistema tales como valores medidos ycalculados, mensajes de alarmas y eventos, informes de perturbación delsistema eléctrico, y otra información calculada o adquirida.

3.1.7.2 La información en tiempo real se almacena en el HIS en forma periódica aintervalos especificados por el usuario y también en casos excepcionales,cuando una variable cambia en una cantidad especificada por el usuariodesde la última vez que se guardó.



3.1.7.3 Esta informacióndebe almacenarsetodavez quese detectealgunode esteventos.

8

3.1.7.4 En el sistema histórico deberá almacenarse toda la información necesariapara poder contar con la configuración de la red eléctrica en un momentodado, así como las características de carga, operación y eventos quepudiesen darse en ese instante.

3.1.8 Funciones de aplicaciones de Distribución

3.1.8.1 El DMS incluirá un conjunto de aplicaciones avanzadas para la gestión de sufuncionamiento y optimizar el rendimiento del sistema de distribución. Lasaplicaciones avanzadas DMS deberán incluir funciones que operan entiempo real y cuasi en tiempo real para mejorar la visibilidad y controlar elrendimiento del sistema de distribución.

3.1.8.2 El DMS también incluirá el modo de estudio para todas las aplicaciones, loque permite a los usuarios simular el funcionamiento del sistema dedistribución para llevar a cabo estudios, planificación de interrupción, y otrasactividades similares.

3.1.9 Modelo del Sistema de Distribución

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3.1.9.1 El DMS debe incluir el modelo eléctrico y de conectividad de la red dedistribución eléctrica detallado y actualizado, que cumpla con losrequerimientos de las aplicaciones de DMS.

3.1.9.2 Debe haber un solo modelo DMS del sistema utilizado por todas lasaplicaciones avanzadas de DMS de cálculo en línea, como el flujo deenergía y análisis de cortocircuito.

3.1.9.3 El modelo de sistema de distribuciónde DMS debe representartoda la red dedistribución que incluye alimentadores de distribución y dispositivos desubestaciones de distribución desde el lado de alta tensión deltransformador de la subestación (incluyendo el interruptor automático dellado de alta) hasta el lado de baja tensión (secundaria) de lostransformadores de distribución.

3.1.9.4 El modelo de sistema de distribución de DMS debe ser un modelo de tresfases que representa completamente la naturaleza desequilibrada delsistema de distribución.

3.1.9.5 El modelo eléctrico debe incluir el circuito primario de distribución completo,incluyendo los principales tramos de línea del circuito, alimentadoresvecinos, y lazos subterráneos que están fuera el tronco principal delalimentador.

3.1.9.6 El modelo de sistema de distribución debe gestionar porciones trifásicas de laalimentación, así como segmentos de líneas monofásicas y bifásicas.



3.1.9.7 El modelo de distribución debe incluir las características físicas y s~características de carga del circuito, como se describe a continuación (como'" f RS~

mínimo).

3.1.9.8 Características físicas: El DMS facilitará el manejo adecuado de informaciónconfusa en el GIS. Identificaciones confusas se dan cuando:. Líneas de distribución están en los mismos postes / torres que cables de

transmisión (que no están modelados en la misma base de datos de SIG dedistribución) ;

8

. Dos líneas primarias de distribución están en el mismo poste (circuitos

paralelos).

3.1.9.9 Aunque la mayoría de los alimentadores son radiales por naturaleza (esdecir, hay uno y sólo un camino que va desde una sola fuente dealimentación a cualquier punto en el alimentador) el modelo de sistema dedistribución DMS y software de aplicación asociado deberán ser capaces demanejar configuraciones en bucle y de alimentador débilmente mallado,circuitos que funcionan en paralelo, así como redes secundarias.

3.1.9.10 El modelo eléctrico representaráa todo el sistema de distribución eléctrica,que incluye todos los elementos del sistema de distribución eléctrica, de lospuntos de suministro de transmisión (alta tensión de los transformadores dela subestación) aliado de baja t~nsión (carga) de los transformadores dedistribución. Teniendo en cuenta que la línea de demarcación entre latransmisión y la distribución puede variar según la utilidad que estéutilizando.

La fuente(s) de transmisión o subtransmisión en cada subestación dedistribución puede estar representado por un bus infinito con una fuentedinámica en magnitud y factor de potencia suministrado por la función deestimador de estado del EMS.

3.1.9.11

8 3.1.9.12 Se debe proporcionar la impedancia equivalente de la red externa como seve desde las barras de alta tensión de las subestaciones.

3.1.9.13 En el caso que el operador de DMS también sea responsable de lasupervisión y el control de una parte del sistema de transmisión ysubtransmisión, entonces la parte apropiada del sistema de transmisión ydistribución debería ser modelado. En caso contrario se deberá establecerun sistema de seguridad para que cada cual pueda incluir en su partecorrespondiente.

El sistema deberá modelar los generadores como cogeneradores (cogens),los generadores externos a la utility (NUGs), los productores independientesde energía (IPPs), y otras unidades similares. Los generadores deberán serasignados a alguno de los tipos: potencia activa constante / unidades de

3.1.9.14


3.1.9.15

3.1.9.16

3.1.9.17


tensión constante (unidades PV) o unidades potencia activafactor de potencia constante (unidades PO).

Los límites de potencia activa y reactiva del generador serán modelados porla curva de capacidad del generador.

Además de la reactancia síncrona, el modelo de generador incluirá tambiénlas reactancias sub-transitorias y transitorias necesarias para el análisis decortocircuito.

En la mayor medida posible, el modelo de red de distribución se crea ymantiene con poca o ninguna intervención manual. La fuente principal deinformaciónde campo (fuera de la cerca de la ET) para el modelo será elGIS.

3.1.9.18 Las fuentes de información para la parte de la subestación de distribucióndel modelo de sistema de distribución pueden incluir el EMS y otras fuentesno GIS.

3.1.9.19 Puede ser necesario el ingreso manual de datos para construir los modelosde subestaciones cuando la información no está disponible a través de unmecanismo' electrónico accesible.

8

3.1.9.20

3.1.9.21

3.1.9.22

8

3.1.9.23

3.1.9.24

El GIS deberá proporcionar alguna información física básica sobre cadacircuito, como la sección, la disposición, el tipo del conductor y la longituddel tramo. El DMS, a su vez, deberá calcular la resistencia y la reactancia(incluyendo todas las impedancias mutuas significativas) a partir de estosparámetros físicos básicos.

El GIS también proporcionará información sobre las características detamaño y físicas de los otros componentes de campo, tales como bancos decapacitores, reguladores de tensión y transformadores de distribución.

Los cables subterráneos se deben modelar para incluir la impedancia delcable como así también la admitancia de carga. El GIS también deberáindicar la posición del cable individual en los conductos y bocas de registro.

El DMS identificará todas las discrepancias, incluyendo datos faltantes,incorrectos o insuficientes, brindando la funcionalidad para poder corregir lainformación en el GIS. Este requisito se aplicará a los datos que deberíanestar disponibles en el GIS, pero no se han ingresado o se han cargadoincorrectamente. En la medida de lo posible, el DMS propondrá lacorrección.

El DMS apoyará cambios en el modelo incremental. Es decir, cuando seproduce un pequeño cambio permanente en el sistema de distribución, seráposible actualizar sólo las partes del modelo del sistema de distribuciónquese ven afectados por el cambio. No será necesario reconstruir todo elmodelo para cada cambio de equipos y configuración.



3.1.9.25 El DMS deberá ser capaz de realizar una versión incremental en funcióncada alimentador.

3.1.9.26 El DMS deberá proporcionar un mecanismo conveniente para laincorporación de cambios temporales en el modelo eléctrico.

3.1.9.27 Será posible cambiar la posición de abierto/cerrado de un interruptor decuyo estado no posee telemetría (pseudo punto).

3.1.9.28 Además, el DMS deberá brindar las funcionalidades para la incorporaciónde cortes y puentes temporales (incluyendo puentes entre las fasesindividuales).

3.1.9.29 El DMS permitirá que un operador cambie el modelo de red para mostrar unalimentador a ser cortado, con conexión a tierra, o unido (puenteado) a otroalimentador o fase. Cuando se complete la reparación, se podrá hacer unacopia de los cambios y devolver el modelo de red a su estado original.

3.1.9.30 Todos estos cambios se reflejan automáticamente en el modelo DMS. ElDMS deberá proporcionar información sobre todos estos cambiostemporales en el Sistema de Gestión de Interrupciones.

8

3.1.1 O

3.1.10.1

3.1.10.2

3.1.10.3

83.1.10.4

3.1.10.5

3.1.10.6

3.1.10.7

Modelos de carga, asignación de carga y estimación de carga

El DMS incluirá un mecanismopara estimar la carga de cada transformadorde distribuciónen un instantedeterminado.

Las funciones de asignación de carga y de estimación de carga deberánofrecer la mejor estimación de los niveles de carga KW y KVAR al programade Flujo de Potencia en Línea (OPLF).

Deberá ser posible utilizar las funciones de asignación de carga y deestimación de carga tanto en el modo de tiempo real, como en el modo deestudio.

La función de asignación de carga del DMS deberá permitir el uso de curvasde carga históricos (perfiles de carga) que representan las características delos tipos de carga atendidos por la distribuidora.

Los tipos de carga soportados por el DMS incluirán diferentes cargasconformes (es decir, las cargas con un perfil que coincide con datos de laencuesta de carga de la distribuidora) y las cargas no conformes (es decir,las cargas con un perfil único que es significativamente diferente de la cargaestándar de los perfiles de la distribuidora).

La carga conforme deberá incluir numerosos tipos de carga que van desdelas cargas básicas residenciales, comerciales e industriales.

Los perfiles de carga consistirán en un par ordenado de datos potenciaactiva y el factor de potencia (o energía reactiva) para cada intervalo (15


8


minutos). El intervalo de tiempo para la carga deberá ser configurable (poejemplo, 5 minutos, 15 o 30 minutos, y así sucesivamente).

3.1.10.8 El DMS interpolará entre puntos de la curva de carga para determinar losvalores de carga en los puntos intermedios entre puntos de las curvas. ElDMS incluirá un conjunto diferente de perfiles de carga para cada estacióndel año (invierno, primavera, verano y otoño) y para diferentes días (delunes a viernes, fines de semana, vacaciones).

3.1.10.9 El número de estaciones y los tipos de días deberá ser configurable parasatisfacer las necesidades específicas.

3.1.10.10El DMS será capaz de utilizar las mediciones de carga del transformador dedistribución en tiempo casi real medidos adquiridos a través de un sistemaAIM o un sistema de gestión de carga de transformadores (TLM) en lugar delos valores asignados.

3.1.10.11 El algoritmo de flujo de potencia deberá tratar cada valor de carga comodependientes de voltaje.

8

3.1.10.12Las potencias de carga activa y reactiva se determinarán en función de latensión en la barra donde se conecta la carga.

3.1.10.13Se deberá utilizar la representaciónpolinómica,que es una combinación depotencia constante, corriente constante, y la impedancia característica.

3.1.10.14La aplicación de estimación de carga deberá determinar la mejor estimaciónde carga de cada transformador de distribución (KW y KVAR) en base a lasmediciones en tiempo real disponibles, perfiles de carga y la topología de lared en tiempo real.

3.1.10.15La estimación de carga utilizará la precisión de las mediciones en tiemporeal para identificar resultados basados en errores de las mediciones. Por lotanto, la estimación de carga debe coincidir más si las medidas son másprecisas (mayor precisión) mientras que para mediciones que se consideranmenos precisas (con niveles de errores más grandes debido a una menorprecisión), al igual que la determinación de la carga en KW y KVAA.

3.1.10.16La estimación de carga desempeña un papel importante en lascomprobaciones de coherencia y validación de la medición ya queconsideran la totalidad de las medidas redundantes, cuando esténdisponibles, con el fin de identificar mediciones potencialmente incorrectas.

3.1.11 Alteraciones de la red en modo diseño

3.1 .11.1 El DMS incluirá un mecanismo conveniente para el manejo de alteracionesdebidas a proyectos (AP), que son modificaciones y adiciones a la red dedistribución eléctrica que han sido planificados y diseñados, pero aún no sehan puesto en servicio (energizado). Debería brindar las funcionalidades


3.1.11 .2


para incorporar temporalmente los cambios proyectados (AP) en el mode circuito de distribución para el análisis de modo estudio.

A la inversa, también deberá ser capaz de eliminar los AP que han sidoincorporados temporalmente en el modelo de circuito de distribución.

El DMS almacenará todos los cambios en el modelo eléctrico DMS(cambios incrementales del GIS que podrían incluir áreas planificadas),junto con la hora y la fecha en que fueron incorporados los cambios. Seráposible restaurar (volver atrás) el modelo eléctrico a un estado en queestaba en un determinado instante de tiempo en el pasado.

Cuando un AP es energizado, el equipo asociado con el proyecto debeincluirse en el modelo de distribución y mostrarse como un equipo existente,pero este equipo todavía se encuentra en estado como pendiente AP paraindicar que los cambios no se han recibido todavía desde el proceso deactualización incremental del GIS.

3.1.11.3

3.1.11.4

83.1.11.5 Cuando el AP se ha publicado en la capa de proyecto del GIS, y los

cambios son recibidos por el DMS, el sistema debe retirar las AP mostrandoesta situación resaltando en todas las pantallas que muestran el equipo encuestión.

3.1.12 Modelo de Datos de la Red Eléctrica

3.1.12.1 Contará con al menos las siguientes funciones:

. Analizador topológico

. Estimador de estado

. Flujo de cargas

8. Sistema de ayuda a la reposición de servicio

. Informes de estado de la red

. Análisis de faltas

. Control de tensiones

. Análisis de fiabilidad

. Monitorización térmica

. Análisis de maniobras bajo carga

. Configuraciónóptima de la red

. Análisis de pérdidasde energía

. Gestión de interrupciones

. Análisis de capacidad de los interruptores/fusibles



. Análisis de instalacionesremotas

8

3.1.12.2 Para pOder proporcionar las funciones descritas anteriormente, el sistemadeberá proporcionar un "Modelo de Datos" de la red Eléctrica.

3.1.13 Analizador de TopologíaEl analizador topológico deberá contar con la siguiente funcionalidad disponibletanto en el diagrama mímico como en la vista geográfica:

3.1.13.1 Localizar un cierto elementode la red (el transformador, la sección, etc.).

3.1.13.2 Determinary resaltarel camino de suministrode los elementos de la red.

3.1.13.3 Determinar y resaltar en diferentes colores los elementos de la red según suestado de energización (haciendo la distinción entre energizados y noenergizados).

3.1.13.4 Determinar elementos mallados dentro de la red, localizándolos yseñalándolos.

3.1.13.5 Determinar todos los elementos de la red aguas debajo de un elementoseleccionado.

Determinar los alimentadores adyacentes a uno seleccionado.

Determinar la "red local". Eso incluye la determinación de los primerosalimentadores adyacentes ("primer círculo de alimentadores"), segundosalimentadores adyacentes ("segundo círculo de alimentadoresll) etc. delalimentador que pertenece a un elemento de la red seleccionado.

Determinar y marcar todos los elementos alimentados por un alimentadorseleccionado.

3.1.13.9 Determinar y marcar todos los ramales que pertenecen a la mismasubestación.

3.1.13.6

3.1.13.7

3.1.13.8

8 3.1.13.10 Colorear los transformadores según el esquema de puesta a tierra de lainstalación.

3.1.13.11 Colorear los grafos según el desfase que posean los diferentes elementos.

3.1.13.12 Colorear el esquema en función de los diferentes niveles de tensiónexistentes en la red.

3.1.13.13Colorear los circuitos en función del transformador que los alimente.

3.1.13.14Localizar y señalar porciones de los alimentadores que se encuentranaislados de la red de distribución y que están siendo alimentados por otrasfuentes o generadores.

3.1.13.15 Los colores de los diferentes criterios deberán ser fáciles de cambiar acriterio del cliente.



3.1.13.16Deberáestar disponible una leyenda con el significadosiendo elegible por parte del usuario el desplegarla o no.

3.1.14.1

3.1.14 Estimador de Estado de la Red

3.1.14.2

83.1.14.3

3.1 .14.4

3.1.14.5

8 3.1.14.6

3.1.14.7

El estimador de estado permitirá determinar el estado de la red dedistribución/transmisión en un determinado momento. Para ello deberápoder utilizar tanto datos de tiempo real procedentes de SCADA como datoshistóricos y predefinidos. De esta forma, deberá estimar las cargas de todoslos nodos de la red, tensiones e intensidades.

Así mismo, tendrá la capacidad de identificar, descartar y reemplazarmedidas consideradas como malas, ya sea por fallos del equipamiento demedición o por cargas incorrectas o irreales. Para cada una de estasmedidas el usuario podrá determinar si dicha medida es objeto de chequeoo no.

El resultado de esta función será utilizado por el flujo de cargas para darcomo resultado todas las magnitudes eléctricas de la red.

Las entradas del estimador de estado se basarán en datos históricos ydatos en tiempo real. "En caso de ejecutarse bajo modo de simulación, losdatos reales se han de reemplazar con los correspondientes datos desde elcaso guardado o se han de predecir.

Los datos de entrada históricos han de consistir en:

. Perfil de carga diario según los diferentes tipos de carga y de periodoestacional, así como los diferentes tipos de días (entre semana,domingo, festivos).

. Cuantificadores de carga por centro de carga. Potencia nominal detransformadores, valores de pico de carga, energía suministrada, etc.

Los datos de entrada en tiempo real han de consistir en:

. Topología actual de la red, posición de las diferentes tomas deregulación de los transformadores y valores de las medidas.

. Las medidas se aportarán a través de SCADA directamente omanualmente por el usuario si no está disponible dicha medida por elSCADA.

La estimación de estado ha de tener en cuenta la posible baja fiabilidad dealgunos datos de entrada. El cliente podrá variar los límites que delimitan elgrado de fiabilidad de la medida, mediante valores absolutos y relativosentre el valor obtenido por la estimación y el valor obtenido de campo.Asimismo, el cliente podrá variar el peso porcentual de los datos históricosen la estimación de estado.


8

8

3.1.14.8

3.1.14.9


La estimación de estado debe permitir considerar, ya sea tan sólo las telmedidas, o bien las tele medidas y los datos introducidos manualmente.

La estimación de estado se ha de hacer en base a las intensidades de pico,o en base a la potencia nominal de los transformadores estando los criteriosde verificación basados en las medidas de intensidad o de tensión.

3.1.14.10En el modo en línea la función se ejecutará automáticamente después decualquier cambio de estado de un interruptor o medida, cuando seadquieran nuevos datos en el SCADA, o a petición del usuario. En modosimulación se ejecutará a petición del usuario, después de la carga de unestado previamente guardado, o después de un cambio manual demedidas.

3.1.14.11Esta función, así como el informe generado, deberán ser accesiblesdirectamente desde la ventana de la aplicación, mostrando en el modo desimulación el día y la hora considerada.

3.1.14.12En el informe generado deberá aparecer la calidad de las diferentesmedidas (no comprobada, dentro de los límites establecidos o fuera delímites), y para cada una de ellas se obtendrán los valores medidos yestimados, así como la desviación entre dichos valores en valor absoluto yporcentual.

3.1.15 Cálculo del Flujo de Cargas on-line

3.1.15.1 El flujo de cargas determinará todas las magnitudes de la red a partir delestado proporcionado por el estimador de estado representando unadescripción del balance de potencia activo y reactivo. Así, proporcionarádatos de tensiones en todos los nodos de la red, intensidades en todas lasramas, potencia activa y reactiva, pérdidas, caídas de tensiones, factor depotencia.

3.1.15.2 El flujo de cargas se ejecutará por excepción, o sea, ante cualquier cambioen la red (medidas, estados, etc) se recalculará de forma automática, deforma que permanentemente se represente el estado real de acuerdo a lasmodificaciones y actuaciones realizadas. Esto asegura que el usuariosiempre trabajará con un estado de red real y teniendo a su disposicióntodas las magnitudes eléctricas que necesite para realizar los análisis osimulaciones que estime convenientes.

3.1.15.3 El usuario deberá poder elegir qué magnitudes eléctricas se representan,teniendo para elegir al menos las siguientes:

. Tensión

. Intensidad

. Potencia activa


. Potencia reactiva

. Coseno de fi


. Pérdida de potencia activa

. Pérdida de potencia reactiva

. Caída de tensión

3.1.15.4 Todas las medidas se representarán cerca de los diferentes elementos de lared. Los resultados del flujo de carga deberán ser visibles a partir de unvalor de ampliación (zoom), definido por el usuario, desapareciendo avalores inferiores de zoom, de forma que la vista del esquema en todomomento sea clara y no se pierda detalle por presentación de excesivosdatos en bajas ampliaciones.

3.1.15.5 En modo de simulación se podrá definir un valor porcentual de cargareferido a:8

. La carga estimada a partir tan sólo de los datos históricos.

. Valores de intensidad de pico según el tipo de carga y la estación

anual.

. Potencia nominal de los transformadores de transmisión/distribución.

3.1.16 Sistema de ayuda a la reposición del servicio

Esta función se considerará fundamental dentro de los requisitos delsistema. Su objetivo será determinar todas las variantes de operacionessobre la red para reponer el servicio en una determinada zona noenergizada, debido a cualquier problema que pudiese existir en la misma.Para ello el sistema habrá de considerar la zona local adyacente a la zonaafectada.

Las distintas variantes que se aporten como resultado deberán estarvaloradas según distintos criterios y según un criterio que englobe a todoslos anteriores, donde la ponderación de cada uno de los criterios es variabley configurable por el usuario. Así, los criterios que se tendrán en cuentaserán al menos los siguientes: número de maniobras (velocidad derestauración), carga no restaurada, carga relativa de los alimentadores quelo alimentan, desviación de la tensión, fiabilidad (energía no suministrada) ycaída de tensión.

3.1.16.1

8 3.1.16.2

3.1.16.3 Los criterios de evaluación deberán presentarse tanto en forma gráficacomo en lista, representando los valores de cada uno de los criterios paracada variable de alimentación. Asimismo, se representará el criterio integral,mostrando el resultado total de las diferentes alternativas en forma debarras de forma que el usuario pueda escoger de forma fácil entre lasdistintas variantes.



Las variables a considerar han de ser todas aquellas que conlleve el~N!"

,,~

mínimo número de operaciones posibles (tan sólo una) sobre los equipos deconexión y al menos las tres mejores soluciones que conlleven más de unaoperación. Las operaciones en los equipos tienen que detallarse, indicandosi la acción es de apertura o cierre, el tipo de equipo sobre la que se actúa yla localización de esta. Los conductores relacionados con las distintasvariantes han de colorearse en la vista esquemática indicando claramentelos puntos de alimentación, así como las líneas que van a alimentar y lazona que se encuentra actualmente sin alimentación.

La función, además, deberá considerar el aumento de carga transitorio (payBack Effect) debido a la interrupción de servicio, y deberá permitir modificarel instante considerado en este periodo para el cálculo de la nueva cargademandada.

3.1.16.4

3.1 .16.5

83.1.16.6 Para el caso que la interrupción se dé por un fallo en una subestación, el

sistema deberá poder estudiar la posibilidad de realimentación sin tener encuenta el elemento en fallo.

I

3.1.16.7 De esta forma, se estudiará en primer caso la realimentación del embarradosegún un criterio que englobe tanto la carga relativa de los elementos que lorealimenten, como el coste de manipulación asociado a esta. Amboscriterios tendrán pesos ponderados modificables por el usuario. El criterioglobal deberá ser representado por barras para facilidad del usuario.

3.1.16.8 En segundo caso se habrá de estudiar la realimentación de las líneas apartir del embarrado. Para ello será necesario representar el margen entrela capacidad amperométrica máxima del embarrado y la suministrada poreste para las diferentes posibilidades, así como la intensidad y el margenque se aporta a través de los diferentes elementos de conexión para cadaalimentador perteneciente al embarrado des energizado. Las líneas quecontengan consumidores prioritarios habrán de diferenciarse del resto.

3.1.16.9 Deberá ser posible el análisi~ del orden de ejecución de maniobras sobrelos seccionadores tanto en tiempo real como en modo estudio. El modotiempo-real se utiliza para determinar el orden de apertura/cierre con finesde supervisión. La ejecución en modo estudio permitirá al operador del CODanalizar el impacto potencial de realizar determinada maniobra, incluyendoposibles puntos en los que se excedan los límites de corriente o tensión, demanera de poder determinar las posibles consecuencias, previamente a lamaniobra. Una vez determinada la maniobra óptima, debería poder cargarsea una solicitud de maniobra programada, de manera de facilitar su posteriorejecución.

8



3.1.17 Informes de Estado de la Red ~ N! tt ft ~

3.1.17.1 Mediante esta funcionalidad el sistema deberá ser capaz de detectarviolaciones de las condiciones normales de explotación de la red ydeterminar el rendimiento de la red en el estado considerado medianteíndices sintéticos globales.

3.1.17.2 Esta función deberá poder usarse utilizando tanto datos de tiempo real,como procedentes de casos salvados, para ello se basará sobre el flujo decarga del sistema y se actualizará a la par que este.

3.1.17.3 Esta función deberá generar un informe con al menos la siguienteinformación:

. Intensidades por cada elemento de la red, así como potencia activa yreactiva.

8. Pérdidas de potencia activa y reactiva.

. Consumo de potencia activa y reactiva.

. Longitudes de las diferentes líneas del sistema.

. Reserva de potencia crítica de los transformadores de alta a media

tensión.

. Reservacrítica de intensidaden las líneas.

. Desviación de la tensión en cada elemento de la red.

. Tensiones máximas y mínimas.

8

. Balance de carga en los transformadores.

. Lista de elementos de la red con violaciones en los límites de tensión.

. Lista de elementos de la red con violaciones en los límites deintensidad.

3.1.17.4 Asimismo, esta función deberá colorear gráficamente el esquema unifilarbasándose en diferentes criterios, siendo estos al menos:

. Carga relativa de los elementos de la red. Las líneas y las

subestaciones estarán coloreados según la carga relativa de estos(cociente entre la intensidad actual y nominal).

. Tensión. Las líneas deberán estar coloreadas de acuerdo a la tensiónen el final de estos, y las subestaciones de MT/BT de acuerdo a latensión mínima de sus barras de baja.

. Caída de tensión. La caída de tensión se definirá como una diferenciaporcentual entre la tensión actual del elemento y la tensión dealimentación del elemento.


8

8


3.1.18 Análisis de Interrupciones

3.1.18.1 Esta función debe ser la base para el cálculo del estado de la red cuando seproduzca una falta de energía.

3.1.18.2 La función deberá obtener los faso res de las tensiones en cada barra y en elpunto de fallo, los fasores de la intensidad para todas las líneas ytransformadores, así como la intensidad en el punto de la falta.

3.1.18.3 Se considerarán diferentes tipos de fallas tipificadas tales como fase atierra, fase a fase, fase-fase-tierra y fase-fase-fase, pudiéndose definir laimpedancia resistiva entre las distintas fases y tierra.

3.1.18.4 Deberá ser posible definir el periodo de cálculo de la interrupcióncontemplando el periodo sub-transitorio, transitorio y permanente, y lapotencia contemplada de la red pudiendo ser esta máxima o mínima.

3.1.18.5 La función además deberá obtener los valores máximos y mínimos de laintensidad de interrupción que se puede obtener en cada sección, así comoel tipo de falta tipificada que puede provocarlo.

3.1.18.6 El punto de falta analizado deberá ser claramente visible, estando el valorde la intensidad de interrupción obtenida en las inmediaciones de dichopunto.

3.1.18.7 El valor de la intensidad de falla se dará en valores por fase, o porcomponentes simétricas.

3.1.18.8 La función deberá diferenciar gráficamente la intensidad inyectada por la redde transmisión de la intensidad inyectada por un generador cercano, de talforma, que sea fácilmente reconocible el camino recorrido de cada una deellas.

3.1.18.9 Se podrá eliminar la intensidad inyectada por los generadores si esta seencuentra por debajo de un umbral definido por el usuario.

3.1.18.10Se podrá elegir tan sólo la parte afectadade la red, resaltándoladel resto deesta, permitiendo observar tan sólo las partes implicadas en la fallaquedando el resto de la red en un segundo plano.

3.1.19 Control de Tensiones

3.1.19.1

3.1.19.2

Se podrá ejecutar bien sea en tiempo real o en modo simulación.

Deberá mantener la magnitud de tensión de todos los nodos dentro de unlímite inferior y superior, minimizando de esta forma el daño a losconsumidores derivados de la alimentación a tensiones diferentes a lasnominales. Para ello, dicha función se basará en los diferentes equipos decontrol de tensión: tomas de regulación de transformadores bajo carga yreguladores de tensión, y tomas de regulación fuera de carga.


3.1.19.3


Deberá calcular las tensiones óptimas en los embarrados y las posicio N! ~ S t:

de las tomas de regulación de los transformadores de potencia para dichoestado.

3.1.19.4Deberá coordinar la posición de las tomas de regulación en las diferenteslocalizaciones, el número mínimo de acciones necesarias para conseguirque el perfil de tensiones se encuentre dentro de los límites pre-especificados y evitar el daño de los consumidores debido a lasdesviaciones de las tensiones en baja tensión respecto al valor nominal.

3.1.19.5 Deberá considerardos modosde actuacióndiferentes:

. Tensión óptima para minimizar la desviación de la tensión para todoslos nodos de la red mediante el uso de las tomas de regulación bajocarga. Este modo sólo podrá variar la toma de regulación en un solopaso.

8

3.1.19.6

8 3.1.19.7

3.1.19.8

. Tensión óptima mediante la variación de todos los reguladores detoma, bien en carga o fuera de carga. Este modo deberá estardirigido especialmente hacia la planificación, debido a la inviabilidadsobre la actuación de los reguladores bajo carga.

Podrá considerar dos modos diferentes de actuación para la mejora de latensión. En el modo de tensión óptima sólo se hará uso de las tomas deregulación bajo carga, pudiéndose variar estas en un sólo paso de toma.Bajo este modo de actuación la función deberá presentar las tensionesóptimas en los embarrados de media tensión, además de representargráficamente el cambio de tomas necesario para la optimización en cadauna de estas, mediante una flecha en sentido ascendente, si se ha de subir,o descendente. Si la toma ha de permanecer en el estado original no deberáaparecer ninguna flecha.

Deberá colorear gráficamente las zonas según la pertenencia a los distintostransformadores de distribución, quedando claramente diferenciada ladependencia de cada zona con el transformador que lo alimenta.

Este modo deberá presentar un informe con los siguientes datos:

. Calidad de la tensión. Mostrará la calidad de la tensión de todos losconsumidores de baja tensión alimentados a través del transformadorconsiderado, mostrando la desviación de la tensión en la posiciónactual y en el estado óptimo. Se representará para ello ambosvalores de forma gráfica en forma de barras.

. Cociente de tensiones. Se mostrará gráficamente el cociente de

tensiones (entre la tensión actual u óptima y la tensión nominal)frente al porcentaje de transformadores de potencia que lo cumplen.


3.1.19.9


. Cociente de intensidades. Se mostrará gráficamente el cociente enla intensidad actual y la nominal en los transformadores frente alporcentaje de estos en los que se cumple dicho cociente.

. Lista Ordenada. Se generará una lista de los transformadores deMT/BTy su participación en la desviación total de la tensión. Estalista estará ordenada de acuerdo a la aportación de lostransformadores respecto a la desviación actual o del estado óptimo.

En el modo de optimización mediante la actuación en todas las tomas deregulación, deberá aparecer además gráficamente el cambio de posición delas diferentes tomas de regulación para todos los transformadores deMTIBT mediante barras.

8

3.1.19.10Finalmente,para ambos modos se generará una lista detallada donde paracada transformador de la red aparecerá la posición actual y la óptima, latensión actual y la óptima, la intensidad actual en el transformador y laóptima. Mediante dicha información se deberá acceder fácilmente altransformador deseado, de forma que se pueda obtener gráficamente lalocalizaciónde este.

3.1.20 Cálculo de los índices de Fiabilidad

3.1.20.1 Esta función deberá proporcionar un estado de los índices de fiabilidad enlas redes de distribución.

3.1.20.2 La función debe tener en cuenta:

8

. La topología de la red y las características.

. índices de fallos de los elementos de la red. (Transformadores,embarrados, equipos, transformadores de medidas, etc.)

. Probabilidad de interrupciones permanentes o temporales.

. Nivel de automatización de los equipos. (Interruptores,seccionadores, etc.)

3.1.20.3

. Tiempo esperado necesario para la restauración de las partes de-energizadas de la red después de que ocurra la interrupción.

Los índices de fiabilidad deben de ser al menos:

. índice de Frecuencia media de interrupción - SAIFI.

3.1.20.4

. índice de Duración media de la interrupción - SAIDI.

. índice de energía no suministrada - ENSI.

Deberá colorear gráficamente los elementos de la red atendiendo a losdistintos índices de fiabilidad,ya sea el coloreado en ramas o en nodos.


8

8

3.1.20.5

3.1.21


Deberá presentar un informe con los consumos de energía consumida", eR5~

año, energía no suministrada, el índice de frecuencia de interrupción, asícomo la duración media de la interrupción para los elementos de la red, yasean elegidos por el usuario o en su totalidad. La función deberá generaruna lista ordenada según la categoría de los distintos elementos de la red(trafos AT, MT Y líneas) según los diferentes índices, indicando claramenteel valor para cada uno de ellos.

Monltorizaci6n Térmica

3.1.21.1 Esta función deberá usarse para monitoreary predecir el estado térmico delos elementos de la red.

3.1.21.2 Deberá proporcionar una estimación del estado térmico durante laoperación de la red, pudiendo ejecutarse bien en tiempo real o ensimulación.

3.1.21.3 Podrá colorear el esquema de la red en base a la diferencia entre latemperatura de operación de los diferentes elementos de la red y latemperatura máxima que soporta cada uno de ellos. Para ello la función sebasa en la carga que estos soportan, la temperatura máxima de aislamientoy la temperatura ambiente. El significado de los diferentes colores vendráreflejado en una leyenda desplegable o no a criterio del usuario.

3.1.21.4 La estimación térmica se realizarásiempre después de cada ejecución de laestimación de estado. Además de la estimación térmica actual de la red, lafunción deberá poder estimar la temperatura de la red en un horizonte de 30minutos o 60 minutos.

El valor de la temperatura de cada elemento se deberá mostrar adyacente alos diferentes elementos de la red, mostrando en cualquier momento latemperatura estimada de estos en grados centígrados.

Análisis de Maniobras Bajo Carga

Esta función se considera fundamental para el entrenamiento de losoperadores en la transferencia de carga de unos alimentadores a otros, sinpérdida de servicio.

El sistema deberá poder simular el proceso de transferencia de carga de unalimentador a otro cuando se cierra un interruptor normalmente abierto (queproducirá un bucle en la red) y se abre otro interruptor (normalmentecerrado) que volverá a dejar la red en forma radial. Durante este proceso sepueden producir sobre-intensidades.

Para servir de ayuda al estudio de las maniobras involucradas, el sistemamostrará por defecto la posición de las tomas de regulación de tratos quealimentan los circuitos involucrados junto con un control para cambiardichas tomas, y la intensidad, potencia activa y reactiva en la cabecera de

3.1.21.5

3.1.22

3.1.22.1

3.1.22.2

3.1.22.3


8

8


cada uno de los alimentadores involucrados. Asimismo, el usuario po /o{! R5~determinar qué otras magnitudes eléctricas son de su interés (tensión, caídade tensión, coseno de fi).

3.1.22.4 El sistema permitirá al usuario determinar de forma visual si existe unasobre-intensidad en algún tramo de los alimentadores objeto del estudiomediante el parpadeo de dicho tramo.

3.1.23 Maniobras programadas y gestión de la seguridad (SS & SM):

3.1.23.1En muchas circunstancias, particularmente para mantenimiento u obras esnecesario realizar maniobras programadas para aislar partes de la red ocolocarlas en estados específicos en el caso de trabajo con tensión, elsistema DMS deberá brindar las funcionalidades para simular talesmaniobras de manera de validarlas. Estas maniobras podrían estarafectadas o afectar a mediciones del sistema SCADA,combinando accionestele-controladas y otras manuales en sitio. Cuando se logra el estadoseguro pretendido el sistema permite la generación de una Licencia deTrabajo, para formalizar la situación, e informar a todos los involucrados(Operación, Mantenimiento, Redes, etc.) sobre tal configuración y lasrestricciones que ello podría implicar.

3.1.23.2Luego de la finalizacióndel trabajo o de su cancelación el sistema deberáindicar la secuencia de maniobras programadas para la restitución de laoperación normal.

3.1.23.3Es deseable que todos los elementos operados queden etiquetados (comoen el sistema SCADA)de manera de conocer su estado maniobrado y daradvertencia a cualquier operador de tal situación.

3.1.23.4Durante toda la secuencia de maniobras el sistema debe permanecertotalmente actualizado. Por lo que deberá calcular las corrientes y tensionesen todos los puntos vinculados a la maniobra. En el caso de requerirse eluso de conexiones temporales, el sistema deberá ser capaz de introducirlosen la red y como parte de la maniobra, indicando también su eliminaciónpara la maniobra de restitucióna la operación original.

3.1.24 Determinación de la Configuración óptima de la red

Esta función determinará la configuración óptima de la red de distribuciónatendiendo a diferentes criteriosespecificados por el usuario.

La función objetivo podrá ser seleccionada entre los siguientes criterios(estos son los mínimos pudiendo incluirse otros a solicitud de ENERSA):

. Económico (minimizando las pérdidas de energía)

. Seguridad (optimizando el balance de carga y la reserva crítica decarga en transformadores o alimentadores)

3.1.24.1

3.1.24.2


3.1.24.3

3.1.24.4

3.1.24.5

8

3.1.24.6

3.1.25

3.1.25.1

3.1.25.2

8 3.1.25.3


. Calidad de perfil de tensiones

Esta función deberá poder usarse tanto con los datos de tiempo real comocon datos de casos salvados en modo estudio. Esta función actuará sobrelos equipos de conexión del sistema para mejorar el estado de la red.

La función deberá permitir la elección de la parte de la red a optimizardistinguiendo entre la red de MT solamente y la red en su totalidad.

Los resultados que deberá aportar esta función son los siguientes:

. Configuración óptima de la red de distribución de acuerdo al criterioespecificado

. Lista de operaciones que aportan la transición más eficiente hacia elestado objetivo (indicando la identidad del equipo y el estado delinterruptor)

. Beneficios aportados por la configuración óptima (reducción depérdidas, mejora del balance de cargas, mejora de las intensidadesde reserva de los transformadores y líneas, así como la mejora de latensión crítica y la desviación cuadrática media)

Deberá indicar gráficamente los interruptores que han variado de estado enel sistema mediante un claro distintivo, facilitando de esta forma lavisualización de los cambios por parte del usuario.

Análisis de Pérdidas de Energía

Esta función deberá aportar una vista clara de las pérdidas de energía ypotencia en toda la red de distribución, pudiendo estar desequilibrada o no,y mallada o radial.

La función deberá localizar las partes de la red donde se producen lasmayores pérdidas de energía.

El periodo donde se estudiará las pérdidas debe ser elegido por el usuario,así como el elemento que se desea estudiar, a partir de estos parámetrosse deberá obtener un informe que contemple los siguientes campos:

. Potencia activa inyectada en la red en el período considerado.

. Potencia reactiva inyectada en la red en el período considerado

. Pérdidas de potencia activa, valor absoluto y porcentual.

. Pérdidas de potencia reactiva, valor absoluto y porcentual.

. Estimación de la posible mejora de la potencia activa, valor absolutoy porcentual.

. Estimación de la posible mejora de la potencia reactiva, valorabsoluto y porcentual.


8

8

3.1.25.4

3.1.25.5


Para poder realizar el análisis temporal, .el sistema deberá contar con N! R"

t-:

curvas de carga diarias para todos los tipos de cargas, medidas para cadadía característico en un periodo determinado.

El sistema contará al menos con cuatro tipos de días característicos(laborable, sábado, domingo, festivo).

Los resultados estarán basados en las funciones de estimación de estado yflujo de cargas.

3.1.25.6

3.1.26 Simulador para entrenamiento de los operadores

3.1.26.1 El DMS incluirá un simulador de entrenamiento de operadores dedistribución (DTS) que proporcionará un entorno realista para formaciónpráctica del operador bajo condiciones de operación normales, deemergencia, y de restauración.

3.1.26.2 La formación debe basarse en la comunicación interactivaentre el instructory el aprendiz. El simulador de entrenamiento DMS incluirá una réplicacompleta de la interfaz de usuario de DMS en tiempo real más el modelo defuncionamiento que deberá simular la telemetría analógica y los cambios deestado en tiempo real (los modelos de los elementos de la red deben sersimilares a los ya descriptos).

El simulador de entrenamiento DMS servirá para dos propósitos principales:

3.1.26.3 Permitir que personal de la empresa se familiaricen con el sistema de DMSy su interfaz de usuario sin afectar las operaciones reales de subestacionesy alimentadores; y

3.1.26.4 Permitir que el personal de la empresa pueda familiarizarse con elcomportamiento dinámico del sistema de distribución eléctrica en respuestaa las acciones manuales y automáticas de los sistemas de control yprotección en condiciones normales y de emergencia.

3.1.26.5 El DTS será mucho más que un centro de reproducciónde datos simple. ElDTS deberá predecir (calcular) el comportamiento del sistema de potenciabajo circunstancias normales de carga y durante perturbaciones simuladas.Por ejemplo, cuando un interruptor se abre por el instructor, la corriente através del interruptor se irá automáticamente a cero. El evento se reflejaadecuadamente en la pantalla del alumno como interruptor abierto y colorealos componentes cuyo estado haya pasado a no-energizado. En otraspalabras, el modelo de sistema de distribución en la consola del alumnodeberá responder a todos los cambios dinámicos causados por el instructor.Los DTS deberán emular plenamente todas las capacidades de vigilancia ycontrol del sistema en tiempo real, tales como alarma, etiquetado yfuncionalidades AOR.


8

8

3.1.26.6


Para soportar esta funcionalidad sofisticada, el simulador de entrenamieDMS incluirá el modelado dinámico del sistema de distribución que deberásimular el comportamiento esperado del sistema de distribución eléctrica enrespuesta a las perturbaciones introducidas por un supervisor deentrenamiento.

3.1.26.7 El simulador de entrenamientoDMS debe incluir ya sea el mismo modelo entiempo real del sistema de distribución, tal como se ve en el centro decontrolo casos guardados seleccionados que representan el sistema dedistribución en una fecha y hora específicas.

3.1.26.8 El simulador de entrenamiento deberá incluir modelos de carga dinámica(perfiles) en conjunto con el pronóstico de carga total de alimentación quese utilizará para determinar los valores de corriente y tensión a lo largo delalimentador en condiciones normales. Esta información se muestra en lasconsolas de operador simulador como si los valores simulados fueron lasmediciones reales en campo.

3.1.26.9 El simulador de entrenamiento deberá permitir al usuario (instructor) cargarequipos y fallas en el sistema y el simulador calculará y presentará elresultado esperado para el aprendiz.

3.1.26.10El instructor podrá insertar fallos de una fase y multifase simulados encualquier lugar a lo largo del alimentador usando la consola supervisor delsimulador, y el simulador deberá (a su vez) calcular y mostrar la magnitudde la corriente de falla esperada y el funcionamiento resultante deldispositivo de protección.

3.1.26.11También será posible introducireventos en el DTS para simular fallas en losequipos, averías u otras anomalías. Tras la presentación del evento, el DTSdeberá simular automáticamente el funcionamiento del equipo de controlautomático real, tales como relés de protección y reconectadores instaladosen subestaciones de distribución y en campo (fuera de la cerca de lasubestación).


8

8


4 INFORMES REQUERIDOS POR EL REGULADOR

ENERSA debe realizar periódicamente mediciones que den cuenta de la calidaddel servicio y producto brindado a sus clientes; a la vez de elaborar informesregulatorios. En este sentido el Ente Provincial Regulador de Energía ha incluídouna procedimientos para la gestión de estos indicadores tanto en el Contrato deConcesión (Anexo E) y en la Resolución 029/14 (Anexo F). La oferta deberáincluir las funcionalidades para soportar estas características. A continuación seincluye un compendio de alguno de las funciones que se entiende debe soportarla solución que se proponga; puntualizándose que la solución deberá soportar latotalidad de los puntos que incluyen ambas normas a cabalidad:

4.1 Calidad de Producto Técnico

La Calidad de Producto Técnico queda caracterizada por el nivel de tensión endistintos puntos de la red servida por la Distribuidora y las perturbaciones(variaciones rápidas y caídas lentas de tensión, y armónicas).

Para el cálculo de los indicadores se deberá utilizar el procedimiento que dedetalla en el Anexo 1 de la Resolución N°29/2014 del EPRE que se adjunta comoAnexo D a la presente, algunos aspectos instrumentales se describen acontinuación, si bien por el carácter de las reglamentaciones deberá cumplir latotalidad de lo requerido a cabalidad.

4.1.1.1 Multas por perturbaciones: En el caso de detectarse perturbacionesperturbaciones, entendiéndose como tales a las variaciones rápidas ycaídas lentas de tensión y a las armónicas, se establece como guía deprocedimiento para la determinación los valores umbrales indicados en laRes. N° 029/14 EPRE. En el caso de demostrarse que el evento haya sidoprovocado por un usuario la distribuidora podrá multarlo. Actualmente no seencuentra implementado este procedimiento.

4.1.1.2 Registración de lecturas: Para todas las mediciones, tanto permanentescomo móviles, se registrará en forma conjunta y simultánea en períodos dequince minutos la medición de tensión, corriente y de la correspondienteenergía. Si la duración de la mala calidad de tensión supera el 3% del totaldel período de medición, valor establecido como límite para condiciones demala calidad de producto, la Distribuidora será pasible de sanción.

4.1.1.3 Clientes afectados: Serán considerados como clientes afectados por malacalidad de tensión los abastecidos por instalaciones donde se hayarealizado la medición y detectado valores fuera de rango.



De la información obtenida y procesadala Distribuidorasiguiente:

. Registro simultáneo y coincidente

Fechalhora/tensión/corriente/Energía (Potencia).. Curva de perfil de tensión.. Curva de carga registrada.. Cantidad de veces y tiempo que se registraron valores de tensión

fuera de los rangos admitidos, agrupados por bandas.. Porcentual total de registros fuera del rango admitido.. Porcentual de registros fuera de rango agrupados por banda.. Energía total suministrada.. Energía suministrada en condiciones de mala calidad de tensión.

de:

84.1.2 Mediciones permanentes

Las mediciones permanentes se realizarán en barras de estaciones transforma-doras tanto de AT como en MT; en barras de estaciones transformadoras de sub-transmisión MT/MT y en puntos de venta de energía a distribuidorescooperativos.

Puntos de medición

4.1.2.1 Estaciones Transformadoras (EE.TT.) de 132 kV. Estas mediciones sedeberán tomar desde el sistema SCADA y almacenarlas en la base dedatos. Actualmente se utilizan rutinas para la validación, corrección yprocesamiento de las mediciones.

84.1.2.2 Subestaciones Transformadoras de Subtransmisión (S.E.T.) MT/MT. En el

caso de tratarse de estaciones que están siendo monitoreadas por SCADAse deberán tomar las lecturas de este sistema, en caso contrario dichainformación provendrá de equipos registradores de distintas marcas ymodelos, con comunicación vía telefónica (módem), GPRS, oeventualmente radio. En casos en que no esté disponible ningún método decomunicación, los archivos deberán ser ingresados manualmente, ya sea enformato txt u otro a determinar.

4.1.2.3 En puntos de alimentación a distribuidorescooperativos. Para la adquisiciónde las lecturas, se deberá poder utilizar los métodos indicados en el puntoanterior.

4.1.2.4 Implementar el método de procesamiento de las lecturas, con cargasmensuales de las mediciones. Reportes intermedios, informes de demanda.Capacidad de generación de remediciones, para el caso de puntos que así



lo exija el procedimiento. Cálculo de penalizaciones yinformes para el Regulador.

4.1.3 Muestreos móvilesEn lo referente a los muestreos móviles mensualmente se efectuarán como mí-nimo en el 3% de los centros de transformación MT/BT y en los puntos de la redseleccionados por el EPRE en una cantidad mínima establecida en el AnexoNormas de Calidad de Servicio Público y Sanciones del respectivo Contrato deConcesión; todo esto en un período no inferior a 7 (siete) días corridos.

Puntos de Medición

4.1.3.1 Centros de transformación MT/BT: Generación de la campaña de lecturaspara el trimestre. Elaboración del reporte de puntos a leer para el regulador,consignando la totalidad de los datos exigidos.

84.1.3.2 Puntos de la red seleccionados por el EPRE: Generación del informe de

centros de transformación MT/BT con los ítems de datos para la selecciónde los centros a monitorear. Posibilidad de mediciones en cualquier puntode la red de BT. Soporte a todo el proceso para la gestión de los equiposde medición y mediciones generadas. Carga de las mediciones en elsistema de acuerdo al plan definido. Medición de flicker y armónicas.

4.1.3.3 Consideraciones para las mediciones móviles: Gestión de las mediciones ycálculo de penalizaciones. Generación de informe al Ente Regulador.

4.1.3.4 Incumplimientos en mediciones móviles: Generación de los informes deacuerdo a los parámetros establecidos por el regulador.

8 4.1.4 APLlCACION DE SANCIONES POR CALIDAD DE PRODUCTO TECNICO

4.1.4.1 Generación del reporte de vinculación del cliente con los puestos detransformación MT/BT, relación NIS-TRAFO. Caracterización de dichospuestos como Urbanos o Rurales. Vinculación eléctrica entre los puestos detransformación (MT/BT) con los centros de distribución (MT/MT) y lasestaciones transformadoras (AT/MT). Generación de los reportescorrespondientes. Determinación de las penalizaciones. Generación de losreportes correspondientes para uso interno y para el regulador. Generaciónde campañas de remedición.

EQUIPAMIENTO:4.1.5

4.1.5.1 El equipamiento para la realización de lecturas debe ser indicado como unequipo en la red. Siendo susceptible a todas las rutinas de mantenimiento e



inventario, tal como lo determinan los procedimientos específicos utilizanel módulo EAM.

4.1.6 INTERCAMBIO DE INFORMACION

4.1.6.1 Medios de intercambio: Generación de los archivos de intercambio deinformación con el EPRE. Revisión del mejor método para el intercambio,utilización de web services.

4.1.6.2 Identificaciónde las lecturas: Las lecturasdeberán identificarsede acuerdo alrótulo establecido.

84.2 CALIDAD DE SERVICIO TECNICO

El ENTE PROVINCIAL REGULADOR DE LA ENERGIA DE ENTRE RIOS(E.P.R.E.) es el organismo encargado de controlar la prestación del servicioeléctrico y los niveles de calidad establecidos en los respectivos Contratos deConcesión.

El control de la Calidad del Servicio Técnico se caracteriza por la determinaciónde indicadores globales que tienen en cuenta la frecuencia de los cortes y suduración.

8

La determinación de los indicadores ó índices se realizará en base a los registrosde las interrupciones producidas en las redes, con origen en las mismas, queafecten a los usuarios.

No participan en éstos aquellas interrupciones que tengan origen en condicionesde caso fortuito ó de fuerza mayor quedando sólo registrados en la información.

Respecto de las interrupciones por causas externas a la red de la Distribuidora,se procederá a su registro.

La recopilación de la información, la elaboración de los indicadores y ladeterminación de las penalizaciones estarán a cargo de la Distribuidora.

4.2.1.1 Tareas por mantenimiento: La cantidad de horas fuera de servicio será unatributo dinámico para cada una de los circuitos o zonas de control, serágenerado por el sistema en base la información eléctrica de la red. Elsistema deberá desagregar este tiempo en cada una de las posiblescausas. Generación de la comunicación a los clientes en caso de cortes pormantenimiento, comunicación al EPRE.

4.2.1.2 Caso fortuito o de fuerza mayor: Calificación de los eventos de corte, para sucaracterización.



4.2.2 RECOPILACION Y TRATAMIENTODE DATOS E INTERRUPCIONES

4.2.2.1 Libro de Guardia: Implementación de la funcionalidad correspondiente

4.2.2.2 Sistema informático de Calidad de Servicio Técnico: La aplicación deberácontar con las siguientes funcionalidades:

Archivos actualizados de instalaciones de AT y MT (configuración habitualde distribuidores, alimentadores, seccionamientos).

Archivos actualizados de transformadores instalados de MT/BT.

8

Archivos actualizados de clientes en MT.

Archivos actualizados de zonas servidas por cada transformadordebidamente identificado (potencia instalada, demanda, si es urbano órural).

4.2.3

Archivos de interrupciones.

Para la determinación de los Indicadores de Calidad de Servicio Técnico yel registro de la información de contingencias en los sistemas eléctricos delas Distribuidoras, el sistema deberá brindar reportes/informes de accesoremoto para la comunicación eficiente de los diferentes eventos.

INFORMACION A REMITIR POR PARTE DE LA DISTRIBUIDORA ALEPRE

8

4.2.3.1 Canal Diario: Generación de una soluci(>ninformática con las siguientesfuncionalidades:Consistirá en el registro sistemático diario de los eventos, con datos detodas las interrupciones y/o perturbaciones de la red en AT y en MTregistradas el día anterior conteniendo como mínimo la siguienteinformación:

Zona operativa, circuito ó distrito y su número.

Fecha, hora de inicio y duración.

Número del alimentador ó distribuidor afectado, zona afectada, localidad óbarrio.

Número estimado de clientes afectados y potencia interrumpida (kVA)

Origen, causa y descripción breve de la interrupción ó perturbación.

4.2.3.2 Canal Trimestral: Dentro de los quince (15) días de finalizado el trimestrecontrolado, la Distribuidora presentará al EPRE un informe consolidado de



los valores de los indicadores resultantes del procesamiento deinformación registrada y las sanciones correspondientes.

4.2.3.3 Canal Excepcional: Cuando el sistema eléctrico se encuentre en emergenciala Distribuidora enviará información del suceso al EPRE.

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4.2.4 APLlCACION DE SANCIONES POR CALIDAD DE SERVICIO TECNICOCorresponderá la aplicación de sanciones y multas a las Distribuidoras en loscasos en que los indicadores superen los límites fijados para la etapa en curso,en el Contrato de Concesión.

La Distribuidora deberá proporcionar en soporte magnético un registroinformatizado de cada zona o área, definida por su red y sus componentes desdela barra de MT de la estación transformadora AT/MT, alimentadores, centros dedistribución, distribuidores, SET MT/MT, puestos de transformación MT/BT eidentificación de los usuarios que la componen.

Para el cálculo de las sanciones por fallas internas a la red se elegirá el FMI y elTII (por transformador o kVA instalado), que superando los límites establecidosarrojen mayores montos de penalización.

5 GESTiÓN DE FALLAS (OUTAGES) OMS

5.1.1 Tratamiento del incidente

Gestión de la incidencia Realizará la gestión de incidencias, desde larecepción de un aviso de una posible incidencia hasta su resolución y cierre.Incluirá el tratamiento de interrupciones programadas, cuadrillas, control yseguimiento de los índices de calidad de suministro y comportamiento delas instalaciones, y las funciones necesarias para el tratamiento de losreclamos de los clientes: localización del cliente, interfase con el sistemacomercial para detectar casos de impago, órdenes de trabajo, interfase conel sistema de registración de incidentes para detectar las comunicacionesprevias del cliente, etc.

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5.1.1.1Generación automática Realizar la generación automática de ocurrencias apartir de las comunicaciones de los clientes, identificando el punto deProbable Defecto en la red eléctrica

5.1.1.2 Representación Permitir la representación pictográfica (a través de íconos ycolores) de la situación de atención de una ocurrencia. Permitir realizar un



filtrado de la lista de ocurrencias pendientes por área geográfica o locafacilitando al operador la visualización de cada ocurrencia.

5.1.1.3 Priorización Permitir el cálculo automático de prioridades de atención de lasocurrencias considerando: Número de clientes afectados; Alcance de lafalla; Consumo afectado; Sumatoria de la prioridad de atención de clientesespeciales afectados; Representación gráfica.

5.1.1.4 Visualización de incidentes Permitir ordenar la lista de ocurrenciaspendientes, inclusive por más de un criterio al mismo tiempo, por: Prioridad;Alimentador; Tiempo transcurrido de atención; Área geográfica; Tipo dedefecto; etc.;

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5.1.1.5 Vinculación con sistema GIS y Comercial Base de Datos de Clientes única: Elfuturo sistema de atención de reclamos de clientes debe emplear la mismabase de datos de clientes que el sistema de gestión comercial, evitandoduplicidad de datos, y facilitando la identificación del suministro afectado porla incidencia. La importancia de esta información estriba en la necesidad deidentificar la instalación que se encuentra afectada por una incidencia apartir del reclamo de un cliente.

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5.1.1.6 Catastro de calles único: El futuro sistema debe emplear la misma base dedatos que corresponde al catastro posicional que se tiene para los clientes,y que se utilizará para la localización de las instalaciones de la red. Informede No Pago y Corte Programado: A los efectos de determinar si un reclamopor falta de servicio es procedente o no, el nuevo sistema debe acceder alhistorial comercial de ese cliente; en el caso de no proceder, se comunicaque el corte se ha realizado por falta de pago del servicio o por una ordende trabajo.

5.1.1.7 Tiempos de atención Permitir el gerenciamiento de los tiempos de atenciónde una ocurrencia según: Horario de inicio; Ubicación de cada cuadrilla deservicios de red; Llegada de la cuadrilla al sitio del defecto; Localización deldefecto; Final de la incidencia, etc. Análisis post resolución de lasincidencias registradas, manteniendo una base de datos estadística.

5.1.1.8 Generación de reportes de impacto: El sistema deberá generar reportesindicando información básica para el análisis del impacto de la falla, Estosreportes deberían contener toda la información necesaria para el análisis deimpacto como por ejemplo clientes afectados, potencia no suministrada,cargas afectadas, etc.


8

8

5.1.2


Detección de la falla~#i!RS"

5.1.2.1 Esta función deberá realizar las acciones necesarias para la localización,aislamiento y restauración de las fallas en las líneas de la red dedistribución. Esta función deberá usar todos los recursos existentes paraminimizar la duración del tiempo de des-energización.

5.1.2.2 La función deberá realizar los siguientesacometidos:

. Detección de la falla dando una estimación inicial de la localización

de ésta en la línea considerada de la red.

. Aislamiento de la falla.

5.1.2.3 La función deberá detectar la falla dando una estimación inicial de lalocalización de ésta en la línea des-energizada de la red, la probabilidad decontener la falla aparecerá en el esquema próxima a cada tramo de la línea,además se facilitará un informe donde aparezcan ordenados según laprobabilidad de la localización del fallo todas las líneas que puedencontenerlo.

5.1.2.4 La localización se basará en diferentes métodos elegibles por parte delusuario, así como el peso de éstos en el caso de la elección de varios. Losmétodos en los que ha de basarse la detección han de ser:

. índice de fallo de los diferentes elementos.

. Por impedancia.

. Por intensidad.

. Por detectores de interrupción.

5.1.2.5 La clasificaciónde las líneas según la probabilidadde contener la falla deberámostrarse gráficamente, indicando claramente la probabilidad porcentual yel valor de cada criterio sobre la probabilidad final. La diferenciación entre elaporte de cada criterio se hará mediante el uso de diferentes colores,indicando mediante leyenda el color asignado a cada método.

5.1.2.6 Para facilidad del usuario, se podrá visualizar solamente la parte de la redque contenga la falla analizada, quedando el resto de la red en un segundoplano. Asimismo, deberá aparecer en todo momento la intensidad deexcitación del relé que ha provocado la des energización de la falla, asícomo el tiempo de actuación del equipamiento.

5.1.2.7 La función deberá aislar la zona en falla del resto de la red, dejando desenergizado tan sólo la parte de la red prescindible que no se puederecuperar hasta la reparación de la falla. Para ello será necesario laelección por parte del usuario del método a seguir según las característicasdel equipamiento asociado a la línea. Los métodos elegibles deberán ser almenos:


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8


. Equipo tele controlado:

o Método de Búsqueda Profunda (Deep Search)

o Método de dicotomía.

. Interruptores controlados por nivel de automatización local:

o Coordinador entre interruptores-fusibles.

o Método basado en detectores de tensión.

. Interruptores controlados manualmente:

o Método ordenado.

o Método de dicotomía.

o Método heurístico basado en probabilidades.

o Método heurístico basado en lógica difusa.

5.1.2.8 En función del método elegido, la función deberá presentar lasrecomendaciones de actuación del equipamiento, dejando en todo caso ladecisión de actuación al usuario.

5.1.2.9 Deberán registrarse en todo momento las actuaciones tomadas sobre elequipamiento de la línea, señalando el método elegido, la acción sobre elequipamiento (abierto/cerrado), el tipo de equipamiento, la localización delinterruptor, así como su identificación.

5.2.1

5.2 Análisis de capacidad de interruptores y fusibles

En General

5.2.1.1 La función deberá comprobar la capacidad de interrupción de la corriente porparte de los interruptores y fusibles en la red de distribución. El principalobjetivo de esta función será el proporcionar una comprobación sobre laidoneidad de la capacidad de estos para la topología de la red.

5.2.1.2 La comprobación se podrá realizar ya sea en todos los equiposinterruptores/fusible, o bien para tan sólo uno de ellos (elegido por elusuario).

5.2.1.3 El usuario podrá elegir comprobar tan sólo interruptores, fusibles o ambos ala vez.

5.2.1.4 El criterio de comprobación será elegido por el usuario, pudiendo elegir uno ovarios, siendo estos criterios al menos los siguientes:

. Intensidad de corte (componentes AC)

. Intensidad de pico.

. Intensidad térmica.


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8


. Constante de tiempo aperiódica. (Componente DC)

. Valor de intensidad de operación.

. Tensión de operación.

5.2.1.5 Los valores obtenidos en cada uno de los criterios serán comprobados conlos valores máximos permitidos dados en las características de cadainterruptor/fusible.

5.2.1.6 Deberá definir un límite blando modificable por el usuario, que servirá dereferencia para indicar la proximidad de los valores obtenidos al límitemáximo admisible por el equipamiento. De esta forma, se definirán tresposibles estados en la comprobación:

. La condición no se cumplirá si el valor es superior al límite máximo

admisible.

. La condición se cumplirá, pero estará cerca de su límite máximo

admisible, si el valor obtenido es superior al límite blandoespecificado pero inferior al límite máximo admisible.

. La condición se cumplirá estando lejos del límite máximo admisible, si

el valor obtenido es inferior al límite blando especificado.

5.2.1.7 Los resultados obtenidos deberán mostrarse gráficamente en el esquema dela red, indicando el estado para cada uno de ellos.

5.2.1.8 Se generará una lista que contenga los datos de los equipos para el criterioestudiado, así como el tipo de falla que provoca la condición másdesfavorable para dicho criterio.

5.2.1.9 Se generará una segunda lista ordenada donde se presentarán los equiposcríticos para el/los criterios seleccionados.

5.3.1

5.3 Análisis de instalaciónequipos de maniobra

En General

de dispositivos para control remoto de

5.3.1.1 Esta función se diseñará para analizar los efectos de la instalación de nuevasunidades remotas en la red de distribución, con ello se buscará mejorar lafiabilidad del servicio del consumidor.

5.3.1.2 El principal objetivo de esta función debe ser estudiar la relacióncostelbeneficio de los efectos de la instalación de dispositivos de gestiónremota en diferentes puntos de la red.

5.3.1.3 La función se basará en los resultados obtenidos en los análisis de fiabilidad.Esta función deberá tener en cuenta:


8

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La prioridad de los consumidores (a través de la potencia no suministradenergía).

Frecuencia de las fallas en la red.

Duración del aislamiento de la falla.

5.3.1.4 Los beneficios relacionados con la instalación de la remota que se ha detener en cuenta serán:

Identificación más rápida de la línea en falla.

Aislamiento más rápido de la línea en falla.

Energización más rápida de los tramos de la línea que no tienen la falla.

5.3.1.5 Los costes relacionadoscon la instalaciónde la remota que se ha de tener encuenta serán:

Costo de capital de la instalación de la remota.

Costo del cambio/actualización de los interruptores existentes y equipos demedidas para ser compatibles con el control remoto.

Costos de los canales de comunicación.

5.3.1.6 La función deberá considerar toda la red o parte de esta a elección delusuario para la instalación de nuevas remotas. Se podrá añadir interruptoresautomáticos, interruptores de acoplamiento, detectores de falla yregistradores en cada remota para cada variante estudiada a petición delusuario, de forma que se podrán analizar diferentes variantes de instalacióna la misma vez y comparar los resultados. Asimismo, se podrá definir elnúmero de remotas a instalar o la distancia entre estas.

5.3.1.7 La función generará además un informe general para cada variante definida,donde deberá representar en una lista y gráficamente la influencia de lainstalación sobre la duración media de la interrupción (SAIDI), el costoasociado a la energía no suministrada y el costo de la instalación, así comoel beneficio obtenido y la relación entre el costo y el beneficio.

5.3.1.8 Los costos deberán detallarse para cada variante, de forma que se presenteel número de remotas, interruptores, detectores y registradores de fallasinstalados, así como el costo relacionado con cada uno de ellos.



6 GESTiÓN DE ACTIVOS EMPRESARIALES (EAM)

8

6.1 Introducción

Una Herramienta de Gestión de Activos Empresariales (EAM) organiza lainformación asociada a los activos de la empresa en una plataforma, sigue losflujos de trabajo asociados con su gestión en todas las instancias del ciclo devida, y es compatible con los procesos de negocio de la empresa desde larecepción/construcción, puesta en servicio y explotación, hasta la baja.

Desde una perspectiva operativa, el EAM reporta desde la localización física delos activos, su condición operativa, y costos de explotación asociados, y soportala gestión de los recursos afectados a su operación y mantenimiento.

6.2 Funciones

6.2.1 Componentes funcionales básicos

El sistema deberá implementar los conceptos Tareas periódicas, Escalamientos,Flujos de tareas, Documentos adjuntos, Mensajería, Mantenimiento programado,Plan de trabajo, Indicadores de desempeño (KPI's), Grupos de responsabilidad,Seguridad y Parametrización.

El sistema deberá proveer herramientas de workflow para el seguimiento dedistintos tipos de tareas existentes o a definir. En particular ENERSA haimplementado workflows para el seguimiento de los trámites de solicitud desuministros y extensión de la red. Estos flujos de trabajo poseen los estadoscomo se indican en los gráficos

8


8Figura 2 Procedimiento de comunicación de análisis de factibilidad

8

Figura 3 Procedimiento de puesta en servicio de una extensión de línea

El sistema deberá implementar los conceptos de prefactibiliadad, factibilidad desuministros de obras mandatarias y no mandatarias (difiriendo entre ellos la formade valorización de costos de materiales), factibilidad de suministros desde laSecretaria de Energía, y cruce de calles. El sistema deberá brincar las

Pliego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2.docx

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.!'!!~GESTiÓN DE ACTIVOS EMPRESARIALES (EAM)

6.1 Introducción

Una Herramienta de Gestión de Activos Empresariales (EAM) organiza lainformación asociada a los activos de la empresa en una plataforma, sigue los flujosde trabajo asociados con su gestión en todas las instancias del ciclo de vida, yescompatible con los procesos de negocio de la empresa desde larecepción/construcción, puesta en servicio y explotación, hasta la baja.

Desde una perspectiva operativa, el EAM reporta desde la localización física de losactivos, su condición operativa, y costos de explotación asociados, y soporta lagestión de los recursos afectados a su operación y mantenimiento.

6.2 Funciones

6.2.1 Componentes funcionales básicos

El sistema deberá implementar los conceptos Tareas periódicas, Escalamientos,Flujos de tareas, Documentos adjuntos, Mensajería, Mantenimiento programado,Plan de trabajo, Indicadores de desempeno (KPI's), Grupos de responsabilidad,Seguridad y Parametrización.

El sistema deberá proveer herramientas de workflow para el seguimiento dedistintos tipos de tareas existentes o a definir. En particular ENERSA haimplementado workflows para el seguimiento de los trámites de solicitud desuministros y extensión de la red. Estos flujos de trabajo poseen los estados comose indican en los gráficos

Figura 1Procedimiento de tratamiento de solicitudes de factibilidad

Pliego de Condiciones Particulares (ANEXO C) v2.docx

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características relevantes realizadas en campo,longevidad y la ejecución de un trabajo eficiente.

6.3 Gestión del ciclo de vida de activos

lo que mejora la fiabilid

6.3.1 Base de activosLa base de activos tiene por objeto gestionar el ciclo de vida de la base física deactivos fijos afectados a explotación. Se integra con las funcionalidades del ERPOracle, con la herramienta de gestión de documentos y con la plataforma deinformación georreferenciada GIS.

Involucra los siguientes procedimientos con impacto en el historial de seguimientode cada equipo:

6.3.1.1 Alta técnica de unidades de inventario recibidas según su origen: alta inicial(importación de la base actual) e ingresadas por recepción de materialesmatriculados y no matriculados adquiridos por gestión de compras y cierrede obras. Identificación del trámite que le da origen. Asignación de datosgenerales y datos técnicos. Registro de datos configurables. Registro dedatos Limitantes. Estado. Notas. Imágenes. Asociación con archivosdigitales. Integración con herramienta de gestión de documentos.Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.1.2 Modificación de datos generales y técnicos de unidades de inventario:Actualización de trámites que dan origen al activo. Actualización de datosconfigurables. Actualización de datos limitantes. Registro de traslado deequipos a localizaciones internas y externas a la Empresa (workflow deseguimiento del trámite). Registro de cambios de Estado. Asociación conarchivos digitales. Integración con herramienta de gestión de documentos.Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.1.3 Baja técnica de unidades de inventario: Retiro definitivo del inventario debienes afectados a explotación según motivo preestablecido o eventual: lostrámites de baja técnica deberán admitir clasificación según motivo:obsolescencia, destrucción, reemplazo, desaparición (pérdida, robo, hurto) yla asociación de imágenes y archivos digitales con formato de documentoportátil. Integración con herramienta de gestión de documentos. Integracióncon GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.1.4 Asociación entre equipos: relaciones de dependencia funcional que deberánpermitir asociaciones padre - hijo (principal - secundario) en un mínimo de3 (tres) niveles de dependencia üerarquía).

6.3.1.5 Definición de grupos de activos: alta, modificación y baja de grupos (familias)de activos. Registro de plantillas de carga de atributos técnicos por grupo ofamilia de activo, aplicados al alta y modificación de equipos, herramientas einstrumentos. Asociación de grupos de activos con archivos digitales


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documentación técnica: pliegos y especificaciones de Ingeniería. Integra' ERS~con herramienta de gestión de documentos. Generación de reportes.

6.3.1.6 Alta de activos lineales: refiere a las líneas de alta tensión de la red detransmisión. Alta inicial (importación de la base actual) e ingresadas porrecepción y puesta en servicio de obras. Asignación de datos generalesdescriptivos: nombre de la línea, identificación de cabeceras, registro dedatos técnicos configurables por el usuario con aplicación de plantillaspreviamente definidas (grupo activo lineal, línea de alta tensión). Traza.Identificación de estructuras, tipo, posición. Relaciones. Estado. Notas.Imágenes. Asociación con archivos digitales. Integración con herramientade gestión de documentos. Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle.Generación de reportes.

6.3.1.7 Modificación de activos lineales: actualización de datos generalesdescriptivos: nombre de la línea, identificación de cabeceras, registro dedatos técnicos configurables por el usuario con aplicación de plantillaspreviamente definidas (grupo activo lineal, línea de alta tensión).Actualización de traza. Actualización de la identificación de estructuras, tipo,posición. Actualización de relaciones. Cambios de estado. Actualización denotas e imágenes. Asociación con archivos digitales. Integración conherramienta de gestión de documentos. Integración con GIS. Interfase conERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.1.8 Baja técnica de activos lineales: Retiro definitivo de la red de transmisión delíneas o tramos de líneas de alta tensión según motivo preestablecido oeventual: los trámites de baja técnica deberán admitir clasificación segúnmotivo definido por el usuario y la asociación de imágenes y archivosdigitales con formato de documento portátil. Integración con herramienta degestión de documentos. Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle.Generación de reportes.

6.3.1.9 Gestión de Garantías: Panel (vista) de equipos con garantía vigente.Asociación con proveedor. Fechas de vigencia/caducidad. Workflow deseguimiento de reclamos. Asociación de imágenes y archivos con formatode documento portátil. Interfase con ERP Oracle. Reportes. Aplicable a todotipo de activos.

6.3.1.10 Historial de seguimiento administrativo y técnico de cada activo: operativo(carga, incidentes), mantenimiento (mediciones, intervenciones). Aplicable atodo tipo de activos. Generación de reportes.

6.3.1.11 Rutinas de exportación e importación de datos. Reportes técnicos /Reportes administrativos según procedimientos de gestión de activos fijosvigentes. Aplicable a todo tipo de activos.

6.3.1.12 Integracióncon GIS. Aplicable a todo tipo de activos.


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6.3.1.13


La implementación del nuevo sistema informático de gestión deb ~ ! R&>involucrar la migración de la base actual de activos. Aplicable a todo tipo deactivos.

6.3.1.14 Rutinasy procedimientosasociados:Se asocia con todas las rutinas y procedimientos que afectan la vida útil delactivo.

. Base de instalaciones.

Base de EPP, Instrumentos y Valijas.

Planificación del mantenimiento.

.

.

. Predictivos: Ensayos.

Programación: Gestión de backlog y tareas no planificadas.

Monitoreo Activo.

Gestión de órdenes de trabajo (WO).

Gestión de la documentación.

.

.

.

.

. Rutinas administrativas del ERP Oracle, a través de interfases con: Activos

Fijos, Compras, Inventarios, Presupuesto.

6.3.2 Base de InstalacionesUn LUGAR es un predio, un sector, edificio, o parte del mismo que especifica lalocalización de un EQUIPO y que a su vez puede ser destinatario de un plan demantenimiento o tareas no rutinarias.

El Maestro de Instalaciones tiene por objeto gestionar la base de Instalacionesafectadas a explotación en el ámbito de la Gerencia de Mantenimiento de la Redde Transmisión y Subtransmisión, incluyendo talleres propios, depósitos deMantenimiento y pañoles de instrumentos situados en cada uno de losemplazamientos de la Red.

Involucra los siguientes procedimientos con impacto en el historial de seguimientode cada equipo:

6.3.2.1 Alta de localizaciones: datos técnicos y administrativos asociados (alta inicial- importación de la base actual -, alta de nuevas localizaciones). Registrodel tipo de localización. Registro de demanda máxima. Registro de potenciade cortocircuito por barra. Registro de Notas. Asociación con archivosdigitales. Integración con herramienta de gestión de documentos.Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.2.2 Modificación de datos generales y técnicos de instalaciones: Registro decambios de Estado. Asociación con archivos digitales. Integración con


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herramienta de gestión de documentos. Integración con GIS. InterfaseERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.2.3 Asociación entre instalaciones: registro de relaciones de dependenciafuncional que deberán permitir asociaciones padre - hijo (principal -secundario) en un mínimo de 3 (tres) niveles de dependencia üerarquía).

6.3.2.4 Baja de instalaciones. Integración con herramienta de gestión dedocumentos. Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación dereportes.

6.3.2.5 Rutinas de exportación de datos: deberá explicitarse las posibilidades deexportar registros. Alcance y extensión (tipos de archivo) de lasherramientas de exportación.

6.3.2.6 La implementación del nuevo sistema deberá involucrar la migración de labase actual de activos.

6.3.2.7 Rutinas y procedimientos asociados:. Base de instalaciones.. Planificación del mantenimiento.. Predictivos: Ensayos.. Base de EPP, Instrumentos y Valijas.. Programación: Gestión de backlog y tareas no planificadas.. Monitoreo Activo.. Gestión de órdenes de trabajo (WO).. Gestión de incidentes.. Análisis RCA / FMEA / Gestión del riesgo.. Gestión de la documentación.. Rutinas administrativas del ERP Oracle, a través de interfases con:

Activos Fijos, Compras, Inventarios, Presupuesto.. GIS: Integración con sistema de Información Georreferenciado.

Proyectos y Obras (MT/BT)6.3.3

6.3.3.1 ABM de tipos constructivosPermitir la gestión de los materiales y su agrupamiento en diferentes tiposconstructivos. Permitiendo gestionar la habilitación de materiales y llevar históricode tipo constructivos.

6.3.3.2 Seguimientode Proyectoy ObrasEl sistema debe permitir el seguimiento de todos los trabajos realizados en la redde distribución así como todos los proyectos necesarios para dar servicio anuevos usuarios, abarcando desde la planificación a largo plazo hasta la puestaen explotación de una instalación concreta. Debe hacer el seguimiento comercial,


.

.


herramienta de gestión de documentos. Integración con GIS. Interfase

ERP Oracle. Generación de reportes.

6.3.2.3 Asociación entre instalaciones: registro de relaciones de dependenciafuncional que deberán permitir asociaciones padre - hijo (principal -secundario) en un mínimo de 3 (tres) niveles de dependencia (jerarquía).

6.3.2.4 Baja de instalaciones. Integración con herramienta de gestión dedocumentos. Integración con GIS. Interfase con ERP Oracle. Generación dereportes.

6.3.2.5 Rutinas de exportación de datos: deberá explicitarse las posibilidades deexportar registros. Alcance y extensión (tipos de archivo) de lasherramientas de exportación.

6.3.2.6 La implementación del nuevo sistema deberá involucrar la migración de labase actual de activos.

6.3.2.7 Rutinas y procedimientos asociados:. Base de instalaciones.. Planificación del mantenimiento.. Predictivos: Ensayos.. Base de EPP, Instrumentos y Valijas.. Programación: Gestión de backlog y tareas no planificadas.. Monitoreo Activo.. Gestión de órdenes de trabajo (WO).

. Gestión de incidentes.

. Análisis RCA / FMEA / Gestión del riesgo.

. Gestión de la documentación.

. Rutinas administrativas del ERP Oracle, a través de interfases con:Activos Fijos, Compras, Inventarios, Presupuesto.

. GIS: Integración con sistema de Información Georreferenciado.

Proyectos y Obras (MT/BT)6.3.3

6.3.3.1 ABM de tipos constructivosPermitir la gestión de los materiales y su agrupamiento en diferentes tiposconstructivos. Permitiendo gestionar la habilitación de materiales y llevar históricode tipo constructivos.

6.3.3.2 Seguimiento de Proyecto y ObrasEl sistema debe permitir el seguimiento de todos los trabajos realizados en la redde distribución así como todos los proyectos necesarios para dar servicio anuevos usuarios, abarcando desde la planificación a largo plazo hasta la puestaen explotación de una instalación concreta. Debe hacer el seguimiento comercial,


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6.3.3.6 Planificaciónde Expansióny Mantenimiento ~,.,eRs ?-La planificación de trabajos de expansión y de mantenimiento, sea preventivo,predictivo o correctivo a ser realizados en las redes eléctricas deberá permitir uncontrol ágil y simple respecto del presupuesto que cada gerencia de sectorposea.

6.3.3.7 PresupuestosLos criterios para la elaboración de presupuestos de obra, utilizando losestándares definidos por el equipo de Normalización, serán los mismos paradesarrollo y mantenimiento, es decir, los costos serán basados en la lista deprecios vigente para cada tipo constructivo (materiales, servicios, mano de obra).Los presupuestos deben permitir una vigencia limitada por parámetros y deberáexigirse su actualización en caso que haya caducado.Además, se debe incluir la posibilidad de llevar varios presupuestos para lamisma obra, para poder soportar la necesidad de la empresa de evaluarpresupuestariamente las alternativas de obra mínima, obra a realizar, propiedadprivada, pública y mixta.

6.3.3.8Comunicación de Presupuestos de ObraUna vez realizado el presupuesto de la obra y aprobado mediante el sistema,éste deberá hacer una interface con el sistema comercial a los efectos de que elpersonal comercial realice los trámites correspondientes para el inicio de la obra.

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6.3.3.9 Ejecuciónde ObrasEl sistema debe mostrar la ejecución de obras integrada, permitiendo mayorgestión de personal y de contratación de empresas, y optimizando la gestión depersonas, materiales, fiscalización y facturación de terceros.El sistema debe permitir gestionar la contratación de obras, pudiendo ser pormedio de cuentas corrientes, concurso de precios, licitaciones o adjudicacióndirecta.

6.3.3.10 Seguimientode ObrasTodas las obras generarán índices de seguimiento que permitan obtenerinformación de gestión de las mismas, como ser número de obras por estados,obras en alarmas (adelantadas, atrasadas, paralizadas, etc.), trámitespendientes, informes gráficos, etc.Para poder responder al cliente en todo momento sobre el estado de la obra, elfuturo sistema deberá poder contestar a las llamadas de consulta desde elsistema comercial, permitiendo informar de datos como las fechas estimadas deresolución (conexión final), trámites, y por ende, finalización de la obra ycontratación del servicio. Transfiriéndose los cargos de corresponder.



6.3.3.11 Valores económicos incurridos y pendientes ~NeRs ~A partir del avance que tengan las obras, se determinarán los costos incurridos ylos pendientes (estimados). Esta información se presentará en forma consolidadapor gerencia, área u otros criterios; permitiendo realizar medidas correctivas ypreventivas.

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6.3.3.12 Puesta en Serviciode ObrasUna vez que la obra se finalizó total o por etapas (certificaciones parciales), y seencuentra pronta para realizar la conexión del servicio, se deberá actualizar la reden el GIS con la nueva extensión o remodelación de red incluida en el proyectode obra o la etapa correspondiente, además si corresponde deberá realizar todaslas actualizaciones en el sistema comercial para liberar la conexión del servicio einformar los estados al usuario. La puesta en servicio de la obra deberá realizarsesiguiendo los procedimientos que a tal efecto defina el Centro de Operaciones.

6.3.3.13 Consulta de ObraEl futuro sistema debe tener consultas generales definidas sobre la obras, quesean accesibles desde el sistema comercial, a los efectos de que el personal delárea comercial (en consulta personal o desde atención telefónica) pueda informaral cliente del estado de su gestión, a partir de los estados de las obras, como serpendiente de visita de inspección, pendiente de presupuesto, en curso, y engeneral los diversos estados que ENERSA defina. Además, todas estas consultasdeben poder utilizarse dentro de las áreas técnicas.

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6.3.3.14 Actualización de Precios y MaterialesLa actualización de precios y de nuevos materiales se realizará en formaautomática, con una periodicidad diaria, semanal o mensual (dependiendo delrequerimiento del usuario) a partir de la información suministrada por el sistemade inventario. Cada vez que se realizan actualizaciones de precio en el Sistemade Abastecimiento de Materiales, estos serán comunicados al sistema deproyectos y mantenimiento de la red, donde serán procesados de acuerdo a loscriterios y reglamentaciones que ENERSA definirá para actualización de precios,en función del estado de la obra.

6.3.3.15 Solicitud de MaterialesDesde los módulos de proyecto de obra y mantenimiento se producirá lageneración automática de solicitud de materiales que son necesarios para laobra, a partir de los materiales asociados, creando un archivo informático en elcual se especifique al menos el código de material, cantidad, código de obra,localidad, almacén necesario, imputación contable, fecha estimada de necesidady personal que retirará el mismo. Este proceso tiene como objetivo la



optimización de preparación y compra de materiales, anticipando los tomínimos de stock que se tienen por tipo de material.

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6.3.3.16 Pedido y Retiro de MaterialA medida que se realizan las obras, el sistema solicitará mediante interface con elsistema ERP los materiales que son necesarios, pudiéndose solicitar materialesen forma gradual, dependiendo de la necesidad que así considere el Inspector deObra. La Solicitud, Pedido, Retiro e Instalación de materiales presentará uncontrol centralizado por obra, sabiendo en todo momento cuales son losmateriales que tienen diferencias en estas cantidades. De esta forma seobtendrán también las cantidades, por cada tipo de material, que fueron retiradosdel almacén y que no fueron instalados, información fundamental para el controlde stock sobre el uso de los mismos (la información podrá desglosarse por variosconceptos como Área Geográfica, Contratista, etc.).

6.3.3.17 Registración Contable de MaterialesEl sistema debe incluir en todas las interfaces de materiales, la notificación de lacuenta de imputación contable, de acuerdo a los criterios que ENERSA definiráen su momento, considerando la zona geográfica de la obra, el tipo de obra, ycaracterísticas específicas de los clientes.

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6.3.3.18 Imputación Contable de ObrasLas obras que se desarrollan en las redes eléctricas, y que difieren en sunaturaleza de origen, deberán ser imputadas contablemente en diferentescuentas contables. ENERSA definirá los criterios de desglose contable con mayordetalle en el transcurso del proyecto, pero se deben contemplar como mínimo lossiguientes: área geográfica, área de la empresa, tipo de obra (urbano, rural),inversión, operación, materiales, mano de obra propia o externa, Trámites yPermisos de Paso, transporte, administración.

6.3.3.19 Conformaciónde facturasIndependientemente de cual sea el procedimiento que ENERSA elija para laconformación de facturas, el futuro sistema debe estar preparado paracomunicarse con los sistemas de control de facturas, para imputar correctamentelos costos, y poder emitir las correspondientes autorizaciones. En este sentido, elsistema debe permitir la articulación flexible de procedimientos de aprobación defacturas, mediante el establecimiento de un flujo de aprobaciones basado en lascaracterísticas de la obra.

6.3.3.20 Asignación de personal propio a obras



El sistema deberá informar al sistema de recursos humanos de las Rs ~

incurridas por personal propio, especialmente de las horas extraordinarias o fuerade horario.

6.3.4 Mantenimiento red de Distribución

6.3.4.1 Tareas de mantenimientoPermitirá la planificación de tareas de mantenimiento sobre los equipamientos dela red, utilizando la filosofía de mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo,optimizando el uso de los recursos.

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Además, debe permitir un análisis de las distintas actuaciones de protecciones,análisis de datos obtenidos por relevamiento en campo (mediciones detransformadores, cargas, campañas de medición), para poder generar losmantenimientos predictivos.

6.3.4.2 Consulta de clientes afectadosPermitir conocer los clientes afectado por una eventual intervención pormantenimiento.

6.3.4.3 Ubicación geográfica de la tareaPermitir la consulta de datos catastrales asociados a las tareas demantenimiento.

6.3.4.4 Localización/Selecciónde cuadrillasen campoPermitir el catastro y monitoreo (ubicación georreferenciada) de las cuadrillas demantenimiento, controlando datos de especialización, fecha/hora de la últimainspección y/o mantenimiento, fecha/hora del próximo mantenimiento, distanciasetc.

8 Permitir el filtrado de la lista de equipos disponibles (en servicio y fuera deservicio) para la atención por área geográfica o localidad.

Posibilitar la priorización de las cuadrillas para inspección a través de prioridadesde atención de los alimentadores y de las áreas para mantenimiento,considerando los aspectos: intervalo de tiempo para inspección (periodicidad),aspectos de calidad y aspectos económicos (consumo, demanda, facturación,etc)

6.3.4.5 Gestión de equipos y cuadrillas

Permitir la visualización pictográfica y el gerenciamiento de la información de losestados de inspección y mantenimiento en sistemas, alimentadores, etc.Realizar el cálculo de los indicadores de desempeño de las cuadrillas de trabajo.



6.3.4.6 Órdenes de Inspección/Mantenimiento - Órdenes de trabajo~ p¡.

Emitir automática y manualmente las Órdenes de trabajo de los elementos de ~~RS

red y realizar un seguimiento hasta el cierre de las mismas.

Permitir registrar las solicitudes de mantenimiento (OT) por diferentes vías deacceso, permitiendo adjuntar información de diferentes detalles (fotos, puntogeorreferenciado etc.). Estos distintos orígenes de pedidos de mantenimientopueden recibirse desde:

El cliente que llama al SATI y describe una solicitud de mantenimiento en lared (traslado de poste etc.)

Operadores de la red (guardias reclamos, guardias de distribución)Atención comercialCentro operación de la red

8 Permitir la incorporación de listado I de materiales, tipos constructivos,equipamiento, mano de obra y precios de las OT para poder llevar el costocorrespondiente.

Permitir el registro y control de las áreas que sufrieron mantenimiento, los costosinvolucrados y las posibles causas de problemas encontrados, los servicios quefueron ejecutados, período en que fueron realizados los mantenimientos paraelaborar periódicamente el Plan General de Mantenimiento a fin de prolongar lavida útil de cada equipamiento.

Mantener un histórico de las inspecciones y mantenimiento por punto, porservicios y los reportes asociados.

8Permitir el registro de las Órdenes de Trabajo con los costos de mano de obra yde materiales

Elaboración de cronogramas de medidas preventivas

Permitir listar e identificar los clientes, calles, barrios y localidades afectados pordesconexiones accidentales o programadas, facilitando: Emisión de cartas deaviso a los clientes; Listar los teléfonos de los clientes Especiales afectados, etc.

6.4 PLANIFICACiÓN DEL MANTENIMIENTO

6.4.1 Planes de Mantenimiento - Plantillas (templates)Un PLAN de Mantenimiento cíCLICO es el conjunto de actividades demantenimiento que deben realizarse sobre un equipo y sus partes de acuerdo aalgún criterio de periodicidad preestablecido y se elabora de acuerdo a lascaracterísticas de cada activo, su modo de falla, al contexto operacional y análisisde riesgos asociados, y a los recursos tecnológicos disponibles.


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Para controlar el mantenimiento planificado de un activo, como primer paso ! R$~asociarse cada equipo o instalación con un Plan (plantilla, template) previamentedado de alta en el Maestro. Las tareas que requieren medición se asocian ademásal Maestro de Ensayos.Involucra los siguientes procedimientos:

6.4.1.1Altade planes de mantenimiento (plantillas):Registro de nuevas plantillas. Descripción sintética y detallada. Registro de tareasde mantenimiento rutinario incluidas en cada plantilla: descripción sintética ydetallada de las acciones enfocadas a prevenir fallas realizadas en' forma cíclica yrepetitiva con una frecuencia determinada. Tipificaciónde la tarea de acuerdo acriterios establecidos por RCM(ReliabilityCentered Management). Identificacióndetareas con inspecciones y ensayos asociados. Identificaciónde tareas sujetas asuspensión cuando el equipo y/o instalación quedan fuera de servicio. Asignacióndel Sector (grupo de trabajo), proveedor responsable. Asignación de SLA.Identificaciónde requisitos/competencias de personal necesarias para la ejecuciónde tareas. Registro de la duración estimada de cada tarea. Identificaciónde tareasejecutadas en condiciones especiales de explotación (ejemplo: fuera de servicio).Registro de recursos necesarios para la ejecución: materiales, herramientas,instrumentos, equipos especiales. Asignación de costos por unidad de medida decada recurso afectado. Registro de frecuencia de ejecución. Elección del criteriopara la determinación del intervalo: tiempo, o lecturas (input manual oautomatizado). Para cada lectura, registro (identificación) de la magnitudconsiderada, descripción ampliada, cantidad, unidad de medida U:M,límites mínimoy máximo de tolerancia. Asociación con archivos digitales. Integración conherramienta de gestión de documentos. Generación de reportes.

6.4.1.2Modificaciónde planes de mantenimiento (plantillas):Actualización de datos asociados a plantillas. Actualización de datos asociados atareas de mantenimiento cíclico. Actualización de atributos de cada tarea.Actualización de duración estimada de cada tarea. Actualización de condicionesespeciales de explotación. Actualización de recursos necesarios: materiales,herramientas, instrumentos, equipos especiales. Actualización de parámetros decostos. Actualización de frecuencias y criterios para establecer intervalos.Asociación con archivos digitales. Integración con herramienta de gestión dedocumentos. Rutinas de actualización de tareas asignadas al backlog, y tareasprogramadas con orden de trabajo asignada. Generación de reportes.

6.4.1.3Asociación de equipos e instalaciones con planes de mantenimiento(plantillas) :

Para controlar el mantenimiento cíclico, es necesario asociar cada equipo olocalizacióncon un plan de mantenimiento previamente registrado. La asociación detareas planificadas a un equipo determina las entradas al backlog de mantenimiento,de acuerdo a las frecuencias preestablecidas. Es necesario registrar la fecha base


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ENERSAEnerg{a de Entre R{os S.A.

de la última intervención realizada, a efectos de ajustar el calendario de todos ~ eRs ~equipos preexistentes al momento de la migración/implementación de la nuevafuncionalidad. Registro y actualización de equipos fuera de servicio: suspensióntemporal de tareas cíclicas programadas de equipos que se encuentran fuera deservicio. Interfase con aplicaciones de compras y gestión de materiales del ERPOracle. Generación de reportes.

6.4.1.4 Baja de planes de mantenimiento (plantillas):La baja de planes de mantenimiento deberá ser lógica. La herramienta informáticano deberá admitir la baja de planes de mantenimiento (plantillas) que tenganasociaciones vigentes con equipos y/o instalaciones. Generación de reportes.

6.4.1.5 Rutinas de actualización de tareas pendientes/en ejecución originadas enplanes de mantenimiento:

Deberán explicitarse los métodos y procedimientos que contiene la aplicacióninformática propuesta para soportar la revisión o cancelación de tareas pendientesde ejecución y tareas con orden de trabajo asignadas y/o en ejecución, cuando seregistran actualizaciones en los planes de mantenimiento que le dan origen, la bajadel plan, o del equipo asociado.

6.4.1.6 Rutinasde exportaciónde datos:Deberá explicitarse las posibilidades de exportar registros. Alcance y extensión(tipos de archivo) de las herramientas de exportación.Generación de reportes valorizados por plan (plantilla) y tarea.

6.4.1.7 Procedimientos asociados:. Base de instalaciones.. Planificación del mantenimiento.. Predictivos: Ensayos.. Base de EPP, Instrumentos y Valijas.. Programación: Gestión de backlog y tareas no planificadas.. Monitoreo Activo.. Gestión de órdenes de trabajo (WO).. Gestión de incidentes.. Análisis RCA / FMEA / Gestión del riesgo.. Gestión de la documentación.. Rutinas administrativas del ERP Oracle, a través de interfases con:

Activos Fijos, Compras, Inventarios, Presupuesto.. GIS: Integración con sistema de Información Georreferenciado.

6.4.2 Predlctivos: EnsayosExisten tareas de mantenimiento que requieren la ejecución de ensayos en formarutinaria (planificado), o como consecuencia de una medición anterior (repetición,intensificación'de los intervalos de ensayo y seguimiento).


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Al crear el plan de mantenimiento, se registran las actividades que requiera ER9~ejecución de ensayos, y se asocian las tareas con plantillas de ensayos previamenteregistrados. Las tareas quedan tipificadas como mantenimiento predictivo.Cada vez que se programe un predictivo, las tareas de campo involucrarán laejecución de un ensayo. Al momento de cerrar la Orden de Trabajo correspondiente,debe asociarse la Orden de Trabajo con el reporte del ensayo efectuado.En el caso en que el resultado del ensayo sea observable, deberá indicarse si seasocia una tarea correctiva, se ajusta el intervalo de ensayo (intensificación delmonitoreo), o se decide no intervenir hasta el próximo ensayo planificado. En casode intervención se deberá establecer tarea, prioridad, demanda de fuera de servicio,tiempo estimado, y fecha probable con afectación al Backlog.Involucra las siguientes rutinas:

6.4.2.1 Rutinas de alta, modificación y baja de plantillas de ensayosCon identificación de: título o descripción sintética del ensayo, descripción detalladay procedimiento asociado. Para cada magnitud ensayada deberá indicarse: nombreque recibe la magnitud, unidad de medida U:M, límite mínimo (inferior), máximo(superior), y/o ambos. Tipo de límite (excluye, incluye la cantidad). Valores dereferencia. Requiere equipo fuera de servicio (S/N) u otra condición especial deexplotación. Duración estimada del ensayo. Registro de recursos necesarios para laejecución. Asignación de costos por unidad de medida de cada recurso afectado.Asociación con archivos digitales (imágenes, procedimiento, y normas de referenciaalmacenados en biblioteca). Integración con herramienta de gestión de documentos.

6.4.2.2 Rutinas de exportación de datos:Deberá explicitarse las posibilidades de exportar registros. Alcance y extensión(tipos de archivo) de las herramientas de exportación.

6.4.2.3 Herramientas para generación de plantillas de reportes de Ensayo.

6.4.2.4 Panel (vista) de equiposcon tareas de mantenimientopredictivo asociados.

6.4.2.5 Herramientasde análisis de ensayos predictivos.

6.4.2.6 Procedimientos asociados:. Base de Equipos (datos técnicos de referencia).. Planificación del mantenimiento.. Base de Instrumentos y Equipos de medición.. Programación: Gestión de Licencias. Gestión de Órdenes de Trabajo.

6.4.3 Maestro de Lecturas

6.4.3.1 Mantenimiento basado en lecturas


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Cuando el mantenimiento cíclico de un equipo se controla en base a lecturas, ! RS ~

necesario registrarlas periódicamente en base procedimiento manual (lectura directay reporte) o automatizado (integrado a SCADA o función de protección) de cadaparámetro a efectos de ajustar los programas de mantenimiento.La herramienta de gestión deberá exhibir el listado de equipos controlados porlectura, la unidad de medida U:M, el promedio estimado en base a un período, elregistro de una lectura base, la lectura acumulada y la última lectura registrada.La lectura directa y reporte es, en sí mismo una tarea programada por tiempo, conalarmas de cumplimiento que deberá programarse y ejecutarse.

6.4.3.2 Involucra las siguientes rutinas:. Panel de equipos con tareas de mantenimiento asociados a lecturas.. Rutinas de alta, modificación y baja de registros manuales. Ajuste de

configuración inicial, elección de la unidad de medida U:M, modo de registro(parcial o acumulado), rutina de estimación de promedio y período. Ajuste deniveles de alerta. Acceso a Historial.

. Rutinas de alta, modificación y baja de registros automatizados. Ajuste de

configuración inicial, elección de la unidad de medida U:M, modo de registro(parcial o acumulado), rutina de estimación de promedio y período. Nivelesde alerta. Acceso a Historial.

. Rutinas de exportación de datos: deberá explicitarse las posibilidades de

exportar registros. Alcance y extensión (tipos de archivo) de las herramientasde exportación.

6.4.4 Monitoreo activoEl concepto de monitoreo activo, refiere a sistemas y dispositivos capaces no solode colectar datos, sino de evaluar los mismos estableciendo tendencias y accionesautomáticas de aviso previendo respuestas de los equipos si se mantienen lascondiciones registradas. En tal sentido estas acciones están en línea con lo que enel último reporte del WG 83.12 de la CIGRE define como "On line conditionmonitoring" (CM). El CIGRE se encuentra abocado actualmente a realizar uncuestionario que permita evaluar la eficacia de estos sistemas y dispositivos, que ensu punto de vista están destinados a complementar y/o reemplazar procedimientostradicionales de diagnóstico.

6.4.4.1 Métodos de diagnósticoautomáticoDeberán explicitarse los métodos y procedimientos que contiene la aplicacióninformática propuesta para soportar la entrada automatizada de registros demediciones y lecturas originadas en unidades remotas, y/o la posibilidad deintegración con sistemas de telemetría.

6.4.4.2 Procedimientosasociados:. Programación de tareas. Gestión de backlog.. Gestión de Órdenes de Trabajo.


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6.4.5 Maestro de Configuraciones

6.4.5.1 Actualización de parámetros configurablesLas tareas del Plan de Mantenimiento asociado a un Equipo marcadas comoConfiguración requieren completar un formulario de captura que actualiza losparámetros configurables, identificados en el Maestro de Equipos.Cuando el dato responde al tipo [Opciones], se registran todas las opcionesposibles, una de las cuales será elegida al momento de la carga inicial del Equipo.Si la opción es [Configurable], el campo se asocia a un formulario de Configuracióndel Equipo, que se completa para las Orden de Trabajo que involucren tareas deeste tipo. Ejemplo: corriente nominal primaria actual en un transformador deintensidad, o posición actual de un conmutador sin tensión de un transformador depotencia.

6.4.5.2 Involucra las siguientes rutinas:. Panel de equipos datos configurables y registro actual.. Maestro de datos configurables. Acceso a Historial.

6.5 PROGRAMACiÓNSCHEDULlNG

EJECUCiÓNy DEL MANTENIMIENTO

6.5.1 Gestión de tareas no rutinariasLas tareas no rutinarias tienen origen en: montajes, incidentes (novedades,eventos), o como consecuencia de tareas cíclicas predictivas que demandan unaacción correctiva.En cualquiera de los casos, se registran tareas de mantenimiento a los efectos dedar cumplimiento a la demanda de mantenimiento asociada.

6.5.1.1 Registrode tareas no rutinarias:Estas rutinas deberán poseer detalle de origen (evento, novedad, montaje, ensayo,RCA), descripción sintética y detallada de las acciones enfocadas a resolver elproblema o completar el montaje. Tipificación de la tarea de acuerdo a criteriosestablecidos por RCM (Reliability Centered Management). Identificación de tareascon inspecciones y ensayos asociados. Identificación de tareas sujetas asuspensión cuando el equipo y/o instalación quedan fuera de servicio. Asignacióndel Sector (grupo de trabajo), proveedor responsable. Asignación de SLA.Identificación de requisitos/competencias de personal necesarias para la ejecuciónde las tareas. Registro de la duración estimada de cada tarea. Identificación detareas ejecutadas en condiciones especiales de explotación (ejemplo: fuera deservicio). Registro de recursos necesarios para la ejecución: materiales,herramientas, instrumentos, equipos especiales. Asignación de fecha objetivo.Asignación de costos por unidad de medida de cada recurso afectado. Asociacióncon archivos digitales. Integración con herramienta de gestión de documentos.


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Interfase con aplicaciones de compras y gestión de materiales del ERP Orac ~"'eRS~Generación de reportes (incluye informes valorizados: seguimiento presupuestario).

6.5.1.2 Modificaciónde tareas no rutinarias:Actualización de atributos de cada tarea. Actualización de duración estimada decada tarea. Actualización de condiciones especiales de explotación. Actualizaciónde recursos necesarios: materiales, herramientas, instrumentos, equipos especiales.Actualización de fecha objetivo. Actualización de parámetros de costos. Asociacióncon archivos digitales. Integración con herramienta de gestión de documentos.Rutinas de actualización de tareas asignadas al backlog, y tareas programadas conorden de trabajo asignada. Interfase con aplicaciones de compras y gestión demateriales del ERP Oracle. Generación de reportes (incluye informes valorizados:seguimiento presupuestario).

6.5.1.3Asociación entre tareas no rutinarias:Relaciones de dependencia y asociación de tareas que deberán permitirasociaciones padre - hijo (principal - secundario) en un mínimo de 3 (tres) nivelesde dependencia Oerarquía), y agrupamientos en un mismo nivel con concatenaciónde tiempo (inicio-fin, inicio simultáneo, finalización simultánea) a efectos deprogramación, elaboración de reportes de gestión, y valorizados (totalizados y endetalle). Las asociaciones podrán realizarse y actualizarse en cualquier instanciadesde el alta de una tarea no rutinaria hasta su finalización. Deberá indicarse eltratamiento a dispensar a tareas subordinadas con fecha objetivo distintas.

6.5.1.4 Baja de tareas no rutinarias:Cancelación de tareas no rutinarias con indicación de motivo. Actualización decondiciones especiales de explotación. Desafectación de recursos necesarios:materiales, herramientas, instrumentos, equipos especiales. cancelación de fechaobjetivo. Deberá indicarse el tratamiento a dispensar a tareas subordinadas cuandouna tarea principal es dada de baja (incluye informes valorizados: seguimientopresupuestario).

6.5.1.5 Actualización de tareas pendientes/en ejecución originadas en tareas norutinarias:

Deberán explicitarse los métodos y procedimientos que contiene la aplicacióninformática propuesta para soportar la revisión o cancelación de tareas pendientesde ejecución y tareas con orden de trabajo asignadas y/o en ejecución, cuando seregistran actualizaciones en los registros que le dan origen.

6.5.1.6 Generación de reportes valorizados por tarea y origen.La herramienta deberá ser capaz dé generar reportes valorizados según origen, ypor caso. Ejemplo: por montaje, evento, incidente que dio origen a una o variastareas no rutinarias. Reportes de avance y grado de cumplimiento. Reportes denecesidades de materiales.

6.5.1.7 Exportaciónde datos:


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ENERSAEnergla de Entre Ríos S.A.

Deberá explicitarse las posibilidades de exportar registros.(tipos de archivo) de las herramientas de exportación.

6.5.1.8 Procedimientosasociados:. Gestión de incidentes. Correctivos.. Gestión de ensayos.. Monitoreo activo.. Lecturas.. Análisis de Fallos: RCA / FMEA. Gestión de Órdenes de Trabajo.. Gestión de personas.. Gestión de Flota: vehículos.. Gestión de EPP, herramientas e instrumentos.

Alcance

6.5.2 CalendarioLa asociación de un Equipo a un Plan de Mantenimiento (template), define lastareas cíclicas que deben ejecutarse y los intervalos de tiempo que transcurrenentre dos intervencionesconsecutivas.

6.5.2.1 CalendariosEn tanto que el CALENDARIO establece las ventanas de fechas en que lasinstalaciones afectadas a mantenimiento estarán disponibles a lo largo del año parala ejecución de las tareas previstas, con precisión semanal.Debe ajustarse la Planificación de tareas, especialmente las que requierencondiciones especiales de explotación (fuera de servicio, anulación de recierres) a ladisponibilidad de instalaciones para intervención.

6.5.2.2 Involucra las siguientes rutinas:. Rutinas de asignación de ventanas de tiempo de disponibilidad de líneas y

transformadores para afectación de tareas de mantenimiento.. Rutinas de asignación de feriados: días hábiles laborables y no laborables.. Alta, baja y modificación de registros manuales. Ajuste de configuración

inicial, unidades de medida U:M, modo registro (parcial o acumulado),promedio y período. Niveles de alerta. Acceso a Historial.

. Alta, baja y modificación de registros automatizados. Ajuste de configuracióninicial, unidades de medida U:M, modo registro (parcial o acumulado),promedio y período. Niveles de alerta. Acceso a Historial.

. Procedimientos asociados:

. Gestión de Órdenes de Trabajo.


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6.5.3 Gestión de Órdenes de trabajoEl backlog contiene todas las tareas pendientes de ejecución.La Gestión de Órdenes de Trabajo involucra las siguientes rutinas:

6.5.3.1 Backlogde Mantenimiento:Panel (vista) reúne todas las tareas pendientes de ejecución, con posibilidad deordenar y filtrar según criterios: prioridad, localización, antigüedad, sector,proveedor, tipo de tarea, fecha objetivo, otros definidos por el usuario.

6.5.3.2 Equiposcon lecturasfuera de límite:Panel (vista) de equipos con lecturas fuera de límite.

6.5.3.3 Equiposcon ensayos observados:Panel (vista) de equipos con resultados de ensayos observados, pendientes deatención. Cuando se atiende un registro debe optarse por una acción contingenteprestablecida por el usuario, según criterios de mantenimiento basado enconfiabilidad, RCM.

6.5.3.4 Rutina de asignación de recursos:Debe permitir seleccionar un conjunto de tareas pendientes. Asignación de ventanade tiempo específica (fecha), definir el personal afectado a las tareas, validar ladisponibilidad y vigencia de habilitaciones y certificaciones (competencias), validarla selección de herramientas e instrumentos (disponibilidad, certificaciones,calibraciones), movilidad y equipos especiales (disponibilidad, certificaciones),afectación de materiales (vales),y publicar.

.

6.5.3.5 Rutina de generaciónde programatentativo:La aplicación deberá ser capaz de soportar rutinas que generen vistas con losprogramas de trabajos semanales tentativos que deberán ser validados por elSector de Programación de la Gerencia de Operaciones. Los trabajos no validadosdeberán ser reprogramados. Los trabajos validados habilitarán la generación de lasórdenes de trabajo correspondientes.

6.5.3.6 Rutina de reprogramación de tareas:Las tareas no validadas, canceladas o que no fueron completadas por cualquiermotivo, deben ser reprogramadas. La aplicación deberá permitir la reprogramaciónde tareas de mantenimiento desde el backlog.

6.5.3.7 Rutina de actualizaciónde órdenesde trabajo:La aplicación deberá permitir ajustar los trabajos efectivamente realizados, lospostergados y cancelados, ajustar el personal y horarios empleados en la ejecución,ajustar materiales, repuestos, instrumentos, asociar mediciones (predictivo),lecturas, configuraciones, y reportes de falla (correctivos), especificar nuevas tareasderivadas de una anterior.

6.5.3.8 Rutina de cierre de órdenes de trabajo:La aplicación deberá facilitar el cierre de las órdenes de trabajo finalizadas y laemisión de un reporte de pendientes.


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6.5.3.9 Rutinas de exportación de datos: ~N! Rti ~Deberá explicitarse las posibilidades de exportar registros. Alcance y extensión(tipos de archivo) de las herramientas de exportación. Reportes rutinarios definidospor el usuario: Programa tentativo (Solicitud de instalaciones) / Programa publicado /Reporte de Ejecución (ejecutado). Otros reportes de gestión definidos por el usuario(incluye informes valorizados: seguimiento presupuestario).

6.5.4 Gestión de Licencias de trabajoLas tareas programadas que deben ejecutarse con la instalación sometidas acondiciones especiales de explotación (ejemplo: fuera de servicio, o con anulaciónde recierres en líneas de alta tensión) involucran la gestión de Licencias de Trabajootorgadas por el Sector de Operaciones.Al momento de proponer los programas semanales de mantenimiento requiere lagestión de solicitudes de Licencia asociadas y la aceptación o rechazo de lassolicitudes realizadas por parte de Operaciones con acceso a Historial yEstadísticas.En instancias de ejecución de los programas de mantenimiento, requiere el registrode las solicitudes de Licencias con estampa de tiempo, horario efectivo de inicio yfinalización, y Operador otorgante. Acceso a Historial y Estadísticas. Involucra lassiguientes rutinas:

6.5.4.1 Aceptación/rechazo de solicitudesAceptación / rechazo de solicitudes de instalaciones y equipos para ser intervenidosen condiciones especiales de explotación (fuera de servicio, recierres anulados,otros) por tareas de mantenimiento asociadas. Acceso a Historial y Estadísticas.

6.5.4.2 Gestión de licenciasAsignación / cancelación de licencia: para dar inicio / finalización del trabajo. Motivosde finalización.

6.5.4.3 Rutinas de exportación de datos:Deberá explicitarse las posibilidades de exportar registros. Alcance y extensión(tipos de archivo) de las herramientas de exportación.

6.5.4.4 Procedimientos asociados:. Gestión de Órdenes de Trabajo.

6.5.5 Gestión de servicios de tercerosEn el maestro de proveedores se identifican aquellas empresas que prestanservicios a equipos afectados a explotación.Se asocian los proveedores listados como recurso para la ejecución de tareascíclicas o no cíclicas que se ejecutan con Órdenes de trabajo.Involucra las siguientes rutinas:. Panel (vista) de equipos con tareas de mantenimiento ejecutadas por

terceros.



. Panel de tareas de mantenimiento ejecutadas por terceros,

proveedor.. Alta, baja y modificación de asociaciones.. Acuerdos SLA. Monitoreo. Reportes.

Procedimientos asociados:. Gestión de Órdenes de Trabajo.. Gestión de proveedores (base)

con filtr

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6.5.6 Gestión de Instrumentos y Equipos de apoyoUn caso particular de mantenimiento cíclico es el control de certificaciones ycalibraciones que se ejecutan sobre herramientas, elementos de protecciónpersonal, instrumentos, y equipos de apoyo.Estos equipos se agrupan en familias específicas de activos sujetos a control. Seelaboran planes específicos de inspección y certificación (asimilables a los planesde mantenimiento por familia de equipos), y se asocia cada equipo a un plan deinspección y certificación específico.Esta asociación da como resultado un listado de tareas cíclicas con impacto en elBacklog.La aplicación involucra las siguientes rutinas adicionales a las mencionadas:Gestión de Elementos de protección personal EPP, Herramientas, Instrumentos yEquipos de apoyo con planes de calibración o certificación asociada. Estado de lacertificación.

6.6 GESTIÓN DE INCIDENTES

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Esta herramienta de gestión refiere al soporte de las tareas que se realizan pararesolver novedades y eventos (outages) que ocurren en la red de transmisión ysubtransmisión. Como tal, se integra al OMS de la Empresa, al GIS y a lasaplicaciones de data warehouse disponibles para análisis de fallas y susconsecuencias. Inicia con el registro del incidente, y soporta el flujo de trabajohasta su solución.

6.6.1 Gestión de NovedadesSe entiende por novedad a todo acontecimiento que se manifiesta en unadisminución o pérdida de función de un equipo o instalación atendido por el Sectorde Mantenimiento que no ha provocado una interrupción del servicio.Cada vez que se necesiten los servicios del personal de Mantenimiento paraatender un incidente, se completa un Reporte utilizando la herramienta de registro yseguimiento de incidentes. La fecha y hora de la solicitud quedan registradas, asícomo la fecha y hora en que la solicitud es leída por el Receptor, y derivada alSector designado para resolverla.La herramienta de gestión facilita al usuario que registra el incidente el seguimientoal Reporte desde su origen hasta el cierre definitivo


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Procedimientos asociados:. Gestión de tareas no rutinarias. Gestión de Órdenes de Trabajo.

6.6.2 Gestión de EventosUn evento es la pérdida de la función principal de un equipo de la Red deTransmisión y Subtransmisión e implica una afectación del Servicio, ya sea porperturbación o desconexión de un vínculo y/o nodo de la Red.Los eventos son registrados por personal de Operaciones en el momento en el queocurren, y puede demandar la intervención de personal de Mantenimiento siguiendolos procedimientos preestablecidos para corregir y restablecer el Servicio.Cuando se trate de activos lineales es sumamente importante que los registros delocalización de la falla se integren con las herramientas GIS de posicionamiento yruteo, que estarán disponibles para las cuadrillas de campo.A continuación, se registran las tareas correctivas ejecutadas para restablecer elServicio.El evento debe contener un reporte de falla asociado, e inicia una investigaciónsegún procedimiento RCA.Los eventos asociados a Líneas de Alta Tensión deben visualizarse de manerageorreferenciada a los efectos de apreciar la ocurrencia de fallas en terreno,analizar desempeño, optimizar la capacidad de respuesta y la gestión demantenimiento en su conjunto.Involucra las siguientes rutinas:. Rutinas de registros de eventos en la Red de Transmisión y Subtransmisión.

Procedimientos asociados:. Gestión de tareas no rutinarias. Programación de tareas de Mantenimiento. Backlog.. Ejecución de tareas de mantenimiento: Gestión de Órdenes de Trabajo.. Predictivos: Ensayos.. Data warehouse para análisis de fallas.

6.7 EVALUACiÓN, ANÁLISIS Y MEJORA

6.7.1 Análisis de FallasEl análisis de fallas es un componente importante del mantenimiento centrado en laconfiabilidad. Permite identificar problemas recurrentes e investigar las causas quelos producen, con el objeto de impedir o minimizar el impacto que estos efectostienen sobre la red.Cuando se registra un incidente, novedad o evento, se registra información referenteal tipo de falla, y la causa.El evento queda asociado a:. El análisis de la falla, y la determinación de su causa raíz.. Las acciones correctivas (tareas) ejecutadas para corregirla y controlarla.


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La herramienta informática de gestión de análisis de falla debe soportar la ge eRs ~de casos asociados a incidentes ocurridos en la red, con: apertura de lainvestigación (caso). Asociación con incidentes ocurridos en la red. Asociación conactivos e instalaciones de la Red. Asignación de Responsable. Asignación de unequipo de estudio. Asociación de documentación pertinente contenida en archivosdigitales de formatos múltiples. Integración con herramienta de gestión dedocumentos. Clasificación. Seguimiento. Auditoría. Informe final. Accionesrecomendadas. Cierre de caso. Registro y asociación de tareas pendientesderivadas del estudio, acciones correctivas y/o mejoras.

6.7.2 Indlcadores de desempeñoLos KPI indicadores clave de performance ofrecen la metodología para realizarseguimiento de las variables críticas de desempeño a lo largo del tiempo. Sonmedidas cuantificables predefinidas que reflejan la evolución de los factores críticosde éxito de la Organización.La Herramienta de Análisis debe ser capaz de facilitar la elaboración de reportes ycomparación de desempeños actuales con valores históricos y metas dedesempeño establecidas para cada período, implementado las funcionalidades pararealizar:

. Análisis de desempeño en la ejecución de las tareas de mantenimiento.

. Indicadores básicos de desempeño de mantenimiento: TMEF, TMPR,Disponibilidad.

. Indicadores básicos de desempeño para Empresas Eléctricas: ENS, FMIK,TTIK, FMIT, TTIT, ENS/Demanda, Eventos/100km_LAT (cantidad, duración),% Desenganches

. Indicadores básicos de desempeño en Líneas: Eventos/100KM Línea.

. Informes georreferenciados de fallas e intervenciones en LAT. Identificación

de fallas. Clasificación.. Análisis de invasión de traza de electroductos.. Análisis de Costos de fallas y de tareas de mantenimiento. Costos de

Montajes.

6.7.3 Mejoras y Rediseño .

Deben canalizarse los análisis de necesidades y acciones de mejora y/o rediseñosde los activos, sus componentes, los planes de mantenimiento, las técnicas demonitoreo y recursos afectados de ser necesario.Un incidente puede originar y quedar asociado a diferentes acciones tales como:

. Iniciativas de mejoras y rediseños que se canalizan a través de montajes(tareas o grupos de tareas).

. Cambios en los planes de mantenimiento y monitoreo que se produzcan.

. Planes de capacitación del personal motivados por necesidades de mejora

identificadas.


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6.8 PROCESOS SOPORTE

6.8.1 Gestión de personasInvolucra la gestión de la dotación del personal afectado a tareas de Mantenimientoa efectos de establecer la disponibilidad y competencias de cada agente para laejecución de tareas riesgosas que demandan destrezas específicas asociadas auna orden de trabajo. Al mismo tiempo, debe ser útil para soportar rutinas de gestiónadministrativas de los Recursos Humanos y rutinas de gestión de elementos deprotección personal asignados.La gestión de la base de personas involucra las siguientes rutinas generales: Alta,modificación y baja de la dotación de personal de Mantenimiento: registro de datospersonales, registro de legajo, registro de información de contacto, registro de datosbiométricos básicos: peso, altura, talles de ropa y calzado (asociados a la gestión deEPP), asociación de archivos digitales. Notas.

6.8.1.1 Rutinas asociadas a la gestión de competenciasdel personal:Las habilitaciones y certificaciones del personal responden a procedimientosinternos y regulaciones legales vigentes, asociados a la ejecución de tareasriesgosas o que exigen habilitaciones específicas.Las rutinas de gestión de competencias deben soportar la vigencia de habilitacionesy certificaciones otorgadas, y permitiendo: el alta, suspensión transitoria ypermanente (cancelación) de habilitaciones y certificaciones otorgadas.

6.8.1.2 Procedimientos asociados:. Gestión de Licencias por condiciones especiales de explotación: fuera de

servicio, trabajo con tensión, consignación de instalaciones.. Gestión de Órdenes de Trabajo (WO).. Gestión de Elementos de Protección Personal (EPP).

6.8.1.3 Rutinas asociadas a la gestión de la disponibilidad del personalLas siguientes rutinas tienen por objetivo principal determinar la disponibilidad decada agente para ser afectado a tareas específicas en instancias de programación,y al control de asistencia al momento de elaborar los reportes de ejecución.También debe soportar rutinas administrativas de Recursos Humanos, encoordinación con el sistema de gestión de RRHH:

. Asistencia diaria: registro y reportes.

. Asignación horaria normal, y horas extra en sus distintas modalidades (50%,100%): registro y reportes

. Gestión de francos compensatorios: asignación y goce. La asignación debe

quedar asociada a las órdenes de trabajo que dieron origen al beneficiootorgado.

. Gestión de Licencias: Licencia Anual Ordinaria (LAO), licencias

extraordinarias y especiales.


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. Gestión de reemplazos transitorios: roles y responsabilidades

ausencia de un superior.. Rutinas de importación y exportación de datos. Reportes administrativos:

Asistencia diaria. Horas Normales y Horas extras del período. Francoscompensatorios, especiales. Horas Normales. Horas Extra.

. Gestión de competencias: control y seguimiento de habilitaciones y

certificaciones del personal.

6.8.1.4 Procedimientosasociados:Gestión de Licencias.Programación de Tareas. Gestión de Backlog. Tareas no rutinarias.Gestión de Órdenes de Trabajo (WO).Gestión de la movilidad.

6.8.2 Gestión de vehículos y víasLa gestión de la flota de vehículos está fuera del alcance de las actividades actualesde Mantenimiento, pero tiene influencia notable en la programación de actividades,toda vez que los vehículos son un recurso esencial para la ejecución de losprogramas de tareas de campo.La disponibilidad de la flota de vehículos, incluyendo grúas, carretones, camiones,camionetas y furgones, es afectada tanto por su condición o aptitud técnica, comopor las regulaciones asociadas a su uso: permisos de tránsito, inspecciones deentes reguladores, certificaciones, etc., de cumplimiento obligatorio.

6.8.2.1 Vías de tránsito y accesosEs necesario mantener un registro de las características y estado de las vías detránsito (rutas, puentes, caminos) y accesos a las instalaciones de la Empresa:Estaciones y Subestaciones Transformadoras, estructuras de líneas de alta tensión,diseminadas en toda la geografía de la Provincia de Entre Ríos a los efectos de darrespuesta efectiva a las necesidades de desplazamiento de los recursos materialesy humanos para atender las demandas de mantenimiento. Debe admitir integracióncon el Sistema de Información Georreferenciado.Por último, es necesario monitorear las habilitaciones del personal afectado comomaquinista y/o chofer de los vehículos asociados.Los tres factores citados: flota, vías y personal afectado, se asocian con losprocedimientos de programación y ejecución de mantenimiento y deberánintegrarse.

6.8.3 Gestión de la documentación técnicaEsta herramienta debe ser capaz de soportar la gestión de la documentación técnicaasociada a los activos en todas las etapas de su vida útil, desde el diseño, laconstrucción, puesta en servicio, operación y mantenimiento de equipos einstalaciones, facilitando la disponibilidad de los documentos en cada instancia de la


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vida útil de los activos, asegurando la vigencia de la información presentada,posibilidad de actualización, y la correcta aplicación de la metodología de control decambios.Desde la perspectiva de mantenimiento la aplicación de gestión de ladocumentación se asocia con:

. Planificación y Programación de tareas: la documentación actualizada debeestar disponible desde la planificación de las tareas, a efectos de asegurar laadecuada gestión de materiales necesarios para cumplimentar los trabajos,minimizando la indisponibilidad de los activos afectados.

. La herramienta debe asociar listados actualizados de piezas y partes a losequipos e instalaciones a los que pertenecen. Planos funcionales, demontaje, topográficos, planos de vistas generales y detalladas, soportados enAutoCad, permiten realizar los estudios de movimientos de equipos de granporte, ejecución de maniobras necesarias, identificación y análisis deproblemas, actualización y mejoras de diseño. Detalles de diseño de piezas yconjuntos, montajes y desmontajes, rutinas de tareas cíclicas especificadaspor el fabricante, manuales de instalación, puesta en servicio, manipulación,almacenamiento, operación, mantenimiento y disposición final de equipos ycomponentes detallados en manuales, pruebas funcionales, son necesariosen esta instancia que permitirá además una ajustada estimación de lostiempos necesarios fuera de servicio para la ejecución de las tareas eninstancia posterior.

. La documentación actualizada debe estar disponible al momento deprogramar las tareas y afectar los recursos necesarios para su ejecución deacuerdo a lo planificado. La programación de maniobras necesarias paradejar fuera de servicio una instalación de manera segura es otro ejemplo deutilización de la documentación en esta instancia.

. Esto implica que la herramienta sea capaz de contener y gestionar múltiplesextensiones de archivos digitales asociados a equipos e instalacionesmantenidas. Deberá indicarse cuáles son las extensiones de archivossoportadas.

. La ejecución de tareas programadas y no programadas. Gestión deincidentes: la documentación actualizada debe estar disponible al momentode ejecutar las tareas en sitio, facilitando el acceso a los repositorios dedocumento desde posiciones remotas.

. La herramienta de gestión de documentos deberá integrarse con el Sistemade Información Georreferenciado, permitiendo al personal técnico demantenimiento acceder a documentación asociada a un activo, equipo y/oinstalación, a partir de su ubicación física o funcional en la Red deTransmisión y Subtransmisión.

. La herramienta de gestión de documentos deberá ser capaz de administraractualizaciones, comparar versiones y soportar la metodología yprocedimientos de control de cambios que se encuentre vigente en la


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Empresa, que permitan reflejar los cambios ocurridos en equipoinstalaciones como resultado de las intervenciones del personalmantenimiento.

6.8.4 Gestión de recursos materiales y serviciosEsta funcionalidad tiene por objeto gestionar las solicitudes de materiales y serviciosnecesarios para gestionar el ciclo de vida de los activos afectados a explotación, yrealizar el seguimiento de los pedidos con entrega diferida a efectos de programarlas tareas de mantenimiento asociadas a los recursos solicitados. Por suscaracterísticas, esta aplicación tiene múltiples instancias de integración con el ERPORACLE, como se indica a continuación.En todos los casos, la funcionalidad debe admitir el modelado de flujos de trabajo ymatrices de autorización según procedimientos internos vigentes, para cadamodalidad de adquisición, que admitan trazabilidad del trámite.Involucra los siguientes procedimientos:

6.8.4.1 Seguimiento de las solicitudes de materiales y servicios no matriculadosadquiridos por Orden de Compra.

La solicitud de materiales y servicios no matriculados (no estandarizados) tieneorigen en tareas de mantenimiento programadas o para restitución de consumosasociados a tareas ejecutadas. La funcionalidad descripta a continuación tiene porobjeto gestionar las solicitudes internas que se envían al Sector de Compras, y elseguimiento del proceso de adquisición de recursos que tienen impacto en laprogramación de las tareas asociadas. En ese sentido, se plantea la integración deaplicaciones desde la funcionalidad hacia el ERP Oracle y viceversa: desde el ERPOracle hacia la funcionalidad.

6.8.4.2 Solicitud inicial realizada por el Sector demandante:Revisión técnica de la Solicitud. Gestión de modificaciones de la Solicitud.Aprobación/rechazo y controles de la Solicitud. El registro comprende la descripcióntécnica de materiales y servicios solicitados, cantidad, precio unitario y total porlínea (renglón). Moneda (AR$, USD), plazo de entrega, combinación contable(centro de costo, zona geográfica, cuenta, uso), y adjuntos: pliegos,especificaciones, planos, otros asociados al pedido completo (cabecera) o a ítemsespecíficos (líneas o renglones). Integración con ERP Oracle.La funcionalidad debe facilitar el seguimiento de cada trámite, con identificación deusuario y fecha de cada modificación o cambio de estado visible a los usuarios.

6.8.4.3 Seguimientodel procesode Compra:La integración con el ERP Oracle debe facilitar el seguimiento del proceso decompra realizado por el Sector específico, desde la asignación del número derequerimiento interno, la asignación del número de orden de compra, laidentificación del proveedor adjudicado y plazos de entrega comprometidos. Loseventuales cambios en plazos de entrega deberán asociarse con las tareas que ledan origen, afectando la programación de tareas asociadas.


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6.8.4.4Recepción de materiales:La recepción de materiales realizada en el ERP Oracle debe integrarse con lafuncionalidad,habilitandola ejecución de las tareas previstas en el EAM.A su vez, la integración con el ERP Oracle debe prever la actualización en lademanda de materiales y servicios no matriculados producidos por cambios en losprogramas de trabajo. A Saber:

6.8.4.5Integracióncon rutinas de modificaciónde tareas:La actualización de recursos necesarios (materiales, herramientas, instrumentos,equipos especiales) y la actualización de fecha objetivo de tareas rutinarias y norutinarias definidas en el EAM, tienen impacto en las necesidades de recursosmateriales. Se requiere integración con aplicaciones de compras y gestión demateriales del ERP Oracle.

6.8.4.6Integración con rutinas de baja de tareas:La cancelación de tareas definidas en el EAM tiene impacto en las necesidades derecursos materiales asociados. Se requiere integración con aplicaciones de comprasy gestión de materiales del ERP Oracle.Solicitud de materiales y servicios no matriculados adquiridos en la modalidad decuenta corriente. Comprende: Solicitud inicial. Autorización, rechazos y controles.Asignación de proveedor. Listado de compra. Control de recepción. Ingreso aAlmacenes. Gestión de pendientes. Faltantes. Cancelaciones. Integración con ERPORACLE. Valorización. Control presupuestario. Elaboración de reportes.

6.8.4.7 Solicitud de materiales no matriculados adquiridos en la modalidad de cuentacorriente

La solicitud de materiales no matriculados (no estandarizados) adquiridos en lamodalidad de cuenta corriente es utilizada para compras menores. La funcionalidaddescripta a continuación tiene por objeto gestionar las solicitudes internas que seelaboran en el Sector, a efectos de tener control sobre los materiales que seadquieren, los montos asociados, y mantener la vigilancia sobre los compromisosasumidos en esta modalidad, definidos por el Sector de Compras para cadaproveedor.

6.8.4.8 Solicitud inicial realizada por el Sector demandante:Registro de la solicitud. Aprobación/rechazo y controles. El registro comprende ladescripción sintética de los materiales, cantidad, precio unitario estimado y total porlínea (renglón), combinación contable (centro de costo, zona geográfica, cuenta,uso). Asignación de proveedor (Jefatura de Zona). Control de compromisosasumidos y saldos. La funcionalidad debe facilitar el seguimiento de cada trámite,con identificación de usuario y fecha de cada modificación o cambio de estadovisible a los usuarios.

6.8.4.9 Recepción de materiales:


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La recepción de materiales involucra el registro de comprobantesentrega/factura, actualización de proveedor, precios unitarios y totales por línea.Rendición de gastos e integración con el ERP Oracle.

6.8.4.10 Solicitud de materiales matriculadosLa solicitud de materiales matriculados (normalizados) tiene origen en tareas demantenimiento programadas o para restitución de consumos asociados a tareasejecutadas. La funcionalidad descripta a continuación tiene por objeto gestionar lassolicitudes internas que se envían a Almacenes, y el seguimiento del proceso deadquisición de materiales que tienen impacto en la programación de las tareasasociadas de materiales que se compran a pedido. En ese sentido, se plantea laintegración de aplicaciones desde la funcionalidad hacia el ERP Oracle y viceversa:desde el ERP Oracle hacia la funcionalidad.

6.8.4.11 Solicitud inicial realizadapor el Sector demandante:El registro comprende la identificación del material, cantidad, plazo de entrega(fecha de necesidad) y combinación contable (centro de costo, zona geográfica,cuenta, uso). Integración con ERP Oracle.La funcionalidad debe facilitar el seguimiento de cada trámite, con identificación deusuario y fecha de cada modificación o cambio de estado visible a los usuarios.

6.8.4.12 Seguimientode la gestión de Almacenes:La integración con el ERP Oracle debe facilitar el seguimiento del proceso deafectación del material realizado por Almacenes que asegure la reserva del materialpara la fecha de necesidad informada. Los remitos de salida de material deAlmacenes deben quedar asociados a los pedidos de movimiento y las tareas que ledieron origen en el EAM.

6.8.4.13 Seguimiento del proceso de Compra:Cuando la solicitud de materiales matriculados implica iniciar un proceso de comprade materiales, la integración con el ERP Oracle debe facilitar el seguimiento delproceso de compra realizado por el Sector específico, desde la asignación delnúmero de requerimiento interno, la asignación del número de orden de compra, laidentificación del proveedor adjudicado y plazos de entrega comprometidos. Loseventuales cambios en plazos de entrega deberán asociarse con las tareas que ledan origen, afectando la programación de tareas asociadas.

6.8.4.14 Recepción de materiales:La recepción de materiales matriculados en Almacenes, con proceso de comprainiciado por tareas de mantenimiento asociadas realizada en el ERP Oracle debeintegrarse con la funcionalidad, habilitando la ejecución de las tareas previstas en elEAM. Los materiales que se reciben en esta modalidad, deben ingresar aAlmacenes afectados a las tareas que le dieron origen, sin alterar las cantidadesdisponibles, a efectos de asegurar la provisión.



A su vez, la integración con el ERP Oracle debe prever la actualización en ,.,E R S

..

demanda de materiales y servicios matriculados producidos por cambios en losprogramas de trabajo. A Saber:

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6.8.4.15 Integracióncon rutinasde modificaciónde tareas:La actualización de recursos necesarios (materiales matriculados) y la actualizaciónde fecha objetivo de tareas rutinarias y no rutinarias definidas en el EAM, tienenimpacto en las necesidades de recursos materiales. Se requiere interfase conaplicaciones de compras y gestión de materiales del ERP Oracle.

6.8.4.16 Integracióncon rutinasde baja de tareas:La cancelación de tareas definidas en el EAM tiene impacto en las necesidades derecursos materiales asociados. Se requiere interfase con aplicaciones de compras ygestión de materiales del ERP Oracle.

6.8.4.17 Rutinasy procedimientosasociados:Proceso de Compra realizado por el Sector específico, que se dispara con elregistro de requerimientos RQM en el ERP ORACLE. El Seguimiento se realiza apartir de información provista por el ERP de la Empresa (RQM, OC, Recepciones)hasta su cierre.

. La programación de tareas. Gestión de backlog.

. Gestión de materiales y repuestos.

. Procedimiento de Alta de Activos y gestión de garantías.

. Procedimientos de gestión de repuestos.

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7 HERRAMIENTAS DE ADMINISTRACiÓN DEL SISTEMA7.1 Introducción

7.1.1 En General

7.1.1.1 ENERSA tendrá la capacidad de modificar el sistema SCADA/DMS para quereflejen en él los cambios operacionales y técnicos en el sistema SCADA.

7.1.1.2 Las herramientas de administración de sistema permitirán al usuariomantener y administrar con eficiencia el sistema y las aplicacionesSCADA/DMS.

7.1.1.3 Los utilitarios para modificaciones por lotes off-line y para modificacionesinteractivas on-line serán componentes integrales del sistema.

7.1.1.4 Estos utilitariospermitiránque el usuario agregue, modifiqueo borre:

. puntos en las bases de datos,

. parámetrosdecomunicaciones,

. pantallas,

. informes,

. equipos.

7.1.1.5 La alteración de estos elementos no requeriráni apagar el sistema ni editar elcódigo fuente.

7.1.1.6 Las siguientes seccionesdefinen las funciones de las herramientasdeadministración que se incluirán en el sistema SCADA:

7.2 Editor de Bases de Datos

7.2.1 En General

7.2.1.1 El Proveedor proveerá un Editor de Bases de Datos capaz de configurar yeditar fácilmente la(s) base(s) de datos de tiempo real del sistema SCADA.

7.2.1.2 Se podrá configurar la accesibilidad del Editor de Bases de Datos desde lasmáquinas del sistema.

7.2.1.3 El Editor de Bases de Datos tendrá la capacidad de agregar, quitar o editarpuntos de bases de datos de tiempo real. Esto incluirá entradas, salidas ypuntos que actúan como RTUs, canales de comunicaciones y otros puntosde bases de datos calculados, entrados manualmente o de telemetríaespecíficos de la industria.

7.2.1.4 Se podrá configurar cualquier punto de telemetría para que corra pequeñosprogramas que también se podrán programar dentro del Editor de Bases deDatos.

7.2.1.5 El sistema permitirá la asignaciónde puntos al componente (o componentes)de la tendencia histórica del sistema a través del Editor de Bases de Datos.


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.ENERSAEnergía de Entre Ríos S.A. ~

7.2.1.6 Se considerará al Editor de Bases de Datos la herramientade administracio~NE\\S

central de todas las configuraciones de bases de datos SCADA.

7.2.1.7 A través del Editor de Bases de Datos, el sistema podrá soportar todas lasadiciones, borrados y modificaciones de las informaciones de las bases dedatos.

7.3 Editor de Pantallas

7.3.1 En General

7.3.1.1 El Editor de Pantallas tendrá la capacidad de utilizar el Formato deIntercambio de Diseños (DXF) como base para las pantallas HMI deSCADA.

7.3.1.2 Se podrá configurar la accesibilidad a la(s) máquina(s) del Editor de Pantallas(aquellas que tengan las apropiadas capacidades gráficas). Por ejemplo, nose podrá acceder al Editor de Pantallas desde las estaciones de trabajo deoperadores.

7.3.1.3 El Editor de Pantallas tendrá acceso a todos los archivos de pantalla yproveerá la capacidad para editar cualquier pantalla en el sistema SCADA

7.3.1.4 Un cambio en una pantalla o el agregado de un nuevo formato no afectaránlas pantallas en uso en el sistema SCADA.

7.3.1.5 Las modificaciones a las pantallas se harán activas solamente después deque las distribuya la administración del sistema o un gerente del sistema.

7.3.1.6 Las modificaciones individuales de pantallas no requerirán que se apague elsistema ni que se vuelvan a encender las consolas del operador y nointerferirán con las operaciones vivas del sistema SCADA.

7.3.1.7 El sistema permitirá la importación de dibujos de instalaciones existentes y demapas y diagramas GIS en formato DXF como base para los diseños CM!.

7.3.2 Datos Dinámicos

7.3.2.1 El Editor de Pantalla debe poseer la capacidad de vincular elementos gráficosde la biblioteca en uso e incluir cualquier punto de la base de datos detiempo real o punto de la base de datos histórica.

7.3.2.2 Los lenguajes de consultas de la(s) base(s) de datos históricos y de tiemporeal tendrán la capacidad de filtrar resultados a consultas.

7.3.2.3 Para los valores de datos extraídos de base(s) de dato(s) históricos o detiempo real, podrán aparecer (opcionalmente) caracteres indicadores decalidad del dato.

7.3.2.4 Los puntos de datos que provienen de base(s) de datos de tiempo realincluirán anotaciones que corresponden al estado de alarma actual de esepunto en particular.



7.3.3 Datos Numéricos:~ N ! \\ 'b~

7.3.3.1 Será posible desplegar cualquier dato numérico como entero, real, barra dedesplazamiento, medidor, indicador o pantalla gráfica o cualquier pantallaCM!.

7.3.3.2 Esta representación de los datos será móvil y transferible entre pantallasCM!.

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7.3.3.3 Será posible colocar múltiples representaciones de datos en cualquierpantalla (por ejemplo, dos gráficos de tendencias y cuatro medidores) y elúnico límite será el tamaño del formato del CM!.

7.3.4 Objetos Gráficos:

7.3.4.1 Será posible anotar objetos gráficos. Por ejemplo, se pOdrá hacer que ungráfico de una válvula cambie de color dinámicamente para reflejar el nivelde alarma actual del punto correspondiente.

7.3.4.2 Se podrá aumentar el tamaño de un gráfico para que correspondadinámicamente con un valor en una base de datos de tiempo real.

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7.3.4.3 Será posible rotar un gráfico dinámicamente para que corresponda con unvalor en una base de datos de tiempo real.

7.3.4.4 El Editor de Pantallas consistirá en una amplia Biblioteca de Símbolosgráficos para las necesidades operacionales.

7.3.4.5 La Biblioteca de Símbolos definirá representaciones de objetos del mundoreal como transformadores, interruptores, barras, condensadores, etc.

7.3.4.6 La colocación del símbolo gráfico en una pantalla invocará automáticamenteun menú pop-up que dirigirá al usuario a una la pantalla dinámica con uncampo de base de datos históricos o de tiempo real.

7.3.5 Puntos Calculados

7.3.5.1 Se podrá configurar un campo dinámico capaz de mostrar el resultado de unaecuación matemática con entradas tomadas de base(s) de datos de tiemporeal.

7.3.5.2 Desde la perspectiva del usuario, este campo aparecerá como un campo"entero" o "real/flotante"

7.3.6 Botones en Pantalla

7.3.6.1 Se podrán colocar cualquier número de botones en cualquier pantalla CMI, yeste número estará limitado solamente por el tamaño del formato de lapantalla y por consideraciones ergonómicas relacionadas con losoperadores.


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7.4 Generador y Editor de Informes

7.4.1 En General

7.4.1.1 El Proveedor proveerá un utilitario de Generación de Informes basado en unlenguaje de consultas estándar de la industria (Sal).

7.4.1.2 Se podrá acceder a los estilos de informes creados por el utilitario deGeneración de Informes desde las interfases del operador.

7.4.1.3 Este lenguaje de respuestas estándar será no propietario, y tendrá lugar paracompartir la información con otras aplicaciones de bases de datosexistentes en la infraestructura IT de la empresa de ENERSA.

7.4.2 Definir y Distribuir Informes

7.4.2.1 Se podrán crear archivos de informes que utilicen herramientas fáciles deconseguir, estándar en la industria.

7.4.2.2 El administradoro gerente del sistema distribuirácon facilidad los archivos deinformes a todas las estaciones de trabajo en el sistema SCADA, una vezque estos archivos estén operando.

7.4.2.3 El sistema SCADA apoyará la automatización de la creación y distribución deinformes según las reglas de negocios definidas por ENERSA.

7.5 Administración y Monitoreo del Hardware y la Red LAN

7.5.1 En General

7.5.1.1 El sistema proveerá un utilitario para monitoreo que muestre dinámicamentelos porcentajes CPU en bruto utilizados por los procesadores que usan laporción mayor de la potencia de la CPU en cada una de las estaciones detrabajo.

7.5.1.2 El utilitario de monitoreo proveerá también información dinámica sobre lacarga de memoria, los archivos de intercambio de páginas y los accesos alos discos.

7.5.1.3 El utilitario de monitoreo monitoreará la utilización del espacio de disco entodos los servidores críticos del sistema y generará alarmas basadas enumbrales definidos por el usuario para la utilización del espacio en el disco.



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REQUISITOS DE RENDIMIENTO DEL SISTEMA8.1 Requerimientos de Funcionamiento del sistema SCADA

8.1.1 En GeneralEl funcionamiento del sistema es crítico para la utilidad general del sistema. Unmal funcionamiento disminuye la confianza general en el sistema y en los datosque produce. El funcionamiento del sistema pesa enormemente en la evaluaciónque se hace de él. Esta sección definirá requerimientos específicos defuncionamiento para el sistema SCADA.

8.1.2 Carga del sistema

8.1.2.1 La carga del sistema está definida como los niveles de actividad en losservidores SCADA, y las redes del área local y del área amplia, tal cualestán medidas por las herramientas de monitoreo de funcionamiento de lared y del sistema.

8.1.2.2 Los niveles de funcionamiento se medirán en una condición de carga pesada.La carga pesada es el nivel de carga esperable durante condiciones de grancantidad de eventos y comandos en la red. Esta situación se considera unacondición transitoria que simula una condición desfavorable en la cual se dauna gran cantidad de actividad durante un período de tiempo hasta que seestabilizan las operaciones en la red.

8.1.2.3 En esta condición, habrá un escaneo mientras se recogen datos sobremuchas condiciones de cambios de estado y alarmas que provienen de ungran número de unidades de terminales remotas. Se asumirá un alto nivelde actividad del Operador del Centro de Control en las Interfases Hombre-Máquina.

8.1.2.4 La prueba de Carga Pesadase hará durante un período de diez (10) minutos.

8.1.2.5 Los datos de campo serán simulados para el sistema inicial expandido almáximo.

8.1.2.6 Los datos simulados se distribuirán equilibradamenteen todas las líneas decomunicación del sistema.

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8.1.2.7 Se podrán usar simuladores para simular artificialmente las situaciones decarga que se requieren para la prueba.

8.1.3 Situación de Carga Pesada

8.1.3.1 Con una técnica de sondeo continuo, el sistema sondea todos los datos entodas las líneas de comunicación mientras se experimentan los siguientesrequerimientos, 15.000 lecturas por minuto y 55.000 puntos de indicación enel mismo período. Estas medidas deberán servir para el dimensionamientode la comunicación entre la base on line y la histórica, la velocidad degrabación y tasa de crecimiento de la base de datos histórica.


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8.1.3.2 El sistema debería admitir de acuerdo a esto y a la tasa de crecimie o~NE~f>~acorde a la ingeniería proyectada de EETT, con un margen acorde a lacarga de CPU y red informática más arriba detallado (punto 9.1.3.1 y9.1.3.2) en función de los puntos de carga que cada tipo de ingenieríarequieren (estimación del punto 2.2.1.6).

8.1.3.3 El uso promedio de la CPU del servidor de tiempo real (promedio medido enun período de cinco minutos) no excederá el sesenta por ciento (60%).

8.1.3.4 La utilización máxima de cualquiera de las Redes de Área Local SCADA noexcederá el 40%.

8.1.4 Tiempos de Formateo de CRT

8.1.4.1 Los operadores del sistema de transmisión podrán mostrar Pantallas SCADAde Tiempo Real (150 campos de datos dinámicos o menos, sin datoshistóricos) en dos (2) segundos o menos.

8.1.4.2 Los formatos SCADA con 300 campos de datos dinámicos y ningún datohistórico se mostrarán en menos de tres (3) segundos.

8.1.4.3 Las tendencias estándar de cuatro líneas (50 puntos de datos porlínea/trazo), que utilizan datos que provienen de tablas de tiempo real, semostrarán en diez (10) segundos o menos.

8.1.4.4 Las tendencias estándar de cuatro líneas (50 puntos de datos por línea), queusan datos de las tablas de resumen, se mostrarán en treinta (30) segundoso menos.

8.1.4.5 Cuando se muestra un formato, la velocidad de renovación de los datos detiempo real se podrá configurar para cada consola.

8.1.4.6 Será posible ajustar intervalos de renovaciónde una vez por segundo a unavez por minuto.

8.1.4.7 Para esta prueba, los datos de tiempo real se renovarán una vez por segundoen las consolas del operador.

8.1.4.8 Los datos históricos se actualizarán en intervalos que se pueden configurarsegún incrementos de un minuto.

8.1.5 Tiempos de adquisición de datos

8.1.5.1 En condiciones de carga Pesada, los cambios en los campos aparecerán enlas pantallas CRT dentro de los cinco (5) segundos de cambiar en laterminal remota. Nota: este cálculo supone que se ha logrado un tiempo decomunicación física de circuito único de tres (3) segundos.

8.1.5.2 El Proveedor será responsablede asegurar que los cambios en los datos decampo se reflejen en las consolas del operador no más de dos (2) segundosdespués de que los datos del campo se hayan recibido en el servidor de laterminal de la línea de comunicación. Esto se medirá comparando la marca


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de tiempo de los puntos de datos (que indican el momento en queservidor recibió los datos) con el tiempo en que se muestran los datos sobrela consola del operador.

8.1.6 Tiempo de salida del control

8.1.6.1 En condiciones de carga Pesada, el tiempo máximo para empezar atransmitir un control (discreto o analógico) después de completar lasecuencia de iniciación será de medio (1/2) segundo (suponiendo que nohay espera para que se complete el escaneo que se esté haciendo en elmomento). Este requerimiento se aplicará tanto a los comandos iniciadospor el operador del Sistema del Centro de Control como a los comandosiniciados por la Secuencia de Control Automático.

8.1.6.2 Si está en progreso un escaneo cuando se inicia un control, el control seiniciará inmediatamente después de que se termine el escaneo en progreso.

8.1.7 Tiempos de actualización de la base de datos

8.1.7.1 Las actualizaciones de los valores críticos, como los puntos en cambios dealarma o usuario enviados a la base de datos se propagarán hasta elservidor en espera dentro de los cinco (5) segundos después del cambio enel servidor activo.

8.1.7.2 Las actualizaciones de integridad de valores no críticos, como puntosanalógicos que no están en alarma y se revisan por escaneo durante elproceso regular de sondeo, se propagarán al servidor en espera dentro delos dos (2) minutos después del cambio en el servidor activo.

8.1.7.3 Los datos históricos se mantendrán en un grupo de discos espejados quecomparten los servidores históricos redundantes. Así, no habráactualizaciones explícitas entre los servidores históricos.

8.1.7.4 Los datos de tiempo real copiados de los servidores de tiempo real a unservidor de apoyo a la toma de decisiones se actualizarán dentro de los dos(2) minutos después de que hayan cambiado en el servidor de tiempo real.

8.1.8 Tiempos de transferencia de operaciones por falla (Failover Times)

8.1.8.1 Los servidores de tiempo real y los históricos tienen disponible unacomputadora en espera asociada. Esta configuración permitirá que haya unmínimo de tiempo entre la detección de una falla en un servidor y lahabilidad para que esté operando de nuevo en una computadora en espera.Los servidores de tiempo real y los históricos se discutirán por separadomás abajo.

8.1.8.2 En condiciones de carga Pesada, las fallas en el servidor de tiempo real sedetectarán en menos de 100 segundos, siempre que no sea una caída de lared (en cuyo caso, se requiere un tiempo de cierre de la red TCP/IP deaproximadamente 120 segundos para que vuelva a funcionar).


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8.1.8.3 En condiciones de carga Pesada, el tiempo para que las consolas Hconecten a la computadora "activa" recién establecida es de 30 segundos omenos.

8.1.8.4 El tiempo para la detección de una falla del servidor histórico será de menosde 300 segundos.

8.1.8.5 El tiempo de funcionamiento del servidor de la base de datos en la nuevacomputadora (después de que se ha detectado la falla) será de menos deun minuto. Después de que se inicia el funcionamiento del servidor, ésterecuperará las bases de datos históricas una por vez desde el discocompartido.

8.1.9 Tiempos de inicio del sistema

8.1.9.1 Hay un inicio en frío cuando las computadoras del sistema SCADA se hacenarrancar desde el estado de apagado. Los tiempos de inicio para loscomponentes del sistema SCADA son los siguientes:

. El tiempo de operación de inicio del sistema (incluyendo el autodiagnóstico) será de a lo sumo de 4 minutos.

. El tiempo de inicio en tiempo de real deberá ser de a lo sumo 3

minutos.

. El tiempo de inicio de la parte histórica del sistema será de menos de

2 minutos después del inicio del tiempo real.

. El tiempo de inicio del HMI será de menos de 2 minutos.

8.1.9.2 Se llama "inicio en caliente" al inicio de los servidores SCADA en unmomento en que el sistema está operando. Los límites de tiempos de inicioen caliente serán iguales a los tiempos de inicio de los componentesindividuales en las secciones previas.

8.1.9.3 Cada vez que los servidores de tiempo real estén en el proceso de inicio y nohaya ningún servidor de tiempo real disponible, cualquier acción HMI queesté corriendo mostrará datos de campo dinámico en un formato grisadopara indicar que los datos de tiempo real no están disponibles todavía.

8.1.10 Tiempos de Entrada del Operador

8.1.10.1 El tiempo requerido para que el sistema SCADA reconozca una entrada deloperador desde una terminal del sistema no excederá los dos (2) segundos.Este tiempo se medirá desde el momento en que el operador del Sistemadel Centro de Control cierra el comando (hace clic en el botón del mouse opresiona la tecla Enter) hasta que el sistema realiza la función. Por ejemplo,el tiempo de entrada del operador para un reconocimiento de alarma será elperíodo entre la activación del reconocimiento de alarma y la actualización


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visual de los datos en formatos CRT actuales, es decir el momento ense muestra visualmente que se ha completado la función de reconocimiento.

Funcionamiento de la Estación de Trabajo del Operador

El sistema responderá a los comandos entrados por el operador dentro delos 500 milisegundos. En el caso de que el tiempo requerido para procesarel comando exceda los 500 milisegundos, aparecerá una indicación visualpara indicarle al operador que el comando ha llegado al sistema y que elsistema lo está procesando.

Para las pantallas dinámicas, los nuevos valores aparecerán en pantalladentro de los 2 segundos de la llegada desde el dispositivo de campo.Habrá una actualización de la pantalla una vez por minuto haya o no hayahabido un nuevo dato generado desde el campo. La fecha y la horaaparecerán en todas las pantallas del operador y se actualizarán una vezpor segundo.

Las pantallas pedidas por el operador por primera vez apareceráncompletas con datos estáticos y dinámicos dentro de un promedio de 2segundos después de la consulta. En general, las pantallas aparecerán enmenos de 5 segundos.

Los comandos de control de dispositivos de supervisión llegarán aldispositivo de campo dentro de los 2 segundos desde el momento en que eloperador ejecutó el paso final en la secuencia de comando. En unasituación en la que el canal de comunicación no está disponibleinmediatamente, el comando de control llegará al dispositivo de supervisiónremoto dentro de 1 segundo después de que quede disponible el canal decomunicación. Nota: esto es así en los casos en que hay líneas de tierra enuso. Las implementaciones de VSAT o comunicaciones por radio enregiones de alto tráfico pueden exceder estos números.

Todas las alarmas se anunciarán al operador dentro de 1 segundo despuésde que hayan llegado los datos en bruto desde el equipo remoto detelemetría. El mensaje de alarma se enviará a la impresora evento/alarmadentro de los 5 segundos desde el momento en que hayan llegado los datosen bruto desde el equipo remoto de telemetría.

Tamaño de la base de datos

8.1.12.1 El tamaño del sistema SCADA apoyará el siguiente número inicial de puntosmás el crecimiento previamente indicado sin necesidad de agregarhardware o software adicionales:

8.1.12.2 El sistema SCADA podrá hacer espacio para el Número final sin degradar elfuncionamiento mediante adiciones de memoria, discos y procesadores. Nose necesitará volver a compilar el software.


Datos escaneados cadaminuto

Registrode eventos 100 días

Estadísticas de 100 díascomunicaciones

8 Datos por hora 5 años

Datos por día 7 años

Datos por mes 10 años

Datos por año 100 años


8.1.13 Tamaño de la base de datos Históricos

8.1.13.1 La base de datos históricos tendrá una capacidad adecuada dealmacenamiento on line (disco) para guardar todas las entradas inicialesmás 50% de expansión para los siguientes períodos:

Frecuencia de la muestra Período de AlmacenamientoOn Une

40 días

8.1.13.2 El sistema será capaz de sostener el almacenamiento detallado más arribay sus períodos para la cuenta del Número Final con el simple agregado dememoria y discos sin ninguna compilación extra de software.

Falla y recuperación del sistema

El inicio del sistema a partir de un estado de falla no requerirá más de 5minutos. El sistema se considerará en funcionamiento cuando responda alos pedidos del operador (por ejemplo, muestre las pantallas requeridas enla estación del trabajo del operador en el tiempo de respuesta correcto yvuelva a comenzar el escaneo de los campos de datos).

En este caso, el sistema sincronizará sus operaciones con el sistema de lacomputadora "primaria." El final de la sincronización de datos y el estado de"standby" (espera) del sistema de respaldo se mostrarán al operador comoalarmas. Habrá una indicación visual en la cual se le indicará quéprocesador es el "primario" y cuál está en modo "en espera." Lasincronización de los datos entre el sistema "primario" y el sistema "enespera" no requerirá más de <5 minutos> para completarse sin importar lacarga del sistema.

El sistema SCADA tendrá un mecanismo para detectar si dos computadorasprincipales se inicializaron las dos en modo "primario." El sistema arbitrará

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ENERSA · ENERSA Energía deEntre RíosS.A. 1.1.14.4...

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