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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, martes 27 de noviembre de 2012 479417 TÍTULO QUINTO 5. DEL ANÁLISIS POSTERIOR AL INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN 5.1 Fiscalización y Sanciones 5.2 Evaluación del Índice de Disponibilidad para los periodos de fallas en el SEIN DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS DISPOSICIONES TRANSITORIAS ANEXO-A FORMULARIO DE SOLICITUD DE CONEXIÓN A LA RIS ANEXO-B INFORMACIÓN PARA LA CONFIGURACIÓN DEL SERVIDOR ICCP ANEXO-C PRUEBAS DE FUNCIONALIDAD Y DISPONIBILIDAD DE LAS TRANSFERENCIAS ICCP ANEXO-D ESTABLECIMIENTO DE UNA CONEXIÓN ICCP DE PRUEBA NORMA TÉCNICA PARA EL INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL I. OBJETIVO La presente Norma tiene como objeto establecer las responsabilidades técnicas y procedimientos relacionados con la operación de la Red ICCP del SEIN (RIS) para el intercambio de información en tiempo real entre el Centro de Control del COES y los Centros de Control de los Integrantes del SEIN. II. BASE LEGAL • Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica. • Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (LCE). • Decreto Supremo Nº 009-93-EM, Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (RLCE). • Resolución Directoral Nº 014-2005-EM-DGE, Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados (NTCOTR). III. ALCANCES Son alcances de la presente Norma: • Establecer los criterios y procedimientos ha seguir para cumplir con las exigencias para la adecuación de los Centros de Control de los Integrantes del Sistema según lo requiere el numeral 1.5.2 de la NTCOTR. • Establecer las especifi caciones técnicas mínimas del protocolo de comunicaciones entre el Centro de Control del COES y los Centros de Control de los Integrantes del SEIN. • Establecer los requisitos mínimos de calidad y condiciones para el intercambio de información en tiempo real que se requiera entre el COES y los Integrantes del SEIN. TÍTULO PRIMERO 1. INTRODUCCIÓN La “Red ICCP del SEIN” (RIS) es una red de intercambio de información operativo de señales y estados de los equipos del sistema de potencia en tiempo real entre el COES y los Integrantes de la RIS. Este documento establece las responsabilidades y procedimientos técnicos relacionados a la operación de la RIS. 1.1 Contexto de la NTIITR en el armado de la infraestructura del SEIN La operación de los sistemas eléctricos en la actualidad, se soporta en el adecuado modelamiento de las redes eléctricas, el mantenimiento de su observabilidad topológica y el monitoreo de sus parámetros eléctricos dentro de niveles mínimos adecuados, tal que permita la operación de los sistemas computacionales de análisis de red eléctrica en tiempo real. Dichos sistemas computacionales, proveen de ayuda a la tarea de predecir y mitigar posibles contingencias, así como facilitar la gestión óptima y económica del mercado eléctrico en su conjunto. Con el transcurrir de los años, la componente tecnológica dentro de la infraestructura de los sistemas de potencia, ha venido logrando la integración de sus diferentes dominios1, permitiendo incluso a la fecha, la implementación de “mecanismos inteligentes” en el contexto operativo y una más amplia participación de los consumidores fi nales, llevando a los sistemas eléctricos, a nuevos y mejores niveles de efi ciencia y cuidado de los recursos energéticos. En el diagrama siguiente, se representa de manera esquemática y sinóptica, como se relacionan los sistemas mencionados2 en la presente norma, así como los nuevos mecanismos y servicios que podrían ser futuramente implementados sobre esta plataforma. Figura 1.- fl ujo de datos desde las UTR (unidad terminal remota) en las subestaciones, los sistemas SCADA en los centros de control, la integración de los servidores ICCP, la integración con el EMS (Energy Management System) del COES a través de protocolo ICCP y como a partir de la operación del EMS se lograría nueva funcionalidad en benefi cio de la operación y el mercado eléctrico. La presente norma trata sobre la confi guración y parámetros de operación de los servidores ICCP en el SEIN, los cuales constituyen la implementación del estándar internacional IEC 60870-6/TASE.2. La estructura de datos del ICCP es capaz de transferir información a otros varios módulos funcionales y principalmente a los EMS, los cuales proveen un mucho más amplio espectro funcional operativo. Los sistemas EMS basados en la implementación del estándar internacional IEC 61970 (CIM3) tienen la propiedad de integrarse modularmente4 y de manera abierta5 a bases de datos de otros sistemas computacionales que brindan soporte a la gestión de los 1 El modelo conceptual del “Electric Power Research Institute” (EPRI) defi ne los dominios de un sistema eléctrico como los siguientes: Consumidores, Mercado, Proveedores de servicios, Operaciones, Generación mayorista, Transmisión y Distribución, 2 El signifi cado de las siglas en el diagrama se explican en el numeral 1.2 de Defi niciones. 3 Common Information Model. 4 Incluye la especifi cación de interfaces “Generic Interface Defi nition” (GID), y estándares para intercambio de modelos para sistemas de potencia, usando el lenguaje estándar “eXtensible Markup Language (XML). 5 No depende de las arquitecturas propietarias.