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NORMAS LEGALES El Peruano Lima, martes 27 de noviembre de 2012 479418 servicios auxiliares, los mercados de energía, las redes inteligentes (smart grid) entre otros a través de todos los dominios de un sistema eléctrico, que futuramente puedan ser implementados. Lo antes descrito, constituye el fundamento de la integración de los sistemas de información lograda por la industria eléctrica en la actualidad. 1.2 Defi niciones Administrador de la RIS. Responsable de ejecutar los procesos técnicos regulares de la presente norma. Personal designado por el COES. BER (Bit Error Rate). Ratio de error en la transferencia de una cadena de bits. Código de calidad. Código que acompaña a una medida o estado, el cual indica si el dato es válido o si está afectado por alguna falla de origen. Está defi nido en los tipos de datos ICCP que así lo indiquen. Confi abilidad. Se entiende como la certidumbre sobre los valores y condiciones cualitativas de la información operativa que se intercambia en tiempo real. Datasets. Defi nición dada por el protocolo ICCP, que señala a un conjunto de registros ICCP. Disponibilidad. Se entiende como el hecho de poder contar con un dato específi co cada vez que éste sea requerido. EIGRP (Enhanced Interior Gateway Routing Protocol). Protocolo de seguridad usado por los equipos ruteadores en una red. EMS. (Energy Management System). Sistema de Administración de Energía. Estampado de tiempo. Indicador del instante de tiempo en el cual se generó una medida (evento analógico con una predeterminada banda muerta) o un estado (evento digital). GPS. (Global Positioning System). Sistema de Posicionamiento Global. ICCP. (Inter Control Center Communications Protocol). Protocolo entre los Centros de Control. (IEC 60870-6/TASE.2) Integrantes de la RIS. Empresas que intercambian información en tiempo real usando la RIS. LOG. Registro de la actividad del software y tráfi co de la información. NAT. (NetworkAddress Translation). Enmascaramiento de direcciones IP. NTCOTR. Norma Técnica para la Coordinación de la Operación en Tiempo Real de los Sistemas Interconectados. NTCSE. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. Periodo de control. Para la presente Norma, se denomina periodo de control a cada semestre calendario del año, de enero a junio y de julio a diciembre. Precisión del estampado de tiempo. Es el tiempo transcurrido entre la ocurrencia de la variación de una medida o estado en un equipo del sistema de potencia monitoreado, y la asignación del estampado de tiempo en la RTU. Procedimiento N° 21 del COES. Procedimiento COES para el Ingreso de Unidades de Generación, Líneas y Subestaciones de Transmisión en el COES, o aquel que lo sustituya. Procedimiento N° 40 del COES. Procedimiento COES para la aplicación del numeral 3.5 de la NTCSE, o aquel que lo sustituya. Protocolo ICCP. Estándar internacional IEC60870- 6 TASE.2, para el intercambio de información en tiempo real, entre centros de control de un sistema eléctrico. Registro ICCP. Registro de una señal (medida o estado) en el sistema SCADA. RIS. Red ICCP del SEIN. SCADA. (Supervisory, Control and Data Adquisition). Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos. SEIN. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. UTR - Unidad Terminal Remota. 1.3 Responsabilidades de los Integrantes de la RIS Cuando un Integrante del SEIN se incorpora a la RIS, el desarrollo de sus actividades será acorde con los objetivos de la presente Norma, por consiguiente asume las siguientes responsabilidades: 1.3.1 Cumplir con las políticas, estándares y lineamientos, así como con los procedimientos que el COES emita, referidos al intercambio de información en tiempo real para la operación del SEIN. 1.3.2 Utilizar los recursos de la RIS solo para propósitos operativos. La información intercambiada en el ámbito de la RIS solo debe ser usada a nivel nacional. El reenvío de esta información a otros países será por necesidad de interconexión debidamente coordinada con la entidad correspondiente y teniendo en consideración criterios de seguridad nacional. 1.3.3 Proteger en general la información de la cual depende la seguridad de la RIS. La información reenviada por el COES a un Integrante de la RIS, solamente debe ser utilizada por dicha empresa en sus instalaciones. Ésta a su vez no podrá reenviarla a otra empresa, por razones de seguridad e integridad de la información. 1.3.4 Reportar vulnerabilidades, pérdida de seguridad o situaciones de no-conformidad, al Administrador de la RIS. 1.3.5 Mantener copias de respaldo de su propia información de tiempo real. 1.3.6 Informar al Administrador de la RIS por lo menos con 48 horas de anticipación, sobre cualquier cambio en sus servidores ICCP o estación maestra de su sistema SCADA, que pueda afectar la conexión ICCP con el COES. 1.3.7 Establecer líneas dedicadas para el Centro de Control Principal y Centro de Control de Respaldo del COES, en atención al requerimiento de redundancia para la confi abilidad de la RIS, con un mínimo de 64 Kbps por empresa. Estos enlaces de comunicación o parte de ellos, no deben utilizar la red Internet como medio de envío de señales. El COES por su parte, debe mantener una plataforma ICCP estable y robusta, sobre la cual los Integrantes de la RIS puedan adecuar su propia plataforma ICCP. Los posibles cambios estructurales en la plataforma del COES, siempre se efectuarán por una necesidad técnica justifi cada y producto de un análisis previo que considere su impacto en los sistemas SCADA de los Integrantes de la RIS que remiten su información. En general el COES es responsable por mantener la correcta operación de sus sistemas ICCP, SCADA, EMS y otros que den soporte a la coordinación de la operación en tiempo real.