Rojo= Adicionar, Verde= Eliminar, Amarillo: Comentario. MANUAL DE REQUERIMIENTOS DE TIC Anteproyecto de fecha 22 de diciembre de 2015

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2 Rojo= Adicionar, Verde= Eliminar, Amarillo: Comentario MANUAL DE REQUERIMIENTOS DE TIC Anteproyecto de fecha 22 de diciembre de 2015

3 CONTENIDO CAPÍTULO 1 Introducción Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado Propósito de este Manual Contenido de este Manual Términos definidos Reglas de interpretación... 4 CAPÍTULO 2 Disposiciones generales Antecedentes Ruta tecnológica Transparencia y acceso a la información... 5 CAPÍTULO 3 Conectividad Introducción Requisitos de conectividad de la medición para liquidación Conectividad de la medición para liquidación entre PMEM y Transportista Conectividad de la medición para liquidación entre PMEM y Distribuidor Requisitos de conectividad para información operativa Esquemas de conectividad para información operativa Transitorios de conectividad Dispositivos fuente de datos Voz Canales de comunicación Excepción de comunicaciones Requerimientos de energía e instalación para el canal de comunicaciones CAPÍTULO 4 Protocolos Introducción Directriz Requerimientos de protocolo DNP3 (TCP/IP) Producción y necesidades Pruebas y evaluación Pruebas de perfil de protocolo DNP Evaluación de perfil de protocolo DNP Propagación de la bandera de calidad Descripción y requerimientos generales del protocolo IEEE Descripción y requerimientos generales de protocolos para WebService Descripción y requerimientos generales del protocolo ICCP i

4 CAPÍTULO 5 Seguridad Introducción Requerimientos Directriz Conectividad operativa VPN (Red Privada Virtual) Conectividad para medición de energía para liquidación Bitácoras Endurecimiento Planes de contingencia Autenticación Antivirus Uso de certificados digitales Cifrado Banners Seguridad física Legados CAPÍTULO 6 Atención a Fallas Introducción Clasificación de las fallas Requerimientos de características de información Priorización de fallas y tiempos de atención Proceso de atención a fallas Convenio de responsabilidades y compromisos CAPÍTULO 7 Mantenimiento Introducción Requisitos de confiabilidad Requerimiento para la operación de la red y el Mercado Eléctrico por el CENACE Programación Operación y mantenimiento del Dispositivo Remoto Gestión de la configuración del software sin impacto al SCADA/EMS del CENACE Configuración y gestión de mantenimiento de software, hardware, firmware o base de datos con impacto al SCADA/EMS del CENACE Actualización o reemplazo de un Dispositivo Remoto Procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos Diagrama de flujo del procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos Pruebas periódicas de mantenimiento del Dispositivo Remoto ii

5 CAPÍTULO 8 Puesta en Servicio Introducción Ingeniería y despliegue Concesiones temporales para señalizaciones digitales, analógicas y controles Proceso de la base de datos Presentación de una nueva base de datos al CENACE Cronología de presentación de una base de datos de Dispositivo Remoto al CENACE Estándar para pruebas punto a punto con el CENACE Procedimiento de pruebas de puesta en servicio en forma atendida Procedimiento de Validación del Intercambio de Información entre Sistemas SCADA (VIISS) Requerimientos y protocolo de pruebas con sistema VIISS Procedimiento de puesta en servicio para PMU CAPÍTULO 9 Calidad de la Información Introducción Requerimientos Medidas Responsabilidades ANEXOS Formatos Acuerdo de Niveles de Servicio (SLA) iii

6 MANUAL DE REQUERIMIENTOS DE TIC CAPÍTULO 1 Introducción 1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado Las Reglas del Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del Mercado y las Disposiciones Operativas del Mercado Los Manuales de Prácticas del Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado y tienen por objeto desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases del Mercado y establecer los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista. 1.2 Propósito de este Manual El presente Manual de Requerimientos de TIC es el Manual de Prácticas de Mercado que establece los principios, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos a seguir para que el CENACE, los Participantes del Mercado, los Transportistas y los Distribuidores cumplan con la señalización y el telecontrol en tiempo real, las mediciones de liquidación de energía, los servicios de voz y los canales de comunicaciones para transferencia de voz y datos para la operación del Mercado Eléctrico Mayorista Este manual está dirigido a todos los integrantes de la industria eléctrica que requieran intercambiar información de medición para liquidación y/o control operativo con el CENACE El contenido de este Manual está alineado y desarrolla con mayor detalle lo indicado en los Criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red) y en la Base 16 de las Bases del Mercado Eléctrico, abarcando los siguientes temas: (c) (d) Las directrices, características generales y responsabilidades de los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista, Distribuidores, Transportistas y el CENACE con los sistemas de medición para liquidaciones y de control operativo del SEN. Los requisitos mínimos que se solicitan a los Integrantes de la Industria Eléctrica para la adquisición, procesamiento y registro de información de medición para liquidación del Mercado Eléctrico Mayorista y de control operativo del SEN; Los requisitos específicos de los sistemas de comunicaciones de medición para liquidaciones y de control operativo del SEN. Los requerimientos de verificación y mantenimiento de los sistemas de comunicación de medidores de liquidación y del control operativo del SEN. Página 1

7 1.3 Contenido de este Manual El capítulo 1 explica el propósito del Manual de Requerimientos de TIC y describe brevemente su contenido; contiene la lista de términos definidos y el significado que tiene cada uno de ellos para los efectos de este instrumento, y además establece algunas reglas básicas de interpretación El capítulo 2 explica los antecedentes de este Manual; describe los criterios para la ruta tecnológica y de transparencia y acceso a la información que aplican al CENACE El capítulo 3 describe a detalle la Conectividad necesaria de voz y datos, a cumplir por el Participante del Mercado Eléctrico Mayorista, Distribuidor o Transportista que requiera integrarse a los sistemas de comunicación del SEN El capítulo 4 contiene los Protocolos de comunicación y la definición de sus características específicas necesarias para el correcto intercambio de información y operación con los sistemas informáticos del CENACE El capítulo 5 define los aspectos de Seguridad informática que le permitan al CENACE ejercer el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional, la operación del Mercado Eléctrico Mayorista y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución asegurando su información y los sistemas que los soportan El capítulo 6 describe el proceso de Atención a Fallas, su clasificación, priorización, atención, gestión y responsabilidades de los servicios de TIC que soportan el control y la operación del Mercado Eléctrico Mayorista El capítulo 7 detalla el Mantenimiento de TIC necesario para conservar la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional; contiene los lineamientos para programar los trabajos preventivos del equipo, así como la ejecución de auditorías a las instalaciones de los participantes del mercado El capítulo 8 describe el proceso de Puesta en Servicio que los Integrantes de la Industria Eléctrica deberán cumplir para sumar sus equipos y sistemas al Modelo de Red Física; contiene la descripción de los sistemas y procedimientos establecidos para la administración y pruebas de la información El capítulo 9 define los criterios de Calidad de la Información establecidos para la aceptación de la telemetría, telecontrol y mediciones de liquidación requeridas al resto de los Integrantes de la Industria Eléctrica. 1.4 Términos definidos Para efectos del presente Manual, además de las definiciones del artículo 3 la Ley de la Industria Eléctrica, del artículo 2 de su Reglamento y de las Bases del Mercado Eléctrico, se entenderá por: Bitácora de Operación de TIC: Bitácora donde se documenta la programación y ejecución de las tareas de la operación de los sistemas, aplicaciones y servicios de TIC del CENACE, tales como órdenes de trabajo, incidentes, fallas, etc CAG: Control Automático de Generación (AGC, por sus siglas en inglés) Dispositivo Concentrador: Servidor concentrador de información de Mediciones para Liquidación Dispositivo Remoto: Unidad Terminal Remota o cualquier dispositivo de comunicación y/o telecontrol que intercambie información con el CENACE para el control operativo del SEN EMS: Sistema de Administración de Energía (por sus siglas en inglés) ERC: Entidades Reguladas por CENACE. Integrante de la Industria Eléctrica con conectividad al CENACE relacionada con la operación del MEM y/o al control operativo del SEN, con excepción del Transportista y Distribuidor. Página 2

8 1.4.7 Endurecimiento: Hardening (en su término en inglés). Es el proceso de asegurar o configurar un dispositivo o sistema de red para resistir ataques, mediante la reducción de vulnerabilidades en el mismo. Esto se logra eliminando, entre otros, el software, servicios o usuarios innecesarios en el sistema o deshabilitando puertos que tampoco estén en uso IDLIE: Integrante de la Industria Eléctrica Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública: Conjuntamente la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental y la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública Manual: El presente Manual de Requerimientos de TIC MCF: Modelo Comercial de Facturación MCM: Modelo Comercial del Mercado MEM: Mercado Eléctrico Mayorista MPLS: Conmutación de Etiquetas Multiprotocolo (por sus siglas en inglés) MRF: Modelo de Red Física PAF: Proceso de Atención a Fallas PMEM: Participante del Mercado Eléctrico Mayorista PMU: Unidad de Medición Fasorial (por sus siglas en inglés) Portal de Internet: El portal o página de internet del Sistema de Información del Mercado creado y mantenido por el CENACE RDR: Responsable del Dispositivo Remoto. Entidad del Transportista, Distribuidor o Participante del Mercado encargada de la operación y mantenimiento de los Dispositivos Remotos que envían información al CENACE en su ámbito de responsabilidad REIC: Responsable del Envío de la Información al CENACE. Entidad del Transportista, Distribuidor o Participante del Mercado encargada del envío de la información al CENACE en su ámbito de responsabilidad Relatorio: Documento oficial con valor probatorio que contiene los sucesos de la operación y de la programación de energía. Puede ser llevado en papel o en sistemas electrónicos RID: Registrador de Instrucciones de Despacho SAPPSE: Sistema de Administración Para Puesta en Servicio de Equipo SCADA: Supervisión, Control y Adquisición de Datos Seguridad Física: Describe el ambiente físico en el cual los controles de acceso a la información y los sistemas son definidos Seguridad Lógica: Describe las características de control de acceso a dispositivos que protegen la información y los sistemas de accesos no autorizados SEN: Sistema Eléctrico Nacional Servicios Conexos: Los Servicios Conexos incluidos en el mercado son: Reservas de Regulación, Reservas Rodantes, Reservas Operativas y Reservas Suplementarias, según se define en los Manuales de Prácticas de Mercado. Los Servicios Conexos no incluidos en el Mercado son: Reservas Página 3

9 Reactivas (control de voltaje; la disponibilidad para inyectar o absorber MVAr), Potencia Reactiva (soporte de voltaje; la inyección o absorción de MVAr) y Arranque de Emergencia SIM: Sistema de Información de Mercado SLA: Acuerdo de Niveles de Servicio (por sus siglas en inglés) TIC: Tecnologías de la Información y Comunicaciones UTM: Unidad Terminal Maestra UTR: Unidad Terminal Remota VIISS: Validación del Intercambio de Información entre Sistemas SCADA WebService: Tecnología Web utilizada para el intercambio estandarizado de datos entre aplicaciones. 1.5 Reglas de interpretación Los términos definidos a que hace referencia la sección 1.4 de este capítulo podrán utilizarse en plural o singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo permita En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en este Manual y lo previsto en las Bases del Mercado Eléctrico o en el Código de Red, prevalecerá lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico y en el Código de Red Salvo que expresamente se indique otra cosa, cualquier referencia a un capítulo, sección, numeral, inciso, sub-inciso, apartado o, en general, a cualquier disposición, deberá entenderse realizada al capítulo, sección, numeral, inciso, sub-inciso, apartado o disposición correspondiente en este Manual. Página 4

10 CAPÍTULO 2 Disposiciones generales 2.1 Antecedentes Con el objetivo de que los desarrolladores de proyectos potenciales, inversionistas, Integrantes de la Industria Eléctrica y demás personas interesadas en participar en el Mercado Eléctrico Mayorista estén en posibilidades de asumir compromisos y obligaciones, es indispensable que el CENACE ponga a su disposición los requerimientos de aquella información que sea necesaria para la operación de dicho mercado, salvo los casos en que tenga un impedimento para hacerlo. Para efectos de lo anterior, este Manual establecerá los requerimientos de tecnologías de la información y comunicaciones, con el objetivo de que los Integrantes de la Industria Eléctrica puedan cumplir con sus obligaciones de entregar información al CENACE. 2.2 Ruta tecnológica (no está en las definiciones) Comentado [A1]: Incluir en definiciones Con el fin de apoyar la interoperabilidad de los procesos de TIC de los Integrantes de la Industria Eléctrica, el CENACE podrá cambiar su ruta tecnológica cuando lo considere necesario mediante la actualización de este Manual Con el fin de promover la interoperabilidad (no está en las definiciones), seguridad, auditabilidad y transparencia de sus sistemas de información y comunicación, a su consideración el CENACE utilizará y solicitará protocolos y estándares abiertos (no está en las definiciones) relacionados a la industria para cumplir con las Bases del Mercado Eléctrico y el Código de Red. Comentado [A2]: Incluir en definiciones Comentado [A3]: Incluir en definiciones 2.3 Transparencia y acceso a la información Los Integrantes de la Industria Eléctrica estarán obligados a proporcionar al CENACE toda la información que éste requiera para el cumplimiento de sus funciones El CENACE desarrollará y mantendrá los sistemas necesarios para recibir y almacenar la información y documentación a ser entregada por los Integrantes de la Industria Eléctrica y por los candidatos a Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista El CENACE proporcionará en todo momento a los Integrantes de la Industria Eléctrica y demás interesados el acceso a la información relacionada con el Mercado Eléctrico Mayorista, observando en todo caso las disposiciones previstas en las Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública Por regla general, la información relativa al Mercado Eléctrico Mayorista que se encuentre a disposición del CENACE será considerada como Información Pública y deberá ser puesta a disposición de los interesados por los medios establecidos en este Manual, en las Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública o, en su caso, por aquellos que determine este Manual En caso de que la información obtenida por el CENACE sea clasificada como Información Confidencial o Información Reservada conforme a lo establecido en las Leyes de Transparencia y Acceso a la Información Pública, el CENACE estará obligado a darle tal tratamiento, y únicamente podrá ser revelada dicha información al Participante del Mercado de que se trate o a la Autoridad correspondiente, según sea el caso. Página 5

11 CAPÍTULO 3 Conectividad 3.1 Introducción En este capítulo se establecen los requerimientos de infraestructura para la comunicación de voz y datos con CENACE en lo que respecta a la Medición para Liquidación y Control Operativo que cada Participante del Mercado Eléctrico Mayorista, Distribuidor o Transportista debe implementar para la coordinación del Mercado Eléctrico y la operación del Sistema Eléctrico Nacional por parte del CENACE. 3.2 Requisitos de conectividad de la medición para liquidación Contratos Legados Los Transportistas, Distribuidores y Centrales Eléctricas Legadas, enviarán los registros de medición correspondientes para la liquidación, mediante los mecanismos establecidos en este Manual, de conformidad con los criterios establecidos en el Código de Red, o que en su caso emita la CRE en materia de Interoperabilidad y Seguridad Cibernética (no está en las definiciones). Estos mecanismos deben considerar la transmisión de la información de los PMEM desde los dispositivos concentradores de mediciones para liquidación los diferentes puntos de medición de una Central Eléctrica, subestación, Centro de Carga y puntos de importación/exportación hasta los sistemas de información del CENACE, donde se almacenará en un registro histórico, por lo que el PMEM debe cumplir con requisitos de conectividad en materia de comunicaciones considerando el esquema de conectividad siguiente: Comentado [A4]: Incluir en definiciones Con formato: Tachado Figura Esquema de conectividad de la medición para liquidación. Contratos Legados. Página 6

12 3.2.2 El esquema de la figura 3.1 indica que la información de los Medidores para Liquidación de Contratos Legados debe enviarse al CENACE respetando los convenios que se generen celebrados entre las Centrales Eléctricas Legadas y el Transportista o Distribuidor de acuerdo con las características existentes de infraestructura de comunicaciones (al momento de publicación de este documento) y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico para cumplir con los requerimientos descritos para Nuevos Contratos establecidos en la sección 3.2 de este Manual En las Centrales Eléctricas Legadas donde no se cuente con la infraestructura para la adquisición y el envío al CENACE de la información de medición, será el Generador que las representa el responsable de enviar dicha información al CENACE hasta que exista dicha infraestructura y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico para poder cumplir con los requerimientos del punto para nuevos contratos establecidos en este Manual Los Transportistas, Distribuidores y Centrales Eléctricas Legadas (de acuerdo al punto 3.2.3) reunirán toda la información de los Medidores para la Liquidación en su ámbito de participación o cobertura en los Dispositivos Concentradores de su responsabilidad y enviarán dicha información al CENACE para su procesamiento La comunicación del Dispositivo Concentrador con el sistema de información del CENACE será mediante un Servicio Web publicado por CENACE, por lo que los Transportistas, Distribuidores y Centrales Eléctricas Legadas deben ajustarse al requerimiento que se establezca en este Manual El responsable del Dispositivo Concentrador solicitará el acceso y deberá agregar la referencia mediante protocolo https al servicio web o al bus de servicio (aclarar alcance y contenido del bus de servicio) en su proyecto de desarrollo compatible con lo implementado por el CENACE. Comentado [A5]: en definiciones Para el envío de las mediciones, se utilizará un usuario y contraseña únicos, mediante el formato y estructura que será proporcionado por el CENACE. Una vez concluida la recepción, el servicio web regresará un ticket con un mensaje indicando el estatus de la operación El encargado del Dispositivo Concentrador deberá proporcionar, de manera previa, el catálogo de medidores de los cuales es responsable de la recopilación y envío de las mediciones El CENACE asignará un horario para cada encargado de un Dispositivo Concentrador, en el cual deberá enviar sus mediciones, esto con el fin de evitar saturación del servicio web También se respetará como alternativa o complemento (en aquellos sitios en donde así esté operando) el envío de información de los Medidores para Liquidación a través de Dispositivos Remotos (UTR) hacia CENACE o directo a Dispositivos Concentradores del CENACE. Nuevos Contratos Conforme a lo establecido en las Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista, los Transportistas y Distribuidores son las únicas entidades facultadas para el envío de registros de medición para liquidación al CENACE, así también, la adquisición de datos de medición para la liquidación del Mercado Eléctrico Mayorista se llevará a cabo a través de los mecanismos establecidos entre Transportistas, Distribuidores y CENACE, de conformidad con los criterios establecidos en el Código de Red, o que en su caso emita la CRE en materia de Interoperabilidad y Seguridad Cibernética. Estos mecanismos deben considerar la transmisión de la información de los PMEM desde los dispositivos concentradores de mediciones para liquidación los diferentes puntos de medición de una Central Eléctrica, subestación, Centro de Carga o puntos de importación/exportación, hasta los sistemas de información del CENACE; donde se almacenará en un registro histórico, por lo que el PMEM debe cumplir con requisitos de conectividad en materia de comunicaciones considerando el esquema de conectividad siguiente: Página 7

13 Figura Esquema de conectividad de la medición para liquidación. Nuevos Contratos El esquema de la figura 3.2 indica que la información del Medidor para Liquidación de la Central Eléctrica, Subestación, Centro de Carga o puntos de importación/exportación deberá enviarse hacia el Transportista/Distribuidor respectivo mediante el cual se conecte al Sistema Eléctrico Nacional El medio de comunicación entre el PMEM y el Transportista/Distribuidor es responsabilidad del PMEM y será definido por el Transportista/Distribuidor conforme a los criterios de interoperabilidad, confiabilidad, calidad y seguridad que se defina en este Manual. El medio de comunicación comprende desde el Medidor para Liquidación hasta el punto de conexión más cercano definido por el Transportista o Distribuidor El Transportista/Distribuidor se encargará de reunir toda la información de los Medidores para Liquidación en su ámbito de participación o cobertura en los Dispositivos Concentradores de su responsabilidad y enviará esta información al CENACE para su procesamiento La comunicación del Dispositivo Concentrador con el sistema de información del CENACE será mediante un Servicio Web publicado por CENACE, por lo que el Transportista y Distribuidor deben ajustarse al requerimiento que se establezca en este Manual El responsable del Dispositivo Concentrador solicitará el acceso y deberá agregar la referencia mediante protocolo https al servicio web o al bus de servicio en su proyecto de desarrollo compatible con lo implementado por el CENACE Para el envío de las mediciones, se utilizará un usuario y contraseña únicos, mediante el formato y estructura que será proporcionado por el CENACE. Una vez concluida la recepción, el servicio web regresará un ticket con un mensaje indicando el estatus de la operación El encargado del Dispositivo Concentrador deberá proporcionar de manera previa, el catálogo de medidores de los cuales es responsable de la recopilación y envío de las mediciones El CENACE asignará un horario para cada encargado de un Dispositivo Concentrador, en el cual deberá enviar sus mediciones, esto con el fin de evitar saturación del servicio web El CENACE requiere para la medición complementaria (en aquellos sitios en donde sea posible) el envío de información de los medidores a través de Dispositivos Remotos (SCADA o Dispositivos Concentradores) hacia CENACE. Página 8

14 3.3 Conectividad de la medición para liquidación entre PMEM y Transportista En este apartado se establecen los mecanismos de conectividad entre el PMEM y el Transportista para obtener la Medición para Liquidación desde una Central Eléctrica, Ssubestación, Centro de Carga o puntos de importación/exportación hacia los Dispositivos Concentradores del Transportista. Estos mecanismos de conectividad son establecidos y acordados entre Transportista y CENACE, de conformidad con los criterios establecidos en el Código de Red, o que en su caso emita la CRE en materia de Interoperabilidad y Seguridad Cibernética. 3.4 Conectividad de la medición para liquidación entre PMEM y Distribuidor En este apartado se establecen los mecanismos de conectividad entre el PMEM y el Distribuidor para obtener la Medición de Liquidación desde una Central Eléctrica, Ssubestación, Centro de Carga o puntos de importación/exportación hacia los Dispositivos Concentradores del Distribuidor. Estos mecanismos de conectividad son establecidos y acordados entre Distribuidor y CENACE, de conformidad con los criterios establecidos en el Código de Red, o que en su caso emita la CRE en materia de Interoperabilidad y Seguridad Cibernética. 3.5 Requisitos de conectividad para información operativa Contratos Legados Para los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista que hayan establecido contratos con la Comisión Federal de Electricidad previos a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Contratos Legados), se respetarán las características actuales de la infraestructura de comunicaciones y se dará un periodo de hasta dos años calendario, contados a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico, para cumplir con los requerimientos descritos para Nuevos Contratos establecidos en la sección de este Manual Los Contratos Legados para ser considerados en el Mercado Eléctrico Mayorista requieren conectividad con el Registro de Instrucciones de Despacho (RID) y podrán acceder a éste mediante la INTRANET del CENACE a través de enlaces VPN, siendo de la exclusiva responsabilidad de los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista que tengan Contratos Legados la gestión, implementación, mantenimiento y atención de fallas del enlaces VPN que se utilicen para la conexión con el RID. Nuevos Contratos Con base en criterios de seguridad, estabilidad y eficiencia del SEN, el CENACE requiere que le sea enviada información de Dispositivos Remotos tales como unidades terminales remotas, unidades fasoriales de medición, registradores de instrucciones de despacho, así como información enviada desde Sistemas de Datos de Centros de Control y comunicaciones de voz. Para lo anterior se debe considerar la transmisión de información correspondiente a Centrales Eléctricas, Ssubestación, Centro de Carga o puntos de importación/exportación, hasta los sistemas de información del CENACE El PMEM, Transportista o Distribuidor deberá implementar la infraestructura de comunicaciones que cumpla con lo indicado en este Manual y anexos complementarios que servirán para establecer la interfaz de comunicación de voz y datos hacia el CENACE para la coordinación del Mercado Eléctrico y operación Control del Sistema Eléctrico Nacional Para los requisitos de infraestructura de comunicaciones que se deben implementar, se tomará como referencia su nivel de tensión o su nivel de potencia activa y el impacto que tendrán sobre el Sistema Eléctrico Nacional conforme a la clasificación de la tabla 3.A: Página 9

15 Tipo A Tipo B Tipo C Subestación o Centro de Carga 1 kv 1 kv < T < 69 kv 69 kv T 400 kv Central Eléctrica 10kW < P 500kW 500kW < P 20MW P > 20MW Tabla 3.A Clasificación de Integrantes de la Industria Eléctrica (IDLIE) Con base en la clasificación de la tabla 3.A, el ERC debe considerar y cumplir los requerimientos de infraestructura para la comunicación de voz y datos con CENACE indicados en las tablas 3.B, 3.C, 3.D, 3.E, 3.F siguientes: DISPOSITIVOS FUENTES DE DATOS REQUERIDOS REQUISITO Tipo A Tipo B Tipo C UNIDAD TERMINAL REMOTA NO SI * SI Comentado [A6]: Se sugiere que el CENACE defina si es requisito en función del impacto en el SEN. PMU NO * * REGISTRO DE INSTRUCCIONES DE DESPACHO (RID) REGISTRADOR DE DISTURBIOS ESQUEMA DE REFERENCIA NO * * NO * * Figura 3.3 Figura 3.4 Figura 3.5 * Requisito en función del impacto en el SEN, a definir en base a lo establecido en Código de Red. Tabla 3.B Dispositivos fuente de Datos requeridos. SISTEMA DE UN CENTRO DE CONTROL COMO FUENTE DE DATOS REQUERIDOS REQUISITO Tipo A Tipo B Tipo C SISTEMA DE DATOS DE UN CENTRO DE CONTROL NO APLICA * * ESQUEMA DE REFERENCIA NO APLICA Figura 3.6 * Requisito en función del impacto en el SEN, a definir en base a lo establecido en Código de Red. Tabla 3.C Sistema de un Centro de Control como fuente de Datos requeridos. Página 10

16 Nota: No aplica la Tabla 3.C. La clasificación es para el centro de carga o central y no a Centros de Control TIPOS DE COMUNICACIÓN DE VOZ REQUERIDOS REQUISITO Tipo A Tipo B Tipo C VOZ TELEFONIA IP (TRONCAL SIP) VOZ LINEA COMERCIAL (PSTN) ESQUEMA DE REFERENCIA NO SI SI *SI SI SI Figura 3.3 Figura 3.4 Figura 3.5 * Solo para Centrales Eléctricas. Tabla 3.D Tipos de comunicación de Voz requeridos. REQUISITOS DE CANALES DE COMUNICACIÓN PARA ENVIAR DE FORMA INTEGRAL LOS DATOS DE DISPOSITIVOS FUENTE Y LA VOZ REQUERIDOS REQUISITO Tipo A Tipo B Tipo C ANCHO DE BANDA NO APLICA 2Mb* 2Mb* CANAL PRIMARIO ETHERNET NO APLICA SI SI CANAL RESPALDO ETHERNET NO APLICA NO APLICA SI ESQUEMA DE REFERENCIA Figura 3.3 Figura 3.4 Figura 3.5 Página 11

17 * Excepto para los contratos legados. Tabla 3.E Requisitos de canales de comunicación Ethernet. REQUISITOS DE CANALES DE COMUNICACIÓN PARA ENVÍO DE DATOS DESDE UN SISTEMA DE CENTRO DE CONTROL HACIA CENACE REQUISITO Tipo A Tipo B Tipo C ANCHO DE BANDA NO APLICA Se ajustará en función de la cantidad de datos que se envíen al CENACE y considerando el nivel de servicio requerido en este Manual Se ajustará en función de la cantidad de datos que se envíen al CENACE y considerando el nivel de servicio requerido en este Manual CANAL ETHERNET CON RESPALDO PARA ENVÍO DE DATOS DESDE UN SISTEMA DE CENTRO DE CONTROL NO APLICA * * ESQUEMA DE REFERENCIA NO APLICA Figura 3.6 * Requisito en función del impacto en el SEN, a definir en base a lo establecido en Código de Red. Tabla 3.F Requisitos de canales de comunicación Ethernet para envío de Datos desde un Sistema de Datos de un Centro de Control hacia CENACE. Nota: No aplica la Tabla 3.F. La clasificación es para el centro de carga o central y no a Centros de Control 3.6 Esquemas de conectividad para información operativa El ERC, Transportistas y Distribuidores deben cumplir con los requisitos de conectividad en materia de comunicaciones que le permitan enviar al CENACE la información de datos de control y supervisión, así como de Voz, necesarios para la coordinación y el control del Sistema Eléctrico Nacional por parte del CENACE. Dichos requisitos involucran principalmente la implementación de canales de comunicación Ethernet primarios y secundarios que utilicen preferentemente la plataforma tecnológica comercial denominada MPLS mediante la cual se transporte toda la información necesaria de los ERC hacia el CENACE, así como se observa en los esquemas generales de conectividad siguientes Esquema para IDLIE tipo A (Figura 3.3) Página 12

18 Figura 3.3 Esquema de conectividad para ERC tipo A. En lo que respecta a voz, el ERC debe contar al menos con una línea comercial que permita mantener contacto con el CENACE para el control del Sistema Eléctrico Nacional (solo para Centrales Eléctricas) Esquema para IDLIE tipo B (Figura 3.4) (c) (d) (e) DATOS. Los datos o información originada por el Dispositivo Remoto y por el Registrador de Instrucciones de Despacho (RID), o demás aplicativos que se requieran en este Manual, deben enviarse conforme a lo indicado en el inciso (d) de este numeral Para más detalles consultar la sección 3.8 de este capítulo. RID. El Participante del Mercado debe asegurar la conectividad con el sistema RID para su participación en el MEM, de conformidad con la Base 9 de las Bases del Mercado Eléctrico. VOZ. En lo que respecta a voz, el ERC debe implementar un esquema de telefonía IP mediante una troncal tipo SIP (Session Initiation Protocol) que se integre a la plataforma telefónica IP del CENACE. Adicionalmente debe implementar como respaldo una línea comercial que permita mantener contacto con el CENACE en caso de emergencia por falla en el sistema telefónico IP. Para más detalles consultar la sección 3.9 de este capítulo. CANAL DE COMUNICACIÓN. El ERC debe considerar la implementación de un canal único dedicado Ethernet mediante un acuerdo de nivel de servicio con CENACE sobre tecnología comercial preferentemente MPLS a través del cual se integren redes diferentes (VLANs) con los datos de los dispositivos fuente y la voz para su transporte hacia el CENACE. Para más detalles consultar la sección 3.10 de este capítulo. El ERC debe considerar elementos de seguridad cibernética conforme a los requisitos de seguridad definidos en el Anexo de Especificación de Seguridad. el capítulo 5 Seguridad de este Manual. Página 13

19 Figura Esquema de conectividad para IDLIE tipo B. Nota: Eliminar el doble canal del lado del CENACE, ya que está solicitando solamente un canal Esquema para IDLIE tipo C (Figura 3.5) (c) (d) (e) DATOS. Los datos o información originados por Unidades de Medición Fasorial (PMU), Dispositivos Remotos, Registrador de Disturbios, Registro de Instrucciones de Despacho (RID) y en general la información que se requiera en este Manual, deben enviarse conforme a lo indicado en el inciso (d) de este numeral Para más detalles consultar la sección 3.8 de este capítulo. RID. El Participante del Mercado debe asegurar la conectividad con el sistema RID para su participación en el MEM, de conformidad con la Base 9 de las Bases del Mercado Eléctrico. VOZ. En lo que respecta a voz, el ERC debe implementar un esquema de telefonía IP mediante una troncal tipo SIP (Session Initiation Protocol) que se integre a la plataforma telefónica IP del CENACE. Adicionalmente debe implementar como respaldo una línea comercial exclusiva que permita mantener contacto con el CENACE en caso de emergencia por falla en el sistema telefónico IP. Para más detalles consultar la sección 3.9 de este capítulo. CANAL DE COMUNICACIÓN. El ERC debe considerar la implementación de dos canales dedicados Ethernet uno respaldo del otro, mediante un acuerdo de nivel de servicio, sobre tecnología comercial preferentemente MPLS, uno primario y otro de respaldo para asegurar la disponibilidad de la información, a través de los cuales se integren como redes diferentes (VLANs) los Datos de los dispositivos fuente y la voz para su transporte hacia el CENACE. Para más detalles consultar la sección 3.10 de este capítulo. El ERC debe considerar elementos de seguridad cibernética conforme a los requisitos de seguridad definidos en el capítulo 5 Seguridad de este Manual. Página 14

20 Figura 3.5 Esquema representativo general de conectividad para IDLIE tipo C. Nota: Si ya se cuenta con doble canal se sugiere eliminar la línea comercial porque encarece su costo Esquema para envío de datos desde un Sistema de Centro de Control hacia CENACE (Figura 3.6) (c) DATOS. Información originada por Sistemas de Datos de Centros de Control y enviada al CENACE en función del impacto en el SEN determinado por el CENACE, debe enviarse conforme a lo indicado en el inciso de este numeral Para más detalles consultar la sección 3.8 de este capítulo. CANAL DE COMUNICACIÓN. El Transportista y Distribuidor en sus Centros de Control ERC deben considerar la implementación de dos canales un canal dedicado Ethernet uno respaldo del otro, mediante un acuerdo de nivel de servicio, con respaldo sobre tecnología comercial preferentemente MPLS, con un ancho de banda que se ajustará en función de la cantidad de datos que se envíen al CENACE y del nivel de servicio requerido en este Manual, considerando también el uso del protocolo ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol) Para más detalles consultar la sección 3.10 de este capítulo y Anexo de Especificación Técnica de Protocolos. el capítulo 4 Protocolos de este Manual. Para las instalaciones del Transportista y Distribuidor la entrega de información al CENACE será mediante los Centros de Control de acuerdo a la figura 3.6, por lo que no aplican los esquemas de conectividad A, B y C. Comentado [A7]: Se enviará por parte del CMR la correcta definición acotada a los IDLIE Página 15

21 Figura 3.6 Esquema de conectividad para envío de Datos desde un Centro de Control hacia CENACE. 3.7 Transitorios de conectividad Para los PMEM que hayan establecido contratos con CENACE previos a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Legados), se respetarán las características actuales de la infraestructura de comunicaciones y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ] para poder cumplir con los requerimientos establecidos en este Manual En las Centrales Eléctricas Legadas donde no se cuente con la infraestructura para la adquisición y el envío al CENACE de la información de medición a través del Transportista o Distribuidor, será el Generador que las representa el responsable de enviar dicha información al CENACE hasta que exista dicha infraestructura, de acuerdo al punto RID (Registro de Instrucciones de Despacho). Se permitirá la conectividad a este Registro mediante enlaces VPN (Virtual Private Network) por un periodo no mayor a la puesta en operación del portal web correspondiente a este. La VPN en su gestión, implementación, mantenimiento y fallas, será responsabilidad del PMEM. 3.8 Dispositivos fuente de datos Dispositivo Remoto El Dispositivo Remoto del ERC debe contar con interfaces Ethernet nativas exclusivas para el envío de la información hacia CENACE. Asimismo, debe manejar protocolos definidos en el capítulo 4 Protocolos de este Manual. No se aceptará ningún dispositivo que funja como convertidor de protocolos entre el Dispositivo Remoto y el CENACE. El CENACE definirá una sola dirección IP por Dispositivo Remoto del ERC, la cual se deberá configurar directamente en el dispositivo o deberá usarse para realizar una traducción (NAT) del direccionamiento origen del ERC, hacia el direccionamiento indicado por CENACE. El CENACE no configurará RUTEO para adquirir este tipo de información del ERC. El Transportista y el Distribuidor controlarán su propio direccionamiento IP previo acuerdo con CENACE. Comentado [A8]: Se debe remitir al anexo correspondiente si se acepta de la sugerencia de anexo realizada en el capitulo 4. Página 16

22 (c) (d) La conectividad entre el Dispositivo Remoto y la UTM del CENACE deberá mantenerse como si se tratara de una misma LAN, evitando el uso de esquemas de ruteo. El Transportista y el Distribuidor controlarán su propio direccionamiento IP previo acuerdo con CENACE. En el capítulo 4 Protocolos de este Manual se define el perfil de protocolo que soportará la Maestra (UTM) del CENACE y que debe cumplir el ERC previo a la puesta en servicio Unidad de Medición Fasorial (PMU) Comentado [A9]: Revisar con Liz de Medición (c) El PMU debe contar con interfaces Ethernet para envío de información hacia un sistema concentrador y de control. Los puertos Ethernet deben ser independientes Todos los puertos deben estar protegidos contra descargas eléctricas. Se definirá en las acuerdos previos a la puesta en servicio entre el ERC, Transportista, Distribuidor y el CENACE, los requerimientos aplicables a este rubro. El PMU debe ser capaz de utilizar protocolos de comunicación TCP y UDP de entrada y protocolos de comunicación EIA 232 TCP y UDP de salida. Adicionalmente el PMU debe soportar entradas y salidas multicast. El CENACE definirá una sola dirección IP por Dispositivo Remoto del ERC, que deberá usarse para realizar una traducción (NAT) del direccionamiento origen del ERC hacia el direccionamiento indicado por CENACE. El CENACE no configurará RUTEO para adquirir información del ERC Registrador de Disturbios Se definirá en una versión posterior de este Manual o en las pláticas previas a la puesta en servicio entre el ERC y el CENACE, los requerimientos aplicables a este rubro Registro de Instrucciones de Despacho (RID) La implementación de la interacción del PMEM con el CENACE relacionada con el RID se realizará por medio de un portal no expuesto a internet. Para este fin se usarán los medios de comunicación indicados en la sección 3.10 de este capítulo. El PMEM debe contar con el Hardware dedicado necesario para conectarse al sistema RID del CENACE Sistema de Datos de un Centro de Control La Información originada por Sistemas de Datos de Centros de Control del ERC, Transportista y Distribuidor debe ser y enviada al CENACE en función del impacto en el SEN determinado por CENACE y se debe considerar el uso del mediante el protocolo ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol). 3.9 Voz El CENACE requiere mantener comunicación vía voz con los ERC, para coordinar el Mercado Eléctrico y mantener el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional. Dichos servicios de voz deberán estar disponibles en todo momento y debe considerar, conforme a la clasificación por tipo de ERC (Tabla 3.C), la implementación de infraestructura que cumpla con los requerimientos en este Manual. Comentado [A10]: No corresponde a lo descrito El CENACE requiere mantener comunicación vía voz con el Transportista y Distribuidor, para coordinar el Mercado Eléctrico y mantener el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional. Dichos servicios de voz deberán estar disponibles en todo momento mediante la implementación de infraestructura propia de voz e interconectando su red con la red del CENACE, la implementación de la infraestructura debe cumplir con los requerimientos en este Manual El CENACE contará con mecanismos para la grabación de los canales de comunicación de voz. Página 17

23 3.9.4 Telefonía IP (c) (d) (e) (f) (g) En el caso de los ERC que por su clasificación requieren una conexión de telefonía IP con CENACE, se habilitará por medio de una Troncal SIP la cual usará como transporte el mismo canal de comunicación que se indica en la tabla 3.D. Esta troncal SIP permitirá interconectar la plataforma de telefonía IP del ERC, con la del CENACE. Se establece el uso del protocolo SIP, ya que es un protocolo abierto y compatible con diversas plataformas de telefonía IP. Al sistema de voz de CENACE no deberán ingresar llamadas de otras extensiones que no sean las previamente asignadas al PMEM. Para el caso de las ERC, llas extensiones (plan de marcación) serán indicadas por el CENACE, debiendo ser respetadas por el PMEM. Para el Transportista y Distribuidor que cuenten con plan de marcación propia previamente definida con CENACE se respetará dicha marcación, para lo cual deben contar con infraestructura propia de Voz compatible con las diversas plataformas de telefonía IP así como medios alternos de comunicación que permita el Control Operativo y Fisico del SEN. Para hacer posible la conectividad entre los ambos servidores del ERC y el CENACE de telefonía IP, el CENACE podrá asignar una única dirección IP para que la comunicación se mantenga en una LAN. Para los ERC, que no se puedan ajustar al direccionamiento de CENACE, se podrá implementar ruteo estático o dinámico haciendo uso de protocolos abiertos. Para hacer posible la conectividad entre los servidores del Transportista/Distribuidor y el CENACE de telefonía IP, se podrá implementar ruteo estático o dinámico haciendo uso de protocolos abiertos previos acuerdo entre ambas partes Línea Comercial (c) (d) Para los ERC en las que se requiere disponer de una línea comercial (PSTN), deben ser de uso exclusivo para la comunicación con el CENACE. Este medio de comunicación será usado por el CENACE en cualquier momento. En los casos el ERC IDLIE tipo B y C será el medio de comunicación alterno y se usará especialmente en situaciones de contingencia. Para el caso ERC tipo C no se requiere de línea comercial ya que cuenta con canal de respaldo. Para el Transportista y el Distribuidor será mediante sus Centros de Control el medio de comunicación alterno y se usará especialmente en situaciones de contingencia Canales de comunicación El ERC, Transportista y Distribuidor, estos últimos a través de sus Centros de Control, deben implementar canales dedicados sobre infraestructura de comunicaciones, preferentemente MPLS. Estos canales deberán soportar los servicios de telefonía IP y datos críticos (de dispositivos fuente como RTU, PMU, RID y Registrador de Eventos). El CENACE requiere canales de comunicación sobre los cuales solo exista tráfico específico para la gestión del Mercado Eléctrico Mayorista y para el control operativo del SEN, que garantice sus condiciones de eficiencia, calidad, confiabilidad, seguridad y continuidad El Transportista, Distribuidor a través de sus Centros de Control y PMEM ERC serán responsables de la contratación, implementación, mantenimiento y seguimiento a fallas de los canales de comunicación, así como de coordinar los trabajos necesarios con el proveedor de los canales de comunicación. Página 18

24 Los canales de comunicación deben contar con características de calidad de servicio (QoS) demandadas por las aplicaciones del CENACE de extremo a extremo, para integrar en una sola plataforma los servicios de voz y datos La latencia de sitio a sitio no debe ser mayor a 100 ms. Debe estar de acuerdo a la Y.1564, medida sin tráfico de servicios El porcentaje de paquetes perdidos debe ser igual o menor al 1%., Nota: no aplicaría este párrafo si se acepta el anterior ya que la Y.1564 permite medir el rendimiento (performance, latencia y frecuencia de perdida de trama) del servicio Ethernet de sitio a sitio El Transportista, Distribuidor y PMEM será responsable del direccionamiento, y enrutamiento y protocolos de ruteo IP dentro de su la WAN/LAN, así como los protocolos de ruteo de cada sitio El canal de comunicación debe ser completamente transparente Clear Channel, transmitiendo cualquier información de los equipos conectados. aportar los protocolos de ruteo BGP y estático, tener la capacidad de usar otros protocolos de enrutamiento como RIP y OSPF El canal de comunicación debe cumplir con los requerimientos de seguridad indicados en el capítulo 5 anexo de Seguridad de este Manual El punto frontera entre CENACE, el ERC, Transportista y Distribuidor en cada sitio será hasta el puerto extendido proporcionado al CENACE Excepción de comunicaciones Detalles o particularidades de la conectividad entre el ERC y CENACE podrán analizarse durante pláticas previas al acuerdo de la ingeniería básica o de detalle; para la última milla hacia CENACE el ERC debe considerar invariablemente fibra óptica Cualquier excepción o concesión otorgada al ERC se debe hacer del conocimiento del Organismo Regulador Requerimientos de energía e instalación para el canal de comunicaciones Es responsabilidad del ERC, la implementación de protecciones contra sobre voltaje para la infraestructura de comunicaciones en las instalaciones del CENACE. Página 19

25 CAPÍTULO 4 Protocolos Comentado [A11]: Se propone que este capitulo sea un anexo como ESPECIFICACIÓN TÉCNICA 4.1 Introducción (Este Capítulo debe ser El presente capítulo establece las características generales en materia de los protocolos de comunicaciones, necesarios para la integración y operación de los flujos de información del ERC, que entregará al CENACE. 4.2 Directriz El protocolo de comunicaciones entre el Dispositivo Remoto y el SCADA/EMS del CENACE debe ser DNP3 determinado en este Manual para cada tipo de PMEM El protocolo de comunicaciones entre los Dispositivos Remotos PMUs y/o PDCs (no está en las definiciones) y el CENACE para la administración de mediciones fasoriales debe ser IEEE Los Centros de Control, tanto de los Transportistas como de los Distribuidores, deberán establecer enlaces de comunicación para el intercambio de información en tiempo real con los Centros de Control del CENACE a través del protocolo ICCP, cuando el CENACE así lo requiera El envío de información de mercado hacia el CENACE se realizará por medio de WebService mientras aplique el transitorio definido en las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ] para cumplir con los requerimientos establecidos en este documento. 4.3 Requerimientos de protocolo DNP3 (TCP/IP), para requerimientos que no hay un Centro de Control del ERC El protocolo DNP3 es usado para el intercambio de datos entre el CENACE y el Dispositivo Remoto de ERC DNP3 es el protocolo utilizado dentro de la industria eléctrica que permite el intercambio de datos. Esta información puede estar compuesta por: (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) Entradas Binarias Salidas Binarias Entradas Analógicas Salidas Analógicas Contadores Mediciones del mercado Fecha y tiempo de sincronía Calidad de los datos Estampas de tiempo El protocolo DNP3 es soportado por el modelo basado en ISO-OSI, el cual especifica las capas de enlace (capa 2), transporte (capa 4) y aplicación (capa 7). Con una pseudo-capa para soportar mensajes más largos que la longitud máxima de la trama como es definido en la norma IEC Página 20

26 4.3.4 El protocolo de comunicación entre el Dispositivo Remoto (UTR, PLC, DCS, IED, SCADA-SERVER, Medidores) del ERC y el dispositivo maestro SCADA (Maestra) del Centro de Control-CENACE, Esquema 1 y 2, debe ser DNP3 sobre TCP/IP (Perfil de Nivel 3 para solicitudes y respuestas). Figura Esquema 1. Conexión típica entre Centro de Control CENACE y ERC Esquema 1. Los insumos de información nacen en dispositivos de campo del ERC para ser entregados a un Dispositivo Remoto (UTR, IED, DCS, PLC o medidores), para este, a su vez entregar a través del protocolo DNP3 la información a los centros de control del CENACE. Figura Esquema 2. Segunda conexión entre Centro de Control CENACE y ERC Esquema 2. Los insumos de información nacen en dispositivos de campo del ERC para ser entregados a un Dispositivo Remoto (UTR, IED, PLC o medidores), para este, a su vez entregar a un dispositivo SCADA-Server del ERC que mediantes a través de protocolo DNP3 envía la información a los centros de control del CENACE El protocolo de comunicaciones DNP3, debe ser nativo en los Dispositivos Remotos pertenecientes a los ERC que se conectarán a los centros de control del CENACE. Por lo anterior no se aceptan convertidores ni emuladores de protocolo DNP La composición de los comandos objetos de datos integrados para las solicitudes en el poleo del protocolo DNP3, que generará cada Centro de Control del CENACE: inicialización, poleo frecuente y chequeo de integridad y esquema de respuestas no solicitadas será definido para cada ERC Los Dispositivos Remotos pertenecientes a los ERC deberán responder a las solicitudes realizadas con los objetos de datos comandos (objetos) adecuados y esperados por los Centros de Control del CENACE, de acuerdo a lo especificado en la sección 4.6 de este capítulo. Página 21

27 Las estampas de tiempo definidas en la Secuencia de Eventos (SOE), que se integran en el protocolo DNP3, deben ser en formato UTC (Tiempo Universal Coordinado), de los eventos digitales, analógicos y acumuladores, y deben provenir de los equipos de medición conectados como periféricos a los Dispositivos Remotos (equipos fuente) Para el caso de los acumuladores (mediciones de energía), los equipos de medición conectados al Dispositivo Remoto del ERC deben cumplir como mínimo el Perfil de nivel 2 del protocolo DNP3, como los mostrados en Esquemas 1 y El tiempo de procesamiento de respuestas de los Dispositivos Remotos del ERC ante las solicitudes de las Maestras del CENACE debe cumplir con los tiempos convenidos o contratados con el CENACE La información que sea almacenada en una cola o buffer por alguna razón técnica (corte de canal, failovers, entre otros) para ser transportada utilizando el protocolo DNP3 a través de los Dispositivos Remotos del ERC debe ser contenida en algún buffer del mismo Dispositivo Remoto El protocolo DNP3 integrado en este sistema debe ser transportado por una red segura dentro de los estándares de seguridad descritos en el capítulo 5 Seguridad de este Manual El protocolo se someterá a prueba de perfil de protocolo DNP3 y debe cumplir la funcionalidad requerida de los objetos de datos definidos en este capítulo El protocolo de comunicaciones DNP3 se integrará sobre canales definidos con ancho de banda suficiente para garantizar la adecuada transferencia de información al CENACE como se define en el capítulo 3 Conectividad de este Manual Para fines de integración del protocolo DNP3 a partir de la entrada en vigor del Mercado Eléctrico Mayorista, solo se admitirá DNP3 sobre la plataforma TCP/IP. 4.4 Producción y necesidades El ERC debe seleccionar y cumplir adecuadamente con los requerimientos de protocolo DNP3, asentados en la sección 4.3 de este capítulo, que serán usados para el intercambio de datos con el CENACE para el cumplimiento de los parámetros de disponibilidad, integridad y continuidad de la información Dentro de producción y en lo sucesivo, los Dispositivos Remotos conectados al CENACE podrán presentar cambios: Ante la necesidad de una actualización o cambio de versión de software/firmware en los Dispositivos Remotos pertenecientes al ERC, éste se comprometerá a dar aviso previo al CENACE y se responsabilizará de garantizar la disponibilidad, integridad y continuidad de la información convenida desde su puesta en servicio. Ante la necesidad de un cambio de hardware completo de algún Dispositivo Remoto perteneciente al ERC, se someterá a la realización de la secuencia completa de integración de puesta de servicio hacia el CENACE. 4.5 Pruebas y evaluación La interconexión en protocolo DNP3 entre el CENACE y el proceso del ERC, se someterá a una secuencia de pruebas para cotejar que la funcionalidad y el alcance sea el requerido en este Manual con base a las pruebas de perfil de protocolo DNP3 asentadas en la sección 4.7 de este capítulo Concluidas las pruebas del protocolo correspondiente, se obtendrá un registro de la evaluación de este proceso de acuerdo a criterios del grupo de especialidad del CENACE, quedando asentado en la evaluación de perfil de protocolo mostrado en la sección 4.8 de este capítulo. Página 22

28 4.5.3 La evaluación y pruebas de protocolo deben completarse con un cumplimiento del 100% antes del inicio de las pruebas del proceso de base de datos. 4.6 Pruebas de perfil de protocolo DNP El presente procedimiento de pruebas se aplica con el fin de verificar que el perfil del protocolo DNP3 configurado en Dispositivos Remotos de conexión directa al CENACE cumplan con los requerimientos que se mencionan en este Manual Consideraciones generales: Las pruebas que aquí se mencionan se realizarán mediante el uso de un simulador de protocolos (ASE2000) el cual interrogará al Dispositivo Remoto simulando la UTM de CENACE. Estas pruebas se ejecutarán en coordinación con el personal del CENACE previo acuerdo de fecha para las mismas. Es indispensable que personal de campo envíe los siguientes datos al personal de Comunicaciones del CENACE antes de realizar las pruebas con el protocolo DNP3: (i) (ii) (iii) (iv) Nombre del Responsable del Dispositivo Remoto Número de teléfono o extensión Correo electrónico Fecha programada para realizar las pruebas de protocolo DNP3 (c) Es indispensable que personal de campo responsable de administrar los equipos de seguridad en la red (firewall) y del Dispositivo Remoto, den de alta el siguiente direccionamiento para que el simulador pueda interrogar al Dispositivo Remoto: (i) IP: Y.Y.XX.Y (donde XX debe ser orientado al correspondiente octeto coincidente por Gerencia de Control Regional) (ii) Dirección Física DNP3: 0 (iii) Número Puerto: (d) (e) (f) (g) (h) Es indispensable que la dirección física DNP3 del Dispositivo Remoto sea el mismo valor que el cuarto octeto de la dirección IP que se haya asignado por parte del CENACE. No se aceptará en el Dispositivo Remoto puntos con bandera de estado en off-line ni puntos futuros por entrar que no vayan a ser procesados por la UTM del CENACE. El número de puntos presente en la base de datos del Dispositivo Remoto y del CENACE debe ser el mismo. El indexado de la base de datos del Dispositivo Remoto deberá se configurable en su totalidad. Es indispensable que la confirmación de tramas a nivel en el protocolo DNP3 del Dispositivo Remoto las confirmaciones a nivel de capa de enlace de dato sea inhibida y la confirmación de fragmentos de información a nivel de capa de aplicación se aplique solo cuando el Dispositivo Remoto envíe eventos a la UTM del CENACE. Es indispensable que el Dispositivo Remoto cuente con GPS y la zona horaria este configurada como UTC. Los datos que aquí se piden (digitales, analógicos, acumuladores, controles y setpoint) son generales, por lo que el responsable de administrar el Dispositivo Remoto deberá tomar en cuenta solo lo que aplique para su caso. Independientemente del tipo de datos que contenga inicialmente la base de datos del Dispositivo Remoto, el responsable del Dispositivo Remoto Página 23

29 deberá probar cada uno de los tipos de datos mencionados en este inciso, para garantizar su integración futura de la manera correcta. (i) (j) Una vez concluidas satisfactoriamente las pruebas al protocolo DNP3 del Dispositivo Remoto, el siguiente paso serán las pruebas de base de datos las cuales las ejecutarán en coordinación con personal Administrador de la Maestra del CENACE previo acuerdo de fecha para las mismas. Es indispensable que al momento de ejecutar las pruebas de verificación al protocolo DNP3 se haya leído y comprendido este documento y que el Dispositivo Remoto esté listo con la configuración para llevar a cabo dichas pruebas Consideraciones para puntos analógicos: El Dispositivo Remoto debe ser capaz de poder tener configurados en una misma base de datos puntos analógicos de la siguiente manera: (i) (ii) Objeto 30, variación 1: analógicos a 32 bits con bandera de status Objeto 30, variación 2: analógicos a 16 bits con bandera de status Para eventos: (i) (ii) (iii) (iv) Objeto 32, variación 1: eventos analógicos a 32 bits con bandera de estado y sin estampa de tiempo Objeto 32, variación 2: eventos analógicos a 16 bits con bandera de estado y sin estampa de tiempo Objeto 32, variación 3: eventos analógicos a 32 bits con bandera de estado y estampa de tiempo Objeto 32, variación 4: eventos analógicos a 16 bits con bandera de estado y estampa de tiempo Consideraciones para datos por evento (Clase 1, 2 y 3): El Dispositivo Remoto debe ser capaz de responder en una misma pregunta eventos de clase 1 (solamente digitales), clase 2 (solamente analógicos) y clase 3 (solamente acumuladores). En el caso de las Entradas Analógicas la banda muerta deberá ser configurable individualmente por cada indexado que conforma la base de datos. Para el caso de eventos por clase 3 (acumuladores) una vez verificado que el Dispositivo Remoto los soporta, es requisito indispensable que sean inhibidos ya que la UTM por el momento solo interrogará por acumuladores cada cinco minutos con el objeto 20, variación 0, para lo cual el Dispositivo Remoto deberá responder con el objeto 20, variación 1 (acumuladores a 32bits con bandera de estado) Consideraciones para probar la existencia de buffer de eventos: Se requiere que personal de campo responsable de administrar el Dispositivo Remoto genere una secuencia de eventos digitales, eventos analógicos y eventos acumulador de la siguiente manera: (i) (ii) Una vez estando enlazado el Dispositivo Remoto con el simulador provocarán de lado de campo una falla de canal pudiendo ser esto mediante la desconexión del cable que conecta el Dispositivo Remoto con el simulador. Durante este corte de comunicación generarán una secuencia de eventos digitales sobre un mismo punto, eventos analógicos sobre un mismo punto y eventos acumuladores sobre Página 24

30 un mismo punto. Una vez terminado de generar dicha secuencia de eventos restablecerán la comunicación del Dispositivo Remoto con el simulador. (iii) Al restablecerse la comunicación, el Dispositivo Remoto debe enviar al simulador los eventos digitales, eventos analógicos y eventos acumuladores que generaron durante el corte Consideraciones para controles (salidas digitales y analógicas): (c) Los controles deberán configurarse en el Dispositivo Remoto como dobles (controles con función de proceso; abrir-cerrar, son direccionados a mismo índex de base de datos) o sencillos (controles con función de proceso abrir-cerrar, son direccionados a diferente índex de base de datos), de acuerdo a lo convenido entre el ERC y el CENACE. Todos los controles deberán ser configurados como Select Before Operate (SBO) a excepción de los controles analógicos (Setpoints). La prueba de controles en coordinación con el personal de Comunicaciones del CENACE se hará hasta el Dispositivo Remoto, es decir, no debe el Dispositivo Remoto dejar salir el control hacia los dispositivos periféricos. La prueba de controles incluyendo los dispositivos periféricos y la UTM del CENACE se hará en coordinación con el personal Administrador de la Maestra del CENACE una vez terminadas las pruebas con el personal de Comunicaciones del CENACE Consideraciones para sistemas redundantes: Personal responsable de administrar el Dispositivo Remoto simulará una falla en el sistema primario con la intención de que el sistema de respaldo tome el control. El tiempo de transición de primario a respaldo debe ser de manera instantánea. Personal responsable de administrar el Dispositivo Remoto simulará una falla en el sistema de respaldo con la intención de que el sistema primario tome el control. El tiempo de transición de respaldo a primario debe ser de manera instantánea Para la ejecución de la prueba, a continuación se enlistan los comandos las solicitudes que se ejecutarán desde el simulador (con la función de UTM), su definición y cuál debe ser la respuesta por parte del Dispositivo Remoto. Es indispensable que el Dispositivo Remoto cuente con puntos (digitales, analógicos, acumuladores según sea el caso) ya cargados en su base de datos: Reset link. Inicialización de la comunicación entre la UTM y el Dispositivo Remoto. (i) El Dispositivo Remoto responderá con un Ack o confirmación. Clear restart. Tiene como función el borrar la indicación interna de restart en Dispositivo Remoto, escribiendo la UTM un valor de 0 en dicha indicación interna. (i) Código de función: 2 (write). (ii) Solicitud UTM: Objeto 80, variación 1 (iii) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 80, variación 1 (c) Delay measurement. Medición del tiempo de procesamiento y retorno de la respuesta del Dispositivo Remoto hacia la UTM. Se verifica que el tiempo de procesamiento en Dispositivo Remoto más su respuesta de retorno sea menor a 200 mseg. (i) Código de función: 1(read). (ii) Solicitud UTM: Objeto 52, variación 2 (iii) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 52, variación 2 Página 25

31 (d) Date and time. Sincronía de tiempo del Dispositivo Remoto por parte de la UTM. Se verifica que las estampas de tiempo de la Secuencia de Eventos (SOE) el SOE o estampa de tiempo transmitido al Dispositivo Remoto tenga realmente como referencia la estampa de tiempo enviada por la UTM. Lo anterior se hace de la siguiente manera: (i) (ii) (iii) La UTM enviará la estampa de tiempo al Dispositivo Remoto: (A) Código de función: 2 (write) (B) Solicitud UTM: Objeto 50, variación 1. (C) El Dispositivo Remoto responderá: no tendrá respuesta alguna a este comando. La UTM pedirá lectura de la estampa de tiempo al Dispositivo Remoto: (A) Código de función: 1 (read), remoto para verificar que sea igual al de la UTM. (B) Solicitud UTM: Objeto 50, variación 1 (C) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 50, variación 1 Solamente en caso de falla de unidad local de GPS, el Dispositivo Remoto deberá ser sincronizado por parte del CENACE para garantizar la continuidad de sincronía de tiempo. Se requiere que la zona de tiempo configurado en el Dispositivo Remoto sea UTC. (e) Clase 0. (i) (ii) Envío de toda la base de datos del Dispositivo Remoto hacia la UTM. (A) Código de función: 1 (read) (B) Solicitud UTM: Objeto 60, variación 1, calificador 06 El Dispositivo Remoto responderá según el tipo de datos que tenga configurado con: (A) (B) (C) (D) (E) Entradas binarias con bandera de estado (I) Objeto 1, variación 2 Status de entradas binarias (I) Objeto 10, variación 2 Entradas analógicas en 16 y 32 bits con banderas de estado: (I) Objeto 30, variación 1 y 2 Contadores binarios en 32 bits con bandera de estado: (I) Objeto 20, variación 1 y 2 En caso de que el Dispositivo Remoto reportase en sus indicaciones internas eventos de clase 1, 2 o 3 en una respuesta anterior a la pregunta por Clase 0, la UTM preguntará por estos eventos en adición a la clase 0. (f) Clase 1. (i) (ii) Se asignará solamente a esta clase eventos de tipo digital y alarmas de alta prioridad. (A) Código de función: 1 (read) (B) Solicitud UTM: Objeto 60, variación 2, calificador 06 El Dispositivo Remoto responderá: (A) Entradas Mediciones binarias con estampa de tiempo y bandera de estado: (I) Objeto 2, variación 2 Página 26

32 (g) Clase 2. (i) (ii) Se asignará solamente a esta clase eventos de tipo analógico (A) Código de función: 1 (read) (B) Solicitud UTM: Objeto 60, variación 3, calificador 06 El Dispositivo Remoto deberá de responder con cualquiera de las siguientes 4 variaciones: (A) (B) (C) (D) Mediciones analógicas en 32 bits con bandera de estado y sin estampa de tiempo: Objeto 32, variación 1 Mediciones analógicas en 16 bits con bandera de estado y sin estampa de tiempo: Objeto 32, variación 2 Mediciones analógicas en 32 bits con bandera de estado y estampa de tiempo: Objeto 32, variación 3 Mediciones analógicas en 16 bits con bandera de estado y estampa de tiempo: Objeto 32, variación 4 (h) Clase 3. (i) (ii) Se asignará solamente a esta clase eventos por acumuladores (A) Código de función: 1 (read) (B) Solicitud UTM: Objeto 60, variación 4, calificador 06 El Dispositivo Remoto deberá de responder con cualquiera de las siguientes 2 variaciones: (A) (B) Acumuladores en 32 bits con bandera de estado y estampa de tiempo: Objeto 22, variación 5 Acumuladores en 32 bits con bandera de estado sin estampa de tiempo: Objeto 22, variación 1 (i) Control Relay Output Block. Controles digitales, los cuales se dividen en 2 tipos: (i) SBO (Select Before Operate): Este control funciona de la siguiente manera (A) (I) (II) (III) La UTM selecciona el punto en el Dispositivo Remoto sobre el cual ejecutará después una orden. Código de función: 3 (select) Solicitud UTM: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los siguientes parámetros y valores: Count: 1. Especifica el número de veces que un control es ejecutado. On-time: 1000 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá encendida. Off-Time: 0mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá apagada. Status: 0. Indica que la petición ha sido enviada. Control code: Code: 1. Específica que el tipo de código será Pulse on. Value: Trip/Close. Específica si el mando es abrir o cerrar. (IV) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los siguientes parámetros y valores: Count: 1. Confirma el número de veces que un control es ejecutado. Página 27

33 (B) (V) (I) (II) On-time: 1000 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá encendida. Off-Time: 0 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá apagada. Status: 0. Indica que la petición enviada por la UTM ha sido aceptada. Control code: Code: 1. Confirma que el tipo de código será Pulse on. Value: Trip/Close. Dependerá del valor value enviado por la UTM. Una vez que la UTM ha recibido la confirmación por parte del Dispositivo Remoto de que el comando select ha sido aceptado, seguidamente enviará el comando de operate para ejecutar la orden. Código de función: 4 (operate) Solicitud UTM: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los mismos parámetros y valores que el código de función select. (III) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los mismos parámetros y valores que el código de función select. (ii) DO (Direct Operate): Este control a diferencia del anterior ejecuta la orden en un solo comando. (A) (B) (C) (I) (II) (III) (IV) (I) (II) Código de función: 5 (direct operate) Solicitud UTM: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los siguientes parámetros y valores: Count: 1. Especifica el número de veces que un control es ejecutado. On-time: 1000 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá encendida. Off-Time: 0 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá apagada. Status: 0. Indica que la petición ha sido enviada. Control code: Code: 1. Específica que el tipo de código será Pulse on. Value: Trip/Close. Específica si el mando es abrir o cerrar. (D) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 12, variación 1, calificador 17 y 28. Con los siguientes parámetros y valores: (E) (I) (II) (III) (IV) (I) (II) Count: 1. Confirma el número de veces que un control es ejecutado. On-time: 1000 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá encendida. Off-Time: 0 mseg. Tiempo en que la salida digital permanecerá apagada. Status: 0. Indica que la petición enviada por la UTM ha sido aceptada. Control code: Code: 1. Confirma que el tipo de código será Pulse on. Value: Trip/Close. Dependerá del valor value enviado por la UTM. (j) Bit Analog Output Block. Controles analógicos, los cuales se dividen en 2 tipos: (i) SBO (Select Before Operate): Este control funciona de la siguiente manera (A) La UTM selecciona el punto en el Dispositivo Remoto sobre el cual ejecutará después una orden. Página 28

34 (B) (I) Código de función: 3 (select) (II) Solicitud UTM: Objeto 41, variación 2, calificador 17 y 28. (III) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 41, variación 2, calificador 17 y 28. (I) Una vez que la UTM ha recibido la confirmación por parte del Dispositivo Remoto de que el comando select ha sido aceptado, seguidamente enviará el comando de operate para ejecutar la orden. Código de función: 4 (operate) (II) Solicitud UTM: Objeto 41, variación 2 (III) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 41, variación 2, calificador 17 y 28. (ii) DO (Direct Operate): Este control a diferencia del anterior ejecuta la orden en un solo comando. (A) Código de función: 5 (direct operate) (B) Solicitud UTM: Objeto 41, variación 2, calificador 17 y 28. (C) El Dispositivo Remoto responderá: Objeto 41, variación 2, calificador 17 y Evaluación de perfil de protocolo DNP A continuación se presenta el formato de evaluación de perfil de protocolo DNP3: Fecha: Haga clic aquí para escribir texto. Nomenclatura: Haga clic aquí para escribir texto. DATOS DISPOSITIVO REMOTO Marca: Haga clic aquí para Modelo: Haga clic aquí para Firmware: Haga clic aquí escribir texto. IP: Haga clic aquí para escribir texto. CENACE: escribir texto. para escribir texto. Dirección Física: Haga clic Tipo Canal: Haga clic aquí aquí para escribir texto. para escribir texto. RESPONSABLES Haga clic aquí para escribir texto. Haga clic aquí para escribir texto. Ext: Haga clic aquí para escribir texto. PROCESO: Haga clic aquí para escribir texto. Haga clic aquí para escribir texto. Ext: Haga clic aquí para escribir texto. INICIALIZACION 01 Reset link Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto responderá con un Ack o confirmación Observaciones Haga clic aquí para escribir texto. 02 Clear restart Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe responder con: Código de función: 81 (Response) Sin la indicación interna de restart. Observaciones Haga clic aquí para escribir texto. Página 29

35 03 Delay measurement Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe responder con: Código de función: 81 (Response). Objeto 52, variación 2 Tiempo respuesta: segundos. Verificar que el tiempo sea menor o igual a 200 mseg. Observaciones 04 Date and Time Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto no debe presentar la indicación interna de Need Time En caso de falla de unidad local de GPS, el Dispositivo Remoto deberá ser sincronizado por parte de la Maestra de un Centro de Control Observaciones 05 Inhibir confirmación a nivel de enlace de datos Elija un elemento. Requisitos Dentro de la capa de enlace de datos, en el byte de control verificar que el Dispositivo Remoto envié el código de función 04 Observaciones 06 Clase 0 (Objeto 60, variación 1) Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 01, variación 2: digitales con bandera de status. Objeto 30,variación 1: analógicos a 32 bits con bandera de status Objeto 30,variación 2: analógicos a 16 bits con bandera de status Objeto 20,variación 1: acumuladores a 32 bits con bandera de status Objeto 20,variación 2: acumuladores a 16 bits con bandera de status Observaciones Puntos analógicos con distinta variación en una misma base 07 de datos Elija un elemento. Requisitos Configurar un punto con: Objeto 30, variación 1: analógicos a 32 bits con bandera de status Configurar un punto con: Objeto 30, variación 2: analógicos a 16 bits con bandera de status Observaciones EVENTOS 08 Clase 1 (Objeto 60, variación 2) Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe responder con: Objeto 02, variación 2 (eventos digitales con bandera de status y estampa de tiempo) Verificar que el Dispositivo Remoto solicite confirmación a nivel de aplicación solo cuando envía eventos. Página 30

36 Observaciones 09 Clase 2 (Objeto 60, variación 3) Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 32, variación 1: eventos analógicos a 32 bits con bandera de status y sin estampa de tiempo Objeto 32, variación 2: eventos analógicos a 16 bits con bandera de status y sin estampa de tiempo Objeto 32, variación 3: eventos analógicos a 32 bits con bandera de status y estampa de tiempo Objeto 32, variación 4: eventos analógicos a 16 bits con bandera de status y estampa de tiempo Verificar que el Dispositivo Remoto solicite confirmación a nivel de aplicación solo cuando envía eventos. Observaciones Puntos analógicos con distinta variación en una misma base 10 Elija un elemento. de datos Requisitos Configurar un punto con: Objeto 32, variación 1: eventos analógicos a 32 bits con bandera de status y sin estampa de tiempo Configurar un punto con: Objeto 32, variación 2: eventos analógicos a 16 bits con bandera de status y sin estampa de tiempo Configurar un punto con: Objeto 32, variación 3: eventos analógicos a 32 bits con bandera de status y estampa de tiempo Configurar un punto con: Objeto 32, variación 4: eventos analógicos a 16 bits con bandera de status y estampa de tiempo Observaciones 11 Clase 3 (Objeto 60, variación 4) Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 22, variación 1: acumuladores a 32 bits con bandera de status y sin estampa de tiempo. Objeto 22, variación 5: acumuladores a 32 bits con bandera de status y estampa de tiempo. Verificar que el Dispositivo Remoto solicite confirmación a nivel de aplicación solo cuando envía eventos. Observaciones 12 PRUEBA DE BUFFER Requisitos Página 31

37 Se requiere que personal de campo genere una secuencia de eventos digitales, eventos analógicos y eventos acumuladores según sea su caso. Dichos eventos serán generados durante un corte de comunicación provocado por personal de campo. Al restablecerse la comunicación el Dispositivo Remoto debe enviar al simulador dichos eventos generados. Eventos digitales Eventos analógicos Eventos acumulador Elija un elemento. Elija un elemento. Elija un elemento. MANDOS Digital Output Block 13 SBO: Select before operate Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 12, variación 1, calificador 17, on-time=1000 mseg. Trip y close Objeto 12, variación 1, calificador 28, on-time=1000 mseg. Trip y close Los mandos deben ser configurados como dobles Todos los mandos deben ser configurados como SBO Observaciones 14 DO: Direct operate Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 12, variación 1, calificador 17, on-time=1000 mseg. Trip y close Objeto 12, variación 1, calificador 28, on-time=1000 mseg. Trip y close Los mandos deben ser configurados como dobles Ya no se aceptan nuevos mandos como DO Observaciones Analog Output Block 15 DO: Direct operate Elija un elemento. Requisitos El Dispositivo Remoto debe soportar lo siguiente: Objeto 41, variación 2, calificador 17 Objeto 41, variación 2, calificador 28 Observaciones Las subestaciones no utilizan Set-points. 16 EVALUACION DE REDUNDANCIA El sistema SCADA NO debe declarar como fallado el Dispositivo Remoto Elija un elemento. durante la transición primario-respaldo y viceversa. Observaciones Se realizó una prueba de redundancia previa a la oficial. El Dispositivo Remoto se comportó de la siguiente manera: Primario Respaldo en 3 segundos Respaldo Primario en 4 segundos Página 32

38 Tabla 4.A - Formato de evaluación de perfil de protocolo DNP Propagación de la bandera de calidad Cuando el ERC instala un Dispositivo Remoto y este se comunica con los dispositivos hacia el origen que no están conectados directamente al Dispositivo Remoto, el dispositivo de origen debe propagar la bandera de comunicación de calidad de datos para cada punto del Dispositivo Remoto a través de cada dispositivo no originario (ocho bits de posibles estados que componen las banderas de calidad, de cada tipo de variables telemedidas) Un dispositivo de origen es aquel que recibe los datos de campo directamente (como entradas) o ejecuta controles directamente al campo (como salidas). Los datos de un dispositivo de origen pueden llegar al maestro a través de uno o más dispositivos no originario Un indicador COMM_LOST indica que hay un error de comunicación en la ruta entre el dispositivo donde se originan los datos y el dispositivo de reporte en base punto a punto. Esta bandera indica que el valor reportado para el objeto puede ser desactualizado, caduco o de mala calidad. 4.9 Descripción y requerimientos generales del protocolo IEEE No aplica a proyectos de generación solares ni con capacidades de generación menores a 30 MW. Lo anterior asumiendo que una Unidad de Medición Fasorial (PMU) proporciona, principalmente, la posibilidad de observar, con mayor nitidez, la dinámica de las variables eléctricas de los equipos en cuestión, de manera tal que no se considera que una capacidad instalada de una central de generación menor a la señalada sea relevante para el sistema de potencia. Para el caso de las solares, salvo que se puede hacer un despacho minutal de energía, la información proveniente de un PMU, resulta irrelevante Una unidad de medición fasorial, puede proporcionar tres tipos de mediciones, de acuerdo al estándar que rige estos dispositivos, el IEEE Estas pueden ser sincrofasores, analógicas y digitales o estados. A continuación se definirán las características requeridas para cada caso, así como algunas particularidades a observar El estándar IEEE comprende además un protocolo de comunicación, sin embargo algunos fabricantes de PMU manejan protocolos propietarios que limitan el uso de la información, por requerir plataformas de explotación a la medida. Se requerirá la información de PMU en el protocolo estándar de la industria, sin excepción, en este caso el IEEE La calidad de las mediciones proporcionadas por los PMU s deberá de cumplir con el criterio de calidad propuesto en el estándar IEEE , referido como Compliance Level 1, como se resume en la tabla 4.B y será responsabilidad del propietario del PMU asegurarse de tal cuestión con el o los fabricantes de dichos equipos, sin que esto limite la validación del nivel de cumplimiento por medios propios. Magnitud. (i) (ii) (iii) La medición de magnitud de variables eléctricas y/o mecánicas proporcionada por un PMU, deberá tener una precisión similar a la requerida para las mediciones proporcionadas por un Dispositivo Remoto. Lo anterior, considerando que se utilizan los mismos tipos de transductores en ambos casos. Los sincrofasores de voltajes deberán de reportarse como valores línea-línea y estos al igual que las corrientes en valores rms. Las mediciones analógicas de potencia activa y reactiva deberán de reportarse en valores rms y en cantidades de megas. Para el caso de cualquier otro tipo de mediciones que no sean de variables eléctricas, se deberán de especificar las unidades de medición y el Página 33

39 modo de interpretación de estas durante el proceso de aceptación y pruebas, y acordar su tratamiento para su mejor adecuación a los sistemas de procesamiento y visualización de esta información en el CENACE. Ángulo. (i) (ii) La medición angular de variables eléctricas, que aplica solamente para el caso de fasores y sincrofasores, deberá de tener una precisión de ±0.5. Para el caso de arreglos de transductores que ocasionen corrimientos angulares, deberán de ser compensados en el equipo mismo (PMU) y señalarlos en el proceso de pruebas y aceptación. Bajo ningún otro escenario deberán de introducirse corrimiento angulares en las mediciones. Es necesario que se verifique con los fabricantes de los equipos la necesidad de calibración angular de todas sus entradas analógicas. Es necesario se considere un faseo uniforme en las variables eléctricas, de lo contrario resultarán corrimientos angulares positivos o negativos iguales a 360/Número de fases del sistema. Para el caso se deberá de verificar con personal del ERC, dependiendo del punto de interconexión, la designación de las fases a considerar (fa, fb, fc). (c) Estados. (i) Las mediciones digitales deberán de reflejar su cambio de estado con un retardo máximo igual al intervalo de tiempo entre una medición y otra, independientemente de la frecuencia de muestreo a la que se tenga configurado el PMU. Por ejemplo, 50 ms para una frecuencia de muestreo de 20 m/seg. Tabla 4.B - Parámetros de influencia y límites de error permisibles para niveles de cumplimiento Las unidades de medición fasorial, proporcionan frecuencias de muestreo por segundo, iguales a submúltiplos o múltiplos de una frecuencia base o nominal predefinida y configurada en el mismo PMU. Para el caso de sistemas de potencia, esta frecuencia nominal puede ser de 50 ó 60 Hz. El CENACE definirá la frecuencia de muestreo por segundo requerida para cada PMU El 100% de las mediciones proporcionadas por los PMU deberán estar sincronizadas en tiempo por el medio previamente acordado con el CENACE y con una precisión similar a la del sistema GPS actual. Actualmente el medio de sincronización es mediante señal de GPS El máximo retardo de tiempo aceptado, en el proceso de envío-recepción de las mediciones, será del intervalo de tiempo entre una medición y otra, independientemente de la frecuencia de muestreo a la que se tengan configurados los PMU. Para el caso de una frecuencia de muestreo de 20 m/seg, el máximo retardo permisible será de 50 ms. Página 34

40 4.9.8 Para los PMU monitoreando variables eléctricas y/o mecánicas de unidades generadoras, las variables mínimas a medir y reportar al CENACE, serán las siguientes: (c) (d) (e) (f) (g) (h) Sincrofasor del voltaje de terminales. Sincrofasor de corriente de terminales. Analógico de corriente de campo. Sincrofasor del voltaje del bus de sincronización con el sistema. Frecuencia de la unidad. Estado de interruptores de unidades. Estado del PSS. Estado del AVR Para los PMU monitoreando variables eléctricas y/o mecánicas de subestaciones, las variables mínimas a medir y reportar al CENACE, serán las siguientes: (c) (d) (e) Sincrofasor de los voltajes de los buses. Sincrofasor de las corrientes de las líneas de transmisión. Sincrofasor de las corrientes de los transformadores. Sincrofasor de las corrientes de los auto transformadores. Estado de interruptores de líneas, autotransformadores y transformadores Para los PMU monitoreando variables eléctricas de equipos para el soporte dinámico de voltaje, las variables mínimas a medir, serán aquellas que permitan monitorear la inyección de potencia reactiva a la red como: (c) Sincrofasor de voltaje. Sincrofasor de corriente. Estado de interruptores de conexión con el SEP Descripción y requerimientos generales de protocolos para WebService Para intercambiar información de mercado con el CENACE, un ERC tiene que estar registrado en el Dispositivo Concentrador del CENACE El operador del sistema del CENACE asignará a un ERC uno o varios códigos de identificación (códigos de participante) para sus comunicaciones en el Sistema de Mediciones. La asignación de códigos de participante a un ERC será en función de las actividades que realice, de las unidades de programación con las que opere y otras razones que pudieran ser necesarias para el correcto funcionamiento de los flujos de información en el Sistema de Mediciones. CENACE notificará al Transportista o Distribuidor dicho código y los instruirá a realizar las adecuaciones necesarias en el dispositivo concentrador correspondiente Se utilizará lo establecido como Código de Identificación de Puntos de Entrega (CIPE) así como lo definido como Estándar de Nomenclatura de CENACE para identificar medidores y variables de medición. Página 35

41 El intercambio de mensajes entre la aplicación cliente y el WebService será mediante protocolos wshttpbinding o nettcpbinding con el estándar SOAP/XML, o lo que el CENACE considere compatible con su infraestructura Para el envío de los datos de medidores, mediciones y valores requeridos por el CENACE se requiere invocar el método correspondiente, utilizando un usuario y contraseña única, mediante el formato y estructura que será proporcionado por el CENACE. Una vez concluida la recepción, el WebService regresará un ticket con un mensaje indicando el estatus de la operación Descripción y requerimientos generales del protocolo ICCP ICCP (Intercontrol Center Communications Protocol) es un protocolo utilizado dentro de la industria eléctrica que permite el intercambio de datos de tiempo real entre estaciones maestras de Centros de Control, como pueden ser valores de mediciones analógicas, señalización de mediciones de estados y ejecución de controles, intercambio de datos en bloques y de mensajes entre operadores de Centros de Control de Energía Los enlaces ICCP son usados para la interconexión con los diferentes Centros de Control con los que interactúa el CENACE como pueden ser Centros Regionales o Zonas del Transportista, Distribuidor o Generador Las bases del protocolo se definen por la International Organization for Standardization (ISO) en el estándar IEC TASE.2 (Tele-control Association Service Element 2), también conocido como ICCP (Intercontrol Center Communications Protocol). Tase.2 está basado en el estándar MMS ya que define el uso e interpretación de los servicios y objetos MMS El protocolo ICCP está basado en un modelo de referencia de siete capas, por tal motivo los Centros de Control a integrarse al CENACE deberán contar con un software basado en el protocolo ICCP que garantice la compatibilidad en las diferentes capas de dicho modelo para un correcto intercambio de información sobre una red de datos TCP/IP Configuración y señales de ICCP: (c) (d) La información transmitida entre Centros de Control (CC) se basa en señales del tipo: Analógicos, Estados, Acumuladores, Comandos, Controles, entre otros. Se definirán las características de la información que el CENACE requiere intercambiar, como puede ser, agrupamiento de información, período de transmisión, transmisión por excepción o solo cambios, banderas de calidad, permisos, etc. Ver tabla 4.C de intercambio de datos CENACE_PMEM. El intercambio de datos entre Centros de Control (CC) por medio de ICCP se basa en el concepto Cliente Servidor; es decir, todo envío de información parte de una solicitud del CC (Cliente) a otro CC (Servidor) que contiene y administra la información a transmitir. Cada conexión cliente-servidor es llamada Asociación. ACSE (Association Control Service Element) es utilizado por el protocolo ICCP como el elemento encargado de establecer las asociaciones lógicas entre el cliente y el servidor. ACSE hace uso de la información definida en un Acuerdo Bilateral, la cual se intercambia entre los Centros de Control para validar la asociación entre el Cliente/Servidor y establecer de forma exitosa un enlace lógico para el intercambio de información. Se definirán las características y parámetros a intercambiar en el Acuerdo Bilateral. Ver tabla 4.D de forma de asociación CENACE_PMEM. El Acuerdo Bilateral está constituido por una Tabla Bilateral, la cual puede estar implementada en uno o varios archivos del sistema, esto dependerá completamente del software implementado en el centro de control. Como mínimo una Tabla Bilateral debe contener lo siguiente: (i) Nombre de los puntos a intercambiar (homologado por CENACE). Página 36

42 (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) Identificador de referencia al punto, definido por CENACE y debe estar declarado en las bases de datos de ambos Centros de Control. Dirección de transferencia del punto. Permisos de Lectura/Escritura. Versión del protocolo. Modo de conexión Cliente/Servidor. Periodicidad de transferencia del punto (viii) Formato del punto. (e) Los parámetros de configuración para establecer el enlace ICCP entre los Centros de Control no deberán ser duplicados por otros Centros de Control, ya que será motivo de falla en el sistema y puede generar una inconsistencia en la información utilizada por el CENACE para el control del Sistema Eléctrico Nacional. Por tal motivo, los participantes que cuenten con Centros de Control deberán apegarse a la configuración definida en este Manual para establecer el intercambio de información. Ver tabla 4.E de parámetros de estandarización CENACE_PMEM y la tabla 4.G de ejemplo de Asociación CENACE_PMEM Señalización de ICCP: (c) (d) Los datos transmitidos por ICCP hacia el CENACE deberán estar señalizados con una estampa de tiempo desde la fuente. Los datos deberán estar sincronizados a través de un GPS con zona horaria de UTC. Las señales digitales deben estar constituida por dos valores para indicar el estado abierto y cerrado. Los datos transmitidos por ICCP tendrán un tamaño de 16, 32 o 64 bits según se defina en la adquisición de datos desde la RTU Implementación de bloques soportada por CENACE. Los centros de control que se integrarán al CENACE deberán contar con los bloques necesarios definidos a continuación para la completa garantía de fluidez de la información, como se muestra en la figura 4.3: (c) (d) (e) Bloque 1 (Datos en tiempo real). Este bloque es utilizado para el intercambio de datos periódicos del sistema eléctrico de energía. Este bloque es considerado elemental y como mínimo necesario a implementar, ya que permite el intercambio de datos del tipo: Analógicos, estados digitales, mediciones, banderas de calidad, estampas de tiempo y eventos. Bloque 2 (Datos en tiempo real). Realiza la transmisión de cada uno de los datos a través de un reporte por excepción, por lo cual es considerado como un método más eficiente de reporte, su ventaja radica en que el cliente cuenta con la libertad de definir los puntos que deberán ser transmitidos o reportados al sistema; cuando se detecte un cambio o cuando se ejecute un chequeo de integridad. Bloque 3 (Datos en tiempo real). Realiza la transmisión de información en forma conjunta a través de un bloque de datos enviados por excepción. Bloque 4 (Mensajes de información). Permite enviar o recibir mensajes de texto entre los Operadores de los Centros de Control. También utilizado para el intercambio de datos no estructurados (Hojas de cálculo, procesadores de palabras, etc.). Bloque 5 (Control supervisorio). Tiene la función de transmitir al centro de control remoto la solicitud de ejecutar una acción de control sobre un dispositivo, cabe destacar que la ejecución Página 37

43 final la realiza el sistema EMS/SCADA remoto ya que ICCP únicamente transmite la solicitud de dicha acción. (f) Bloque 8 (Programación de datos). Permite el intercambio de datos calendarizados principalmente para programas de intercambio de energía. Datos de Tiempo Real Intercambio de Mensajes Controles de Dispositivos Ejecucion de Programas Eventos/ Disparos Programacion de Datos Datos de Series de Tiempo Bloques 1-3 Bloque 4 Bloque 5 Bloque 6 Bloque 7 Bloque 8 Bloque 9 Figura Bloques requeridos en color azul Manejo de la base de datos. Se especifica en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual las actividades necesarias para validar y aceptar los puntos transmitidos sin error de telemetría entre las bases de datos de los Centros de Control Restablecimiento de los enlaces ICCP. El enlace lógico de ICCP debe ser establecido para que CENACE opere con la conexión en modo Cliente, ya que esto permite tener la faculta de establecer la conexión ante un caso de desconexión. Tipo dato Dato Periodicidad Reporte analógico AGC (MW, MVAR) 2 y 4 s. FRECUENCIA 2 y 4 s. 400 kv (MW, MVAR, KV) 4 s. 230 kv (MW, MVAR, KV) 8 s. <= 161 kv (MW, MVAR, KV) 12 s. estados Todos 1 hr. por excepción, solo cambios Tabla 4.C - Intercambio de Datos CENACE_PMEM. ITEM# Parámetros Descripción Comentarios 1 Version Versión del TASE.2 La versión local del protocolo Versión implementada protocolo del por Página 38

44 TASE.2 soporta: CENACE ( ). " " y " " Valor por defecto: Bilateral Table ID Identificador de la tabla bilateral. Rango: cadena de un máximo de 32carácteres. Deberá ser igual en el centro de control remoto. Valor por defecto: ver_0 3 Domain ID Client Nombre del dominio del sistema local: Valores permitidos: cen cel cea ori El dominio del CENACE dependerá de la Gerencia de Control con quien se establezca la asociación por ICCP. occ nte bca nes nor pen 4 Domain ID Server Nombre del dominio del sistema remoto: Rango: cadena de un máximo de 32carácteres. Valores permitidos: abc_xyz Dónde: abc.- Identificador del dominio local (CENACE). El Dominio del sistema remoto estará conformado por las iniciales de la Gerencia de Control (CENACE) con quien se establece la asociación (xyz), seguido por un guión y las iniciales del participante del mercado. xyz.- Iniciales del centro de control remoto (Participante del mercado). 5 Local AR Name Nombre del host local, que se utiliza para la validación del OSI Stack. Valores permitidos: cen cea Son las iniciales para identificar la Gerencia de Control del CENACE con quien se establece el enlace ICCP. cel ori Página 39

45 occ nte bca nes nor pen 6 Remote AR Name Nombre del host local, que se utiliza para la validación del OSI Stack. El identificador estará constituido por 3 letras minúsculas. Valores permitidos: Identificador de participante. 7 Local AP Title Título del Proceso de Aplicación Local. Valor por defecto: A B C Donde A, B, C son los valores en hexadecimal del AR Name local. Este parámetro deberá coincidir con la configuración tanto del Centro de Control del CENACE y del Participante del Mercado. 8 Remote AP Title Título del Proceso de Aplicación Remoto. Valor por defecto: X Y Z Donde X, Y, Z son los valores en hexadecimal del AR Name remoto. Este parámetro deberá coincidir con la configuración tanto del Centro de Control del CENACE y del Participante del Mercado. 9 AE Qualifier Calificador de la Entidad de Aplicación del proceso de aplicación. Rango de 0 a 2,147,483,647. Los Centros de Control del CENACE tienen implementado el valor por defecto. 10 Psel Valor por defecto: 1 1. Selector de la capa de presentación, es utilizado para validar la el ISO STACK. Rango: 00 a FF Valor por defecto: 0001 Este parámetro deberá coincidir con la configuración tanto del Centro de Control del CENACE y del Participante del Mercado. Página 40

46 11 Ssel 12 Tsel 2. Selector de la capa de sesión, es utilizado para validar la el ISO STACK. Rango: 00 a FF Valor por defecto: Selector de la capa de transporte, es utilizado para validar la el ISO STACK Rango: 00 a FF Valor por defecto: Este parámetro deberá coincidir con la configuración tanto del Centro de Control del CENACE y del Participante del Mercado. Este parámetro deberá coincidir con la configuración tanto del Centro de Control del CENACE y del Participante del Mercado TPDU Size Tamaño del TPDU, Valores permitidos: Tamaño del paquete a ser utilizado en la capa de transporte. 14 BUFINT BUFFERING INTERVAL 15 MMS Message Size Valor por defecto: 1024 Las entradas válidas contienen cualquier número en el rango de FORMATO: INTEGER DEFAULT: 0 PROVEEDOR: Cliente ON-LINE UPDATEABLE : No El tamaño máximo del paquete MMS. Valor por defecto: Contiene los segundos que se almacenarán los cambios antes de transmitir al sistema remoto BUFINT. Tamaño en bytes de los buffers asignados por el CNP para la comunicación con el sistema. 16 REMREF El nombre de referencia debe ser igual en ambos sitios, es utilizado para hacer el mapeo entre ambas bases de datos. También puede llamarse UniversalName, ExternalName, etc según la marca. Tabla 4.D - Forma de Asociación CENACE_PMEM. Página 41

47 Parámetros de estandarización CENACE_PMEM. El AP Title es usado para determinar qué aplicación que está llamando desde TSEL, SSEL y PSEL. Este parámetro consta de 9 números decimales de 16 bits. A continuación se presenta una tabla para la estandarización de este parámetro: Field Name Field format One single 16 bit decimal integer) One 16 bit decimal integer Seven 16 bit decimal integers Required in decimal value 2 (joint-iso-ccitt) 16 (country based naming hierarchy) 3826 XXXX XXXX XXXX XXXX YYYY 0073 (3826 is the abbreviated NERC org ID used to specify ISN applications), XXXX XXXX XXXX XXXX is for the registered ISN node ID in decimal (one 16 bit decimal number for each ASCII character in the site ID including padding underscores), YYYY is the for the node number (one 16 bit decimal number), the last 16 bit number is an application specification where decimal 0073 indicates ICCP.) Tabla 4.E - Parámetros de estandarización CENACE_PMEM Esta tabla de conversión ASCII solo se usa para calcular el AP Title. ASCII Dec ASCII Dec ASCII Dec ASCII Dec _ I 73 R A 65 J 74 S B 66 K 75 T C 67 L 76 U D 68 M 77 V E 69 N 78 W F 70 O 79 X G 71 P 80 Y H 72 Q 81 Z 90 Tabla 4.F - Conversión ASCII a HEX y Decimal. Por ejemplo, una aplicación ICCP en MAIN1 tendría un AP Title de: (i) Página 42

48 Ejemplo con CENACE, se consideran las iniciales del Centro de control, caso de CENALTE (CEA) C=67; E=69; A=65. (i) Por lo tanto el AP Title se constituye de la siguiente manera: Nodo Local Sistema QAS Nodo Remoto Sistema SDC Version Version Bilateral Table ID: ver_0 Bilateral Table ID: ver_0 Local Domain: qas_sdc Local Domain: sdc_qas Remote Domain: sdc_qas Role= c (client, data exchange client) Remote Domain: qas_sdc Role = s (server, data exchange client) Begin_Local: AR_Name = qas Begin_Local: AR_Name = sdc AP_Title = AP_Title = AE_Qualifier = 1 AE_Qualifier = 1 Psel = 0001 Psel = 0001 Ssel = 0001 Ssel = 0001 Tsel = 0001 Tsel = 0001 Transport = TCP Transport = TCP Begin_Remote AR_Name = sdc1 Begin_Remote AR_Name = qas1 AP_Title = AP_Title = AE_Qualifier = 1 AE_Qualifier = 1 Página 43

49 Psel = 0001 Psel = 0001 Ssel = 0001 Ssel = 0001 Tsel = 0001 Tsel = 0001 Transport = TCP Transport = TCP IP_Address = Ip_nodo_sdc1 IP_Address = Ip_nodo_qas1 Begin_Remote AR_Name = sdc2 Begin_Remote AR_Name = qas2 AP_Title = AP_Title = AE_Qualifier = 1 AE_Qualifier = 1 Psel = 0001 Psel = 0001 Ssel = 0001 Ssel = 0001 Tsel = 0001 Tsel = 0001 Transport = TCP Transport = TCP IP_Address = Ip_nodo_sdc2 IP_Address = Ip_nodo_qas2 DATAPT= 06QASSDC.LT_73730_HCE REMREF = 06QASSDC.LT_73730_HCE_SDC Date= STATUS DataType= Data_StateQTimeTag DATAPT= 06SDCQAS.LT_73730_HCE_XXXXX REMREF= 06QASSDC.LT_73730_HCE_SDC Date= STATUS DataType = Data_StateQTimeTag Tabla 4.G - Ejemplo de Asociación CENACE_PMEM. Página 44

50 CAPÍTULO 5 Seguridad Comentado [A12]: Se propone que este capitulo sea una ESPECIFICACIÓN TÉCNICA. 5.1 Introducción El presente capítulo establece las características y requerimientos en materia de seguridad de la información que el IDLIE deberá llevar a cabo para cumplir con los parámetros de Disponibilidad, Integridad, Confidencialidad y Autenticidad. 5.2 Requerimientos El ERC debe suministrar sus equipos requeridos para el control adecuado de las conexiones por medio de listas de control, restricciones en puertos de aplicaciones y manejo de certificados de seguridad para el cifrado del tráfico al CENACE El ERC debe de cumplir con los requerimientos mencionados a continuación para asegurar la integridad y protección de sus redes y la confidencialidad e integridad de la información transmitida. (c) (d) (e) (f) Solo a personal autorizado del ERC se le debe permitir el uso de equipos de cómputo, comunicaciones o seguridad que sean utilizados para acceder a la red del CENACE. Los sistemas de cómputo y red del ERC que tengan conexión con el CENACE deben estar lógicamente aislados del CENACE y de INTERNET a través de equipos, firewall y físicamente aislados de la red LAN del ERC y de INTERNET. Los puntos de acceso al ERC deberán ser configurados solamente para aquellos paquetes TCP/IP que sean requeridos y originados de los sistemas de cómputo designados para la conexión. El equipamiento y conectividad del ERC debe ser plasmado y entregado al CENACE como se indica en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. Cualquier cambio futuro que afecte la topología o seguridad de la red deberá ser enviado al CENACE para su revisión y evaluación previo a la instalación de dichos cambios. Cada parte será responsable por la protección de sus redes internas para tráfico no autorizado. Como parte del mantenimiento, el CENACE se reserva el derecho de que su personal autorizado lleve a cabo diagnóstico de problemas y funciones administrativas que incluyen monitoreo, exploración y auditoria de las redes, así como del tráfico que llegue al CENACE de los ERC utilizando para ello herramientas de software no invasivas, quedando entendido que el ERC es el responsable de la seguridad de sus equipos e instalaciones y el CENACE solo realizará trabajos de monitoreo y supervisión para control interno de sus procesos. Estas funciones automáticas se llevarán a cabo solo desde el CENACE. El CENACE tendrá el derecho de obtener información del ERC para asegurarse que todas las conexiones en la infraestructura de red son autorizadas y que el ERC ha implementado de manera correcta el firewall, las conexiones y los sistemas antivirus. Las actividades de monitoreo, exploración y auditoría llevadas a cabo por el CENACE serán solo en los canales y en las redes del ERC involucradas en el mercado y la red eléctrica. Además estas actividades se limitarán a garantizar el cumplimiento de los acuerdos y requerimientos de seguridad y se llevarán a cabo en coordinación con personal designado por el ERC de su equipo de soporte. Cualquier otra información que se obtenga del ERC a raíz de estas actividades serán mantenidas en estricta confidencialidad y no se revelarán a terceros. Cada parte será responsable por la actividad que se origine o pase a la red de datos desde otras redes. Si, en el curso en el que se lleva a cabo el diagnóstico de un problema o de las funciones administrativas, el CENACE o el ERC detecta evidencia de posible actividad maliciosa originada desde sus instalaciones, la parte que realice este descubrimiento inmediatamente notificará y Página 45

51 proveerá información que sirva de evidencia. El CENACE requerirá la investigación de la actividad maliciosa y solicitará al ERC que tome medidas de contención y erradicación de la actividad de manera inmediata. (g) (h) Si, como resultado de la investigación conjunta, se detecta que dicha actividad maliciosa fue resultado de una negligencia, conjuntamente se realizará un recurso de remediación en caso de que se tengan como resultado daños en la información. Si se detecta que hay una actividad maliciosa en el ERC, éste deberá aislar de la red el equipo o equipos que hayan sido atacadas para que no se propague el malware o actividad maliciosa que se haya detectado. 5.3 Directriz La información es un activo crítico para el CENACE en el cual la confidencialidad debe ser mantenida. La protección de los activos de información contra accesos no autorizados, incorrectos o accidentales, su uso, modificación, borrado o publicación es una responsabilidad y obligación de todos los usuarios La red de comunicaciones está diseñada, desarrollada y mantenida de tal manera que solo usuarios autorizados tienen acceso a la información y a las herramientas necesarias únicamente y nada más El CENACE es responsable de desarrollar, implementar y mantener las políticas de acceso, así como de los requerimientos y especificaciones de Seguridad de la Información. El cumplimiento de dichas políticas de acceso por parte del ERC es de carácter obligatorio. Indicar el mecanismo de difusión de las políticas de acceso, los requerimientos y las especificaciones de seguridad de la información. 5.4 Conectividad operativa Enlaces ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol): Para incrementar la disponibilidad y reducir el riesgo asociado al tráfico ICCP, todas las comunicaciones con protocolo ICCP hacia el CENACE deben ser a través de un doble canal de comunicaciones (primario y respaldo) redundante entre ellos. Para incrementar la seguridad en los datos debe de existir una separación lógica a través de firewall y en lo posible se debe de configurar el cifrado en la conexión Comunicaciones de Voz y Datos. Servicios a establecer: (i) (ii) Tráfico de datos con los siguientes dispositivos: (A) Sistema de procesamiento de datos SCADA. (B) Sistema de Control Distribuido (DCS). (C) Dispositivos Remotos. (D) Dispositivos PMU (Phasor Measurement Unit). (E) Mediciones de Energía de respaldo. (F) Equipo de cómputo para el RID. Tráfico de Voz con los siguientes dispositivos: (A) Telefonía de voz sobre IP VoIp (VoIP). Para incrementar la confiabilidad y reducir el riesgo asociado al tráfico, el ERC deberá los PMEM deberán instalar en su sitio dispositivos o implementar mecanismos de control de tráfico para la Página 46

52 seguridad en las conexiones de los servicios requeridos a nivel de puerto de aplicación (TCP/UDP), control por direcciones IP y la capacidad de realizar NAT y cifrado de tráfico. (c) (d) (e) (f) Debe soportar tráfico VoIp en el puerto de operación SIP (Session Initiation Protocol). Debe soportar tráfico de monitoreo para los dispositivos en el puerto de operación SNMP (Single Network Management Protocol). Debe permitir ICMP (Internet Control Message Protocol) en los puertos tráfico para el monitoreo de los sistemas. El ERC, utilizando la infraestructura de red aprobada por el CENACE, deberá cumplir con los requerimientos de seguridad descritos para asegurar la integridad y protección de la red de datos y la seguridad de la información transmitida en la red Registro de Instrucciones de Despacho (RID). El equipo en dónde se aloje el sistema del RID, deberá: (i) (ii) (iii) (iv) (v) Ser de uso exclusivo para el sistema RID. Contemplar Antivirus de acuerdo a la sección 5.11 de este capítulo. Contemplar Endurecimiento de acuerdo a la sección 5.8 de este capítulo. Contemplar Autenticación de acuerdo a la sección 5.10 de este capítulo. Deberá estar aislado de INTERNET. En caso de aplicar alguna excepción autorizada por el CENACE con conocimiento del Organismo Regulador, la conectividad será a través de una VPN cumpliendo con lo indicado en la sección 5.5 de este capítulo. 5.5 VPN (Red Privada Virtual) Los accesos por VPN al CENACE deberán ser autorizados por el CENACE; deben de contar con métodos de autenticación y cifrado de datos El acceso remoto vía VPN a la Intranet de CENACE se restringirá exclusivamente a los equipos autorizados para ello. Para obtener el acceso, los ERC deben de cumplir con los requerimientos solicitados en el numeral de este capítulo El ERC con acceso VPN será el responsable del uso que se dé a dicho servicio. 5.6 Conectividad para medición de energía para liquidación Para incrementar la confiabilidad y reducir el riesgo asociado al tráfico de las comunicaciones de los medidores, éstos deben estar lógica lógicamente y físicamente separados de los demás dispositivos de la instalación, de acuerdo a lo establecido en el apartado 3.2., y la llegada al CENACE debe de tener una separación lógica de las demás redes implicando con ello una Seguridad Lógica. 5.7 Bitácoras En los equipos o sistemas que lo soporten se deben de tener bitácoras que registren entre otros, el usuario, nombre de equipo, dirección IP, hora de entrada y salida del sistema, así como el tipo de consulta o cambios realizados en la configuración de las aplicaciones. Estas bitácoras tendrán un tiempo mínimo de almacenamiento de un año. Página 47

53 5.8 Endurecimiento Se debe aplicar endurecimiento en lo posible a todos los equipos utilizados, como lo es, con carácter enunciativo más no limitativo, el deshabilitado de puertos físicos y lógicos no usados, actualización a la última versión de software, deshabilitado de servicios de telnet y ftp. 5.9 Planes de contingencia El ERC debe de contar con planes de contingencia para mantener o restaurar las operaciones ante eventos de emergencia, fallas del sistema o desastre. En dichos planes se deben de especificar los roles y responsabilidades, las asignación del personal y sus actividades asociadas a la restauración Autenticación Cada tipo de conectividad indicada en el presente Manual debe tener autenticación. La implementación de parámetros de contraseñas (password) quedarán sujetas a las restricciones del sistema operativo o al software de seguridad. Lo anterior para maximizar la facilidad de uso sin sacrificar la seguridad en ninguna sección de la infraestructura o comunicaciones Antivirus El uso de antivirus con licencia vigente y firmas actualizadas es requerido en los equipos en los cuales técnicamente sea factible su instalación Uso de certificados digitales Debido al carácter confidencial de la información en algunas de las comunicaciones entre el CENACE y el ERC, la autenticación del ERC debe estar basada en el uso de certificados Dichos certificados solo deben ser usados para autenticar al ERC y para establecer sesiones para proteger información confidencial Los certificados digitales pueden generarse y utilizarse para el ERC o para alguna persona, sistema, dispositivo o aplicación perteneciente al ERC El ERC está obligado a proteger el certificado digital, utilizando estándares aceptables de la industria Cualquier transacción que ocurra con el uso del certificado digital es responsabilidad del usuario Compartir el certificado digital y sus contraseñas relacionadas no es permitido El ERC está obligado a notificar al CENACE para revocar el certificado digital: (c) (d) (e) (f) Cuando cualquier información utilizada en el certificado digital sufra cambios. Cuando el personal asignado al certificado digital ha sido cambiado. Cuando el personal asignado al certificado digital ha dejado la organización del ERC. Si el ERC sospecha que está comprometida su llave privada. Si el uso del certificado ya no se requiere. Si el ERC ha perdido su llave privada La revocación del certificado digital solo puede realizarla: El suscriptor mencionado en el certificado. Página 48

54 Una persona autorizada dentro de la organización del ERC Cifrado En los equipos que utilice el ERC para acceder al CENACE, que soporten cifrado, éste se debe de habilitar con mecanismos estándares de cifrado de datos con un grado no menor a 256 bits Banners Todos los dispositivos (ej. routers, firewalls, etc) conectados hacia el CENACE deben de tener el siguiente banner o su equivalente configurado: *** SOLO USUARIOS AUTORIZADOS *** Este es un sistema de cómputo privado. Solo para uso autorizado. Todo el tráfico es monitoreado sin excepción (usuarios autorizados o no autorizados). Todos los usos de este sistema o toda la información pueden ser interceptadas, monitoreados, grabados, copiados, auditados, inspeccionados y divulgados únicamente a personas autorizadas. Al usar este sistema el usuario acepta todas las condiciones antes mencionadas. CIERRA LA SESIÓN INMEDIATAMENTE si no estás de acuerdo en las condiciones antes mencionadas. *** SOLO USUARIOS AUTORIZADOS *** 5.15 Seguridad física Se requiere que todo el equipamiento de cómputo, comunicaciones y seguridad de los ERC, asociados a los enlaces con el CENACE estén físicamente protegidos de accesos no autorizados, por ejemplo, con carácter enunciativo más no limitativo, se incluyan bitácoras y un control de acceso al sitio en donde estén ubicados los equipos, el equipamiento debe tener las condiciones ambientales de acuerdo al fabricante del mismo, además debe tener suministro de energía ininterrumpible Legados En caso de que el ERC no cumpla con de los requerimientos Error! No se encuentra el origen de la referencia., Error! No se encuentra el origen de la referencia., Error! No se encuentra el origen de la referencia., 5.5, Error! No se encuentra el origen de la referencia., Error! No se encuentra el origen de la referencia., Error! No se encuentra el origen de la referencia. y Error! No se encuentra el origen de la referencia. o con parte de los mismos y haya establecido contrato con CENACE previo a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Legados), se respetarán las características actuales de la infraestructura y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ] para poder cumplir con la totalidad de los requerimientos establecidos en este Manual. Página 49

55 CAPÍTULO 6 Atención a Fallas Comentado [A13]: Se sugiere que sea un anexo a este documento y no como parte de esta Manual PROCEDIMIENTO OPERATIVO 6.1 Introducción Este capítulo tiene como propósito dar a conocer los requerimientos, características generales, criterios, procedimientos y responsabilidades de los RDR necesarios para cumplir con el PAF (Proceso de Atención a Fallas) de los servicios entregados al CENACE Con el objetivo de preservar la calidad, seguridad, continuidad y confiabilidad de la información, en este capítulo se describen: (c) (d) (e) Las disposiciones obligatorias de los RDR para la atención de las fallas presentadas en cualquier componente de TIC que represente una afectación a las bases o disposiciones operativas del Mercado Eléctrico. La clasificación de las fallas, así como prioridades y tiempos de atención, criterios de calidad y sanciones de incumplimiento establecidos, dando cumplimiento a lo establecido en las Bases del Mercado Eléctrico. Los convenios o contratos de nivel de servicio para atención a las fallas presentadas, celebrados entre el CENACE y los RDR. La metodología de registro y seguimiento al PAF que se llevará a cabo por el CENACE con el objetivo de validar y evaluar el desempeño de los RDR en los tiempos de atención a las fallas presentadas en los servicios entregados al CENACE. El procedimiento y diagrama de flujo que deberán seguir los IDLIE para cumplimiento del PAF. 6.2 Clasificación de las fallas Existen diferentes tipos de fallas que pueden afectar la estabilidad en el ámbito del modelo de red física (MRF) de cualquier Participante del Mercado Eléctrico Mayorista, Transportista o Distribuidor que entrega servicios al CENACE. Con el objetivo de establecer prioridades y tiempos de atención se define la siguiente clasificación de fallas que puedan ocurrir en el ámbito mencionado: (c) (d) (e) Fallas físicas. Son aquellas cuando algún equipo o dispositivo físico presenta falla de hardware o deja de funcionar. Degradación de Calidad. Son aquellas cuando algún equipo o dispositivo degrada su funcionalidad o calidad de operación a causa de software o firmware. Falla de Sincronía. Son aquellas relacionadas con la sincronía de tiempo. En esta interactúan uno o más equipos sincronizados en relación al tiempo de cada dispositivo y el incidente sucede cuando se desfasan en sincronía de tiempo. Falla de Regulación. Son aquellas cuando se presenta un mal funcionamiento con los equipos de regulación primaria de las unidades de centrales eléctricas durante el control automático de generación. Falla de Sistemas de Medición para liquidación. Estas son las fallas, de cualquier tipo, que se presentan en los equipos de medición para liquidaciones. Estas entran en una clasificación exclusiva y de alta prioridad debido su importancia económica. Página 50

56 6.2.2 A continuación se presentan los diferentes dispositivos o componentes para los cuales los RDR deberán corregir cualquier falla identificada del MRF y dispositivos que proporcionan información para Mercado de Energía. Clasificación Falla Física Componente afectado Equipo de medición (medidor) Dispositivo Concentrador de mediciones Equipo de administración de WebService de mediciones Punto de Interconexión Servidor histórico de mediciones Canal de comunicación Equipo de comunicación Equipo de Red GPS PMU PDC Dispositivo Remoto RID Registrador de disturbios Telefonía VoIP Telefonía línea comercial SCADA Degradación Calidad de Señalización/Medición/Contador binario erróneo (Error de telemetría) Señalización/Medición/Contador binario sin variación (Congelado) Señalización/Medición/Contador binario con comportamiento anormal Señalización/Medición/Contador binario con violación de límites permitidos Banderas de estado anormal en protocolo de comunicación Incumplimiento de perfil de protocolo establecido en requerimientos Ruido o intermitencia en telefonía VoIP Ruido o intermitencia en telefonía comercial Falla de Sincronía Falta de sincronía de GPS Falta de sincronía de estampa de tiempo (SOE) Página 51

57 Control Operativo Controles (Digitales/Analógicos) Falla de Control Automático de Generación Falla del sistema RID Falla de Medición para Liquidación Medición de liquidación errónea (Error de telemetría) Medición de liquidación sin variación (Congelado) Registros faltantes/adicionales de medición de liquidación Indisponibilidad de instalaciones y equipos de medición Indisponibilidad de canales y dispositivos de comunicaciones Indisponibilidad de sistema GPS Discrepancia en exactitud de medición Falta de variación en unidad de medición Indisponibilidad de punto de interconexión Indisponibilidad de Buffer de datos Indisponibilidad de Medidor principal Indisponibilidad de Medidor de respaldo Indisponibilidad de Dispositivo Concentrador de mediciones Indisponibilidad de equipo de administración de WebService de mediciones Indisponibilidad del Servidor histórico de mediciones de liquidación Tabla 6.A - Clasificación de componentes expuestos a Fallas. 6.3 Requerimientos de características de información El CENACE realizará auditorias cuando lo considere necesario sobre la información del Mercado Eléctrico y del MRF entregada por los REIC y los RDR. A continuación se presentan las características que debe cumplir la información entregada, de lo contrario se considerará una falla: La información de telemetría en tiempo real y mediciones para liquidación debe cumplir con las siguientes características requeridas por las pruebas solicitadas en el capítulo 9 Calidad de la Información de este Manual. (i) (ii) (iii) (iv) Calidad. Continuidad. Variabilidad. Precisión. Clase de Exactitud Página 52

58 Las tramas de protocolo DNP 3.0, que reportan la información de telemetría en tiempo real no deben presentar las banderas de anormalidad listadas a continuación: BIT NOMBRE DESCRIPCION IIN1.4 NEED_TIME Requiere sincronización de tiempo. IIN1.5 LOCAL_CONTROL Modo de control local, no permite controles remotos IIN1.6 DEVICE_TROUBLE Existe condición anormal del dispositivo IIN1.7 DEVICE_RESTART Dispositivo reiniciado IIN2.0 NO_FUNC_CODE_SUPPORT Dispositivo no soporta función. IIN2.1 OBJECT_UNKNOWN Dispositivo no soporta operación para objetos solicitados IIN2.2 PARAMETER_ERROR Error de parámetro detectado. IIN2.3 EVENT_BUFFER_OVERFLOW Desbordamiento de buffer, pérdida de eventos. Tabla 6.B - Banderas de anormalidad de protocolo DNP 3.0. (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) El perfil de protocolo de la información de telemetría debe cumplir con los requisitos solicitados en el capítulo 4 Protocolos de este Manual. Es responsabilidad del RDR que los equipos que proporcionan la información al CENACE siempre se encuentren sincronizados en tiempo con un equipo de sistema de posicionamiento global (GPS) y siempre deberán proporcionar el estampado de tiempo (SOE) de todos los eventos registrados. Las alarmas de falla de seguimiento (NO-TRACKING) reportadas al SCADA del CENACE por las unidades generadoras, no deberán exceder el límite establecido en el Procedimiento para Sintonización de Unidades Generadoras, para su Operación en AGC. La ejecución de las consignas de regulación no debe violar el índice de efectividad de seguimiento al AGC. Aquí se valida que la diferencia entre el valor de carga de la unidad generadora y la consigna enviada por el CENACE no exceda el límite permitido establecido en el Procedimiento para Sintonización de Unidades Generadoras, para su Operación en AGC. Cuando el operador del CENACE instruya al operador de una unidad generadora de iniciar generación en situaciones de emergencia y esta no se ejecute por condiciones técnicas de TIC, se considerará una falla en el servicio de arranque de emergencia. Los canales de comunicación no deberán presentar banderas de anormalidad de ningún tipo y deberán presentar continuidad de conexión entre el nodo de CENACE y el Dispositivo Remoto. En cuanto a líneas de telefonía VoIP o telefonía línea comercial siempre deben de cumplir con continuidad y calidad de audio, es decir, no deben presentar cortes, ruidos, ecos o intermitencias durante su uso. Página 53

59 (j) Estos criterios no aplicarán cuando se tenga licencia o permiso de trabajo, autorizado por el CENACE, que afecten las señalizaciones o equipos involucrados para proporcionar la información. 6.4 Priorización de fallas y tiempos de atención Cuando ocurren uno o más incidentes de falla en los equipos o servicios del modelo de red física es necesario establecer prioridades y tiempos de atención con la intención que el proveedor de servicio atienda los eventos de mayor impacto para el Mercado Eléctrico en base a criterios de afectación y prioridades de atención Criterios de Afectación. (c) Criterio de Afectación Mayor. Es cuando cualquiera de los servicios comprometidos con el CENACE por parte de los RDR se interrumpe o falla de forma que se deja de prestar dicho servicio. Criterio de Afectación Media. Es cuando cualquiera de los servicios comprometidos con el CENACE por parte de los RDR degrada la calidad de su funcionalidad de forma que parte del servicio deja de estar disponible o deja de cumplir con las características requeridas. Criterio de Afectación Menor. Es cuando cualquiera de los servicios comprometidos con el CENACE por parte de los RDR registra un incidente menor que no afecta su funcionalidad pero puede provocar una afectación más grave en el futuro Criterios de Atención. (c) Criterio de Atención Inmediata. Estos servicios deben ser restablecidos de forma inmediata para evitar grandes pérdidas económicas, la afectación de un porcentaje alto de usuarios del Mercado o la pérdida de la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad o sustentabilidad del SEN. Criterio de Atención Media. Estos servicios tienen una prioridad media de atención para ser restablecidos lo más pronto posible, ya que se comprometen pérdidas económicas en menor escala o la afectación a un porcentaje menor de usuarios del Mercado. Criterio de Atención Baja. Estos servicios son de bajo impacto y se debe considerar su atención para ser restablecidos cuando sea posible sin presentar una afectación, económica o de usuarios del Mercado, significativa En base a los criterios de afectación y atención se determina la siguiente tabla de prioridades mediante las cuales se definen los tiempos de atención que deberán cumplir los RDR para restablecer el servicio comprometido durante la falla. Criterio de Atención Criterio de Afectación Inmediata Media Baja Mayor Crítica Alta Media Media Alta Media Baja Menor Media Baja Baja Tabla 6.C - Tabla de prioridades. Página 54

60 6.4.5 En base a las prioridades definidas en la tabla 6.C, las entidades que entregan servicios al CENACE deberán cumplir con los tiempos de atención definidos en la siguiente tabla, para resolver las fallas. Prioridad Crítica Alta Media Baja Tiempo de atención 3 4 Horas Se sugiere un mínimo de 4 hrs por los tiempos de traslado. 6 Horas 48 Horas 72 Horas Tabla 6.D - Tiempos de atención por prioridad Asignación de tiempo de atención a Fallas por servicios: Clasificación Componente Afectación Atención Prioridad Tiempo de atención Falla física Equipo de medición (medidor) Mayor Media Alta < 6 Horas Dispositivo Concentrador de mediciones Equipo de administración de WebService de mediciones Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Punto de Interconexión Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Servidor histórico de mediciones Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Canal de comunicación Mayor Media Alta < 6 Horas Equipo de Comunicación Mayor Media Alta < 6 Horas Equipo de red Mayor Media Alta < 6 Horas GPS Mayor Baja Media < 48 Horas PMU Mayor Baja Media < 48 Horas PDC Mayor Baja Media < 48 Horas Dispositivo Remoto Mayor Media Alta < 6 Horas RID (Registrador de Instrucciones Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Página 55

61 de despacho) Registrador de Disturbios Mayor Media Alta < 6 Horas Telefonía (VoIP) Mayor Media Alta < 6 Horas Telefonía Línea comercial Media Baja Baja < 72 Horas SCADA Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Degradación de Calidad Señalización/Medición/Contador binario Erróneo (Error de telemetría) Señalización/Medición/Contador binario sin variación (Congelado) Media Media Media < 48 Horas Media Media Media < 48 Horas Señalización/Medición/Contador binario con comportamiento anormal Media Media Media < 48 Horas Señalización/Medición/Contador binario con violación de límites permitidos Media Media Baja < 72 Horas Banderas de estado anormal en protocolo(s) de comunicación Media Media Media < 48 Horas Incumplimiento de perfil de protocolo establecido en requerimientos Media Media Baja < 72 Horas Ruido o intermitencia en telefonía VoIP Menor Media Baja < 72 Horas Ruido o intermitencia en telefonía Comercial Menor Media Baja < 72 Horas Falla Sincronía Control Operativo de Falta de sincronía de GPS Media Inmediata Alta < 6 Horas Falta de sincronía de estampa de tiempo (SOE) Media Media Media < 48 Horas Controles (Digitales/Analógicos) Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Falla de Control Automático de Generación Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Falla del sistema RID (RID) Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Página 56

62 Falla medición liquidación de de Medición de liquidación errónea (Error de telemetría) Medición de liquidación sin variación (Congelado) Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Indisponibilidad de instalaciones y equipos de medición Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Indisponibilidad de dispositivos de comunicaciones Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Indisponibilidad de sistema GPS Mayor Inmediata Baja Critica Media < 3 48 Horas Discrepancia en exactitud de medición Falta de variación en unidad de medición Indisponibilidad de punto de interconexión Indisponibilidad de Buffer de datos Indisponibilidad de Medidor de respaldo Indisponibilidad de Dispositivo Concentrador de mediciones Indisponibilidad de equipo de administración de WebService de mediciones Indisponibilidad del Servidor histórico de mediciones de liquidación Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Critica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Mayor Inmediata Crítica < 3 4 Horas Tabla 6.E - Tiempos comprometidos de atención a Fallas. 6.5 Proceso de atención a fallas A continuación se definen los participantes del Proceso de Atención a Fallas (PAF) involucrados en el seguimiento, atención y resolución de problemas presentados en el sistema de modelo de red física: Página 57

63 (c) Cliente (C): Usuario final de la información procesada a través del sistema SCADA u otro sistema alterno, proveniente de los equipos administrados por los RDR. Administrador de Sistemas del CENACE (A): Especialistas técnicos, miembros del CENACE. RDR (I): Responsable del Dispositivo Remoto mediante el cual se entregan servicios al CENACE Los RDR tendrán la responsabilidad ante el CENACE de ejecutar el siguiente procedimiento de atención cuando se presente cualquier falla enlistada en la tabla 6.A de este capítulo: Paso Responsable Actividad 1 a C Identifica y reporta la falla de los Servicios de TIC y va al paso 2 1 b A Identifica la falla o degradación de los servicios de TIC y va al paso 2 1 c I Identifica y reporta la falla de los Servicios de TIC y va al paso 2 2 A Crea registro en Bitácora de Operación de TIC. 3 A Determina si la falla del servicio ocurre bajo el ámbito del CENACE: SI: Va al paso 4. NO: Va al paso A Solicita una licencia de Emergencia al operador del CENACE y se registra en el Relatorio. 5 C Recibe Notificación por parte de (A) de trabajo en progreso, se informan datos de licencia de emergencia mediante correo electrónico y/o vía telefónica y enviando confirmación mediante correo electrónico. 6 C Utiliza alternativa de información para las aplicaciones operativas o de mercado de energía. 7 A Analiza y Resuelve Falla Internamente 8 A Solicita a (C) Validar datos y espera visto bueno: SI: Va al paso 9. NO: Va al paso 7. 9 A Crea el reporte PAF, que debe incluir la información especificada en el numeral de este capítulo. 10 A Retira Licencia de Emergencia ante operador de CENACE. 11 A Cierra registro de evento en Bitácora de Operación de TIC, agregando la información de numero de LE, fecha y hora de Inicio-Fin de Falla y anexando archivo de reporte PAF. 12a,12b A, C, I (A) Notifica a (C) e (I) Sobre la solución a la Falla, por medio de correo electrónico, incluyendo la información involucrada en el PAF, así como de la Bitácora de Operación de TIC y el Relatorio. Va al paso A Notifica a (I) telefónicamente y/o vía correo electrónico sobre la atención que debe dar a la Falla, también informa a (C) y al operador del CENACE. 14 I Se debe comunicar con el operador del CENACE para obtener una Licencia de Emergencia de acuerdo al Manual de Coordinación Operativa vigente, se registra la falla en el Relatorio y la solución deberá sujetarse a los tiempos establecidos en la tabla 6.E de este Manual. 15 I Analiza y Resuelve Falla 16 I Solicita a (A) validar datos y espera visto bueno: SI: Va al paso 17. NO: Va al paso I Crea el reporte PAF, que debe incluir la información especificada en el numeral de este capítulo y deberá enviarlo al CENACE por el correo electrónico. 18 I Una vez solucionada la falla o degradación del servicio, debe retirar la Página 58

64 licencia de emergencia ante el operador del CENACE de acuerdo al Manual de Coordinación Operativa vigente, va al paso Fin. Tabla 6.F - Proceso de Atención a Fallas En el siguiente diagrama se muestran de manera esquemática las actividades a realizar en el proceso de atención a fallas. Página 59

65 Figura Diagrama del Proceso de Atención a Fallas. 6.6 Convenio de responsabilidades y compromisos El siguiente convenio establece la forma en que se evaluará la calidad y el nivel de servicio de los RDR durante el proceso de atención a fallas establece los compromisos que deberán cumplir los Página 60

66 involucrados en el PAF durante el intercambio de información con el CENACE, buscando mejorar la calidad, oportunidad e integridad de información para la operación del Sistema Eléctrico Nacional. De ser necesario algún convenio tendría que haber sido parte del convenio general entre CENACE y Tansportista. El establecer convenios no es alcance de este Manual En la figura 6.2 se muestran las métricas del tiempo de atención a falla: Análisis de falla Tiempo de atención a falla tiempo t1 t2 t3 t4 t5 t6 Detección de falla Licencia Emergencia Termina Licencia Reporte PAF Creación de FP Cierre de FP Figura Métricas de Tiempo de Atención a Fallas El tiempo que se considera para la validación del tiempo de atención a una falla contará desde que el RDR recibe licencia de emergencia (t3) por parte del operador del CENACE hasta que resuelve la falla y se retira la licencia en el Relatorio (t4) El tiempo que se considerará como Indisponibilidad No Programada de la Información (INPI) contará desde la detección y reporte de la falla (t1) hasta que se retira la licencia (t4) Las herramientas informáticas oficiales que se utilizarán para la gestión y seguimiento del proceso PAF serán las siguientes: (c) (d) (e) Correo electrónico oficial, para personal del CENACE. Correo electrónico externo, para personal del RDR. Relatorio, para registro de licencias operativas. Bitácora de Operación de TIC, para el registro y seguimiento de trabajos de atención a fallas. Página Web del CENACE Responsables y sistemas para registro y seguimiento de atención del PAF: Paso Responsable (s) Acción Sistema (s) 1 CENACE Crea registro de Incidente o Falla Bitácora de Operación de TIC 2 CENACE o RDR Solicitud de Licencia de Emergencia Relatorio 3 CENACE o RDR Notificación a procesos involucrados Correo electrónico oficial o externo 4 CENACE o RDR Reporte PAF Correo electrónico oficial o externo Página 61

67 5 CENACE Cierre de registro de Incidente o Falla Bitácora de Operación de TIC 6 CENACE Genera Reporte Mensual de Incumplimientos (RMI) Bitácora Operación de TIC de 7 CENACE Difusión de Reporte Mensual de Incumplimientos (RMI) Correo electrónico oficial o externo Tabla 6.G - Responsables y Sistemas para registro y seguimiento del PAF El RDR es el responsable ante el CENACE de atender y solucionar las fallas presentadas en cualquiera de los componentes de la tabla 6.A de este capítulo Cuando una falla impacte en una o más clasificaciones de tipo de falla, el RDR deberá considerar como el tiempo de atención a cumplir el menor de los tiempos definidos en la tabla 6.E de este capítulo Todos los RDR estarán obligados al procedimiento de atención a fallas definido en el numeral de este capítulo Todos los RDR están obligados a cumplir con los estatutos del convenio establecido en la sección 6.6 de este capítulo El CENACE enviará a la unidad de vigilancia del Mercado y a la CRE, así como a los RDR, un reporte mensual por eventos que incluya los incumplimientos de atención en tiempo a fallas presentadas en la tabla 6.E de este capítulo, para que estos organismos reguladores impongan las sanciones pertinentes. Los RDR deberán asumir estas sanciones obligatoriamente, conforme a lo previsto en las Reglas del Mercado Eléctrico y Código de Red Para un Recurso que tenga siete días naturales consecutivos o no consecutivos al mes de comunicaciones falladas o datos de telemetría requeridos fallados, el CENACE enviará un documento oficial a la unidad de vigilancia del Mercado y a la CRE, así como a los RDR. Si el problema de cumplimiento no se resuelve en un plazo de 30 días hábiles, el CENACE enviará un comunicado oficial para informar al RDR que será reportado a las autoridades de CRE de la recomendación de excluir al Recurso de participar en el mercado de energía o en el mercado de Servicios Conexos y si así lo determinara la CRE puede ser suspendido de su participación en el Mercado Todos los ERC o clientes están obligados a reportar cualquier falla en un máximo de 1 hora después de ser detectada Los RDR deberán proporcionar al CENACE directorios actualizados donde se identifiquen los números telefónicos para localizar oportunamente a los responsables técnicos especialistas de los equipos ante una falla y deberán enviarlo cada vez que tenga una actualización o al menos una vez al año Los RDR deberán proveer una serán responsables de la supervisión del canal y equipos requeridos para enviar la información al CENACE con atención las 24 horas los 7 días de la semana con la disponibilidad para su atención o soporte de un técnico especialista en sitio el mismo día que se requiera de acuerdo a lo establecido en el apartado 6.4 con el fin de cumplir con los lineamientos de este Manual Cada RDR que participe en el mercado de energía e intercambie información de control operativo y mercado de energía con el CENACE, es responsable de mantener la comunicación sin interrupciones cumpliendo con los requerimientos establecidos en la sección 6.3. de este capítulo y en el capítulo 9 Calidad de la Información de este Manual El CENACE es responsable de la definición y actualización de los elementos auditables de fallas, asignación de criterios de afectación, criterios y prioridades de atención y tiempos de atención a fallas. Página 62

68 Si algún RDR considera alguna modificación a estas definiciones, deberá solicitarlo al CENACE por escrito en documento oficial. Las solicitudes serán evaluadas en las revisiones establecidas para este Manual por el CENACE. En caso de que el CENACE determine algún cambio, se establecerá en el Manual y difundirá este cambio a los involucrados En caso de que alguno de los RDR requiera servicio de apoyo técnico o supervisión por parte del personal del CENACE durante el proceso de atención a fallas, se deberá de solicitar de forma programada y anticipada a través del jefe del departamento que requiera soporte técnico Después de atender y resolver una falla el RDR deberá elaborar un reporte PAF el cual se hará llegar por correo electrónico al área de TIC del CENACE, a más tardar 48 horas después de que solucionó la falla. El reporte deberá estar realizado en una hoja membretada con los datos del RDR con firma del responsable Técnico y Legal, incluyendo al menos los siguientes campos debidamente capturados: (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) Número de Licencia Número de registro en Bitácora de Operación de TIC Tiempo de Inicio de la Falla Tiempo de Fin de la Falla Antecedentes Bitácora cronológica de eventos Acciones Correctivas y/o Preventivas Causa de la Falla Análisis Descriptivo Resumen de la Solución El RDR deberá contar con esquemas de respaldo ante fallas o degradación del servicio con el fin de cumplir con los tiempos establecidos en el numeral ante los eventos: (c) (d) (e) Falla por software y/o hardware Borrado de información (accidental o maliciosa) Virus destructivos Desastres naturales Robo o sabotaje Los RDR son responsables de cumplir con los requisitos de calidad específicos asociados con la exactitud, unidad de medida, medición de respaldo, punto de interconexión o conexión, mantenimiento, sistemas de comunicación y sincronía de tiempo Los RDR deberán cumplir con los siguientes índices de atención a Fallas: Clasificación Componente Tiempo de atención Falla física Equipo de medición (medidor) < 6 Horas Dispositivo Concentrador de mediciones. < 3 4 Horas Página 63

69 Degradación de Calidad Equipo de administración de WebService de mediciones. Punto de Interconexión Servidor histórico de mediciones Canal de comunicación Equipo de comunicación Equipo de red GPS PMU PDC Dispositivo Remoto RID (Registrador de Instrucciones de despacho) Registrador de Disturbios Telefonía (VoIP) Telefonía Línea comercial SCADA Señalización/Medición/Contador binario Erróneo (Error de telemetría) Señalización/Medición/Contador binario sin variación (Congelado) < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 6 Horas < 6 Horas < 6 Horas < 6 Horas < 48 Horas < 48 Horas < 6 Horas < 3 4 Horas < 6 Horas < 6 Horas < 48 Horas < 3 4 Horas < 48 Horas < 48 Horas Señalización/Medición/Contador binario con comportamiento anormal. < 48 Horas Señalización/Medición/Contador binario con violación de límites permitidos. < 72 Horas Banderas de estado anormal en protocolo(s) de comunicación. < 48 Horas Incumplimiento de perfil de protocolo establecido en requerimientos. < 72 Horas Página 64

70 Ruido o intermitencia en telefonía VOZ/IP < 72 Horas Ruido o intermitencia en telefonía Comercial < 72 Horas Falla Sincronía de Falta de sincronía de GPS Falta de sincronía de estampa de tiempo (SOE) < 6 Horas < 48 Horas Control Operativo Controles (Digitales/Analógicos) < 3 4 Horas Falla de Control Automático de Generación < 3 4 Horas Falla del sistema RID < 3 4 Horas Falla de medición de liquidación Medición de liquidación errónea (Error de telemetría) Medición de liquidación sin variación (Congelado) Indisponibilidad de instalaciones y equipos de medición Indisponibilidad de dispositivos de comunicaciones Indisponibilidad de sistema GPS Discrepancia en exactitud de medición Falta de variación en unidad de medición Indisponibilidad de punto de interconexión Indisponibilidad de Buffer de datos Indisponibilidad de Medidor de respaldo. < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas < 3 4 Horas Tabla 6.H - Índices de Atención a Fallas. Página 65

71 CAPÍTULO 7 Mantenimiento Comentado [A14]: Se sugiere que sea un anexo a este documento y no como parte de esta Manual PROCEDIMIENTO OPERATIVO ESTE CAPÍTULO DEBE ACOTARSE EXCLUSIVAMENTE A DEFINIR LAS CONDICIONES GENERALES DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO QUE PUEDAN PROVOCAR INDISPONIBILIDAD Y/O COMPROMETAN LA CONFIABILIDAD DEL SEN. SIN EMBARGO, LA METODOLOGÍA, MECANISMOS, PROCEDIMIENTOS Y DETALLE DE DICHA ACTIVIDAD ES RESPONSABILIDAD DEL TRANSPORTISTA, DISTRIBUIDOR O PMEM. 7.1 Introducción En el presente capítulo se detallan los lineamientos y procesos de mantenimiento de TIC requeridos para mantener la confiabilidad del SEN y la operación del Mercado Eléctrico por parte del CENACE, así como las responsabilidades de cada RDR para mantener el cumplimiento de sus sistemas de TIC. 7.2 Requisitos de confiabilidad Con el objetivo de satisfacer los requisitos de confiabilidad en este Manual, los Transportistas, Distribuidores, Generadores y Participantes del Mercado son responsables de: (c) (d) (e) (f) (g) El mantenimiento de todo el equipo del SEN a su cargo. Cumplir con los procedimientos operativos dictados por el CENACE en base al Manual de Coordinación Operativa vigente. Cumplir los requisitos mínimos para establecer la comunicación con el CENACE. Cumplir con las obligaciones y responsabilidades relativas a la confiabilidad de la información dictados por este Manual. Mantener la disponibilidad de los Dispositivos Remotos y de todos los sistemas de interfaz del mismo. Mantener la continuidad de los enlaces de comunicación con los niveles de servicio convenidos con el CENACE. El acceso del Dispositivo Remoto al CENACE El Dispositivo Remoto (incluyendo todas sus partes) es y será en todo momento propiedad de los Transportistas, Distribuidores, Generadores y o Participantes del Mercado. El riesgo de pérdida, robo o daño del Dispositivo Remoto será de su entera responsabilidad El dueño del Dispositivo Remoto será el único responsable, asumiendo los costos de preparar y mantener el sitio en el que se instalará un Dispositivo Remoto, así como de todas las actividades relacionadas a la ingeniería, instalación, operación y mantenimiento de ese dispositivo y todas las demás actividades relacionadas con la instalación, operación y mantenimiento del mismo. El CENACE proporcionará apoyo como se describe en este Manual para asegurar que el Dispositivo Remoto se comunique correctamente con el SCADA/EMS del CENACE Cualquier falla en el servicio de comunicaciones (voz y datos) representa un riesgo para la disponibilidad de la información del MRF por lo que se debe implementar un diseño de ingeniería adecuado de redundancia con rutas alternas y redundancia. En todos los casos, el responsable del Página 66

72 Dispositivo Remoto deberá implementar un servicio de comunicaciones de respaldo por diferente medio como mínimo para mantener la continuidad de la información o los niveles de servicio acordados en materia de comunicaciones establecidos en este Manual El propietario del Dispositivo Remoto es responsable de: (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) La Administración, planeación, ejecución y control de cada una de las etapas para el logro del cumplimiento de los requerimientos de seguridad establecidos en el capítulo 5 Seguridad de este Manual. Actuar como el punto de contacto principal para atender y solucionar problemas con la calidad de datos identificado por el CENACE (o ambas partes) y seguir el procedimiento establecido de Atención a Fallas descrito en el capítulo 6 Atención a Fallas de este Manual. Tener disponibilidad de personal calificado para las atenciones de y/o acciones en referencia a los mantenimientos requeridos programados. Realizar monitoreo constante e inspecciones de mantenimiento para garantizar la exactitud, oportunidad, calidad y continuidad de la información hacia el CENACE. Controlar que las actividades de mantenimiento realizadas en sus instalaciones y equipos sean convenidas con el CENACE en función de continuidad de servicios. El mantenimiento de todos los equipos involucrados en el envío de información del modelo de red física, de mercado y operativa hacia el CENACE. Pruebas de funcionalidad periódicas para asegurar la calidad, oportunidad e integridad de la información enviada hacia el CENACE. La actualización de software, firmware o hardware que le permita tener siempre actualizados los equipos. Pruebas de sintonía de equipos de sincronización de tiempo (GPS). Pruebas de calibración de los equipos de medición, que envían información al CENACE, ya sea medidores de liquidación o medidores de energía, así como todos sus dispositivos asociados. (k) El mantenimiento y pruebas de canales de comunicación, así como el monitoreo constante 24/7, con el objetivo de evitar la saturación y asegurar la latencia requerida en todo momento. (l) Pruebas de certificación de la información enviada al CENACE. Estas se harán en la fecha acordada y en coordinación con personal de CENACE. 7.3 Requerimiento para la operación de la red y el Mercado Eléctrico por el CENACE Los Transportistas, Distribuidores, Generadores y o Participantes del Mercado según corresponda serán los únicos responsables de todos los costos y demás consecuencias asociadas a la indisponibilidad e incapacidad del Dispositivo Remoto para comunicarse con el SCADA/EMS del CENACE o sistemas de mercado, incluyendo cualquier consecuencia financiera de conformidad con los términos asentados en las Bases del Mercado Eléctrico y el Manual de Coordinación Operativa del CENACE cuando se dictamine por parte del RDR y CENACE que fue la problemática fue del Dispositivo remoto. Esta falla puede resultar en sanciones por incumplimiento de conformidad con los términos asentados en las Bases del Mercado Eléctrico y el Manual de Coordinación Operativa del CENACE. Además, la certificación del RDR para proporcionar Servicios Conexos puede verse afectada de conformidad con los términos asentados en las bases del mercado del CENACE Se requiere confiabilidad y disponibilidad de la información para la operación del Sistema Eléctrico Nacional por el CENACE por medio del sistema SCADA/EMS, es por esto que los Transportistas, Página 67

73 Distribuidores, Generadores y Participantes del Mercado deberán asegurar la calidad, oportunidad y precisión de los Dispositivos Remotos que proporcionan los datos necesarios para esto Los RDR son responsables de cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el capítulo 3 Conectividad de este Manual para la comunicación e intercambio de información entre el CENACE, Transportistas, Distribuidores y Participantes del mercado, asegurando la operación del SEN y del MEM Los RDR serán responsables de la supervisión y análisis permanente del estado operativo de sus sistemas, aplicar políticas y estrategias de TIC que permitan mantener y restablecer el sistema eléctrico de acuerdo a los estándares de confiabilidad definidos en este Manual Los RDR deberán mantener en óptimas condiciones los equipos y dispositivos de TIC que permitan al CENACE el despacho de las unidades de central eléctrica, recursos de demanda controlable, instalaciones y la supervisión de la Red Nacional de Transmisión y redes Generales de Distribución que le correspondan El CENACE deberá tener a su disposición mediante el sistema SCADA/EMS las últimas actualizaciones realizadas en campo con el objetivo de mantener actualizada actualizado el MRF que le permita operar el Mercado Eléctrico y la red operativa. Esto se hará mediante un programa de mantenimiento y actualizaciones incluyendo todos los proyectos que involucren la adición, modificación y/o cambio de capacidad o uso de los siguientes tipos de instalaciones: (c) (d) (e) (f) (g) Centrales eléctricas directamente modeladas. Centros de carga directamente modelados. Subestaciones, transformadores de potencia, reactores, capacitores, compensadores estáticos de VAR, sistemas flexibles de corriente alterna, líneas de corriente directa en alto voltaje, líneas de Transmisión y Distribución relevantes para las operaciones del Mercado Eléctrico. Cambios en arreglos de bahías o interruptores relevantes para las operaciones de Mercado. Adiciones o cambios a puntos de SCADA. Modificación a esquemas de Protecciones de Sistema relevantes para la operación del Mercado. Mantenimiento o sustitución de Dispositivos Remotos Los RDR serán responsables del mantenimiento de los equipos que obtienen información proporcionada al CENACE y deberán asegurar la calidad, oportunidad y confiabilidad de lo siguiente: (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) Mediciones de MRF y MEM. Disponibilidad de la información de los equipos del MRF. Confiabilidad en la ejecución de controles por parte de CENACE, ya sea en el control operativo o regulación de generación. Sincronía de tiempo en equipos bajo su responsabilidad. Actualización de software y hardware de equipos bajo su responsabilidad. Sintonización de PMU, donde aplique. Sintonización de Control Automático de Generación, donde aplique. Calibración de medidores de liquidación. Disponibilidad de equipos de respaldo, para asegurar redundancia de información. Página 68

74 (j) Procedimientos de recuperación ante colapsos. 7.4 Programación El personal del RDR debe ponerse en contacto con el personal Administrador del SCADA/EMS, personal de Operación y de Comunicaciones del CENACE antes de iniciar los trabajos, para coordinarse en tiempos y establecer los requisitos y condiciones de trabajo El CENACE, por cada Gerencia de Control, tendrá asignado un calendario y horario nacional para los cambios de base de datos de tiempo real con el objetivo de mantenimiento o actualizaciones de un Dispositivo Remoto, por lo que el representante del RDR deberá coordinarse con el CENACE en base a estas fechas y realizar las solicitudes de Licencia en las mismas La gestión de Licencias de trabajo por mantenimiento se realizará en base al Manual de Coordinación Operativa vigente. No se permitirá llevar a cabo ningún trabajo relacionado con el Dispositivo Remoto o Medidores de Liquidación sin contar con una Licencia de trabajo autorizada por el CENACE. Las licencias de trabajo son requeridas durante las fases mostradas en la imagen 7.1. Figura Fases durante las cuales es requerido trabajar con Licencia de CENACE Antes de iniciar el trabajo el responsable del mantenimiento deberá asegurarse de cumplir con los requisitos solicitados por el Manual de Coordinación Operativa en lo referente a la Administración de Licencias El personal responsable del Mantenimiento del Dispositivo Remoto coordinará los trabajos con: Grupo de Ingenieros contratados como externos (Trabajo de terceros): Como lo indica el Manual de Coordinación Operativa, el grupo contratado deberá coordinarse con personal autorizado para tomar licencia que deberá pertenecer a los centros de control de los Transportistas, Distribuidores o Participantes de MEM. Ellos coordinarán las maniobras con el operador del CENACE directamente, antes de poner un Dispositivo Remoto fuera de servicio. Integradores del Dispositivo Remoto pertenecientes a Transportistas, Distribuidores o PMEM autorizados para tramitar licencias: Ellos contactarán al operador del CENACE directamente antes de iniciar los trabajos Los RDR serán responsables de: Página 69

75 (c) (d) (e) Solicitar la Licencia de Trabajo. Iniciar la Licencia de Trabajo. Obtener el número de Licencia de Trabajo. Comunicarse con todos los grupos responsables participantes. Poner el equipo fuera o lista listo para el paro. 7.5 Operación y mantenimiento del Dispositivo Remoto Se establece como Dispositivo Remoto del RDR, un dispositivo que procesa y envía información a través de un canal de comunicación interconectado con un equipo de red perteneciente a CENACE, estos pueden ser los siguientes: (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l) (m) Medidor Unidad Terminal Remota (UTR) Servidor de unidades de medición fasorial (PMU) Concentrador de unidades de medición fasorial (PDC) Dispositivo Concentrador de datos de WebService de mediciones Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) Consola de Control Local (CCL) GPS Registrador de Disturbios (RD) Registrador de Instrucciones de Despacho (RID) Equipo de Comunicación o Red Servidor Histórico de Mediciones o Señales Conmutador telefonía VoIP El RDR es responsable de cumplir con todos los procedimientos y requisitos relacionados con la operación y mantenimiento de los Dispositivos Remotos bajo su ámbito de responsabilidad, para las siguientes actividades: (c) (d) (e) (f) (g) Actualizaciones de Firmware, Software, y Hardware de un Dispositivo Remoto. Actualizaciones de Base de Datos de un Dispositivo Remoto. Reemplazo de un Dispositivo Remoto. Actualización de mapeo hacia CENACE de un Dispositivo Remoto. Mantenimiento programado. Mantenimiento no programado. Pruebas relacionadas a un Dispositivo Remoto. Página 70

76 7.5.3 En relación con las fronteras de responsabilidad, el CENACE es responsable del mantenimiento de los equipos que estén dentro de sus instalaciones, mientras que el RDR tiene la responsabilidad de operar y mantener los sistemas y servicios de comunicación que estén dentro de su ámbito de responsabilidad hasta el punto de interconexión (equipo de transporte de SDH, PDH o MPLS) instalado en el CENACE. 7.6 Gestión de la configuración del software sin impacto al SCADA/EMS del CENACE Esta sección se refiere al mantenimiento a equipos remotos el cual NO requiere cambio alguno en la base de datos del sistema SCADA/EMS del CENACE Cada uno de los RDR debe salvaguardar el software y hardware del Dispositivo Remoto y tratarlo como propiedad confidencial de su empresa, es decir, en todos los casos debe proteger la confidencialidad e integridad del software y hardware del Dispositivo Remoto. Es responsabilidad de cada RDR garantizar: (i) (ii) (iii) (iv) Que ni él ni ninguna persona que tenga acceso al Dispositivo Remoto intentará modificar o realizar ingeniería inversa del software del Dispositivo Remoto; Que toma medidas para garantizar que todas las personas que accedan al Dispositivo Remoto observarán las obligaciones de los usuarios relacionados con el Dispositivo Remoto. El control de accesos a equipos remotos, con medidas de seguridad que garanticen la confidencialidad de la información manejada. El contar con equipos de respaldo de información y configuración, para poder restablecer la información ante cualquier eventualidad Antes de realizar cualquier actualización de Firmware, Hardware o Software a los equipos remotos, aun si no tiene afectación a la base de datos del SCADA/EMS del CENACE, el RDR deberá obligatoriamente solicitar una licencia programada al operador del CENACE para realizar la afectación sobre cualquier equipo perteneciente al MRF o que tenga afectación al MEM. Esto se debe realizar en base a los términos del Manual de Coordinación Operativa vigente Los RDR deberán contar con la capacidad para procesar información adicional que requiera el CENACE, es decir, la base de datos del Dispositivo Remoto deberá incrementarse con datos adicionales como sea necesario para el mapeo del SCADA/EMS del CENACE El ERC debe configurar la base de datos del Dispositivo Remoto tomando como referencia el estándar definido por el CENACE en la herramienta SAPPSE Los RDR pueden hacer modificaciones a su Dispositivo Remoto para apoyar sus operaciones, incluyendo la adición de puntos de datos de entrada/salida, que pueden no ser puestos a disposición del CENACE, y la adición o sustitución de hardware, como sea requerido para llevar a cabo los fines del RDR, con el entendido de que si afecta la base de datos del SCADA/EMS del CENACE, el RDR debe coordinar cualquier modificación de la base de datos del Dispositivo Remoto por medio del procedimiento de mantenimiento utilizando la herramienta SAPPSE, especificado en la sección 7.9 de este manual El RDR deberá notificar al CENACE, cumpliendo con los requerimientos del Manual de Coordinación Operativa, cualquier instalación de actualización de Firmware, Hardware o Software, y proporcionar un número válido de solicitud de licencia del CENACE que cubra claramente la actualización del Dispositivo Remoto. Si el CENACE aprueba la solicitud de instalación de la actualización de software, el RDR deberá cumplir con los requerimientos contenidos en el presente capítulo durante la instalación de la nueva actualización; así el RDR deberá seguir todo el proceso de Licencia de conformidad con las regulaciones del CENACE. Página 71

77 7.7 Configuración y gestión de mantenimiento de software, hardware, firmware o base de datos con impacto al SCADA/EMS del CENACE La intención de esta sección es describir el proceso a seguir cuando se realiza un mantenimiento a los Dispositivos Remotos, ya sea por mantenimiento en Hardware, Firmware o Software, los cuales tienen afectación y se requieren cambios en la base de datos del sistema SCADA/EMS del CENACE. (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) Antes de realizar cualquier actualización de Firmware, Hardware o Software a los equipos remotos, el RDR deberá obligatoriamente solicitar una licencia programada al operador del CENACE, apegándose al calendario y horarios establecidos, para realizar la afectación sobre cualquier equipo perteneciente al MRF o que tenga afectación al MEM. Esto se realizará en base a los términos del Manual de Coordinación Operativa vigente. Una vez autorizado el trabajo por medio de la solicitud de licencia del operador, el RDR deberá iniciar el proceso de mantenimiento por medio del sistema SAPPSE definido en la sección 7.9 de este capítulo, para cumplir con los requerimientos contenidos en este Manual. El CENACE puede realizar modificaciones a las funcionalidades, software o base de datos del SCADA/EMS del CENACE. Este notificará a cada RDR afectado con 15 días de anticipación de cualquier modificación y proporcionará una descripción de las modificaciones que se harán. Los RDR pueden requerir cambios en la base de datos del Dispositivo Remoto que impacten la base de datos del SCADA/EMS del CENACE y deberá iniciar el proceso de mantenimiento de base de datos descrito en la sección 7.9 de este capítulo. En tal caso, el RDR será el encargado de realizar los cambios necesarios para un ajuste al Dispositivo Remoto para mantener la interfaz con el SCADA/EMS del CENACE. Es obligación del RDR tramitar y obtener la solicitud de licencia para dichas actividades. El CENACE trabajará con el RDR afectado para organizar el trabajo, de manera que ninguna unidad generadora o equipo eléctrico se vea afectado en su capacidad para proporcionar regulación o funciones en el sistema eléctrico debido a la indisponibilidad de los recursos necesarios para llevar a cabo los cambios. Tales modificaciones no deben comprometer la obligación del RDR de salvaguardar los datos del Dispositivo Remoto y tratarlo como propiedad confidencial de su empresa, es decir, en todos los casos debe proteger la confidencialidad de los datos del Dispositivo Remoto, según lo dispuesto en este Manual. Para la configuración y gestión de Base de Datos (integración o actualización) con impacto al SCADA/EMS del CENACE, el RDR deberá hacer uso de la herramienta SAPPSE, que es la aplicación oficial que deben utilizar todos los RDR para administrar la información de los Dispositivos Remotos. Los procedimientos se describen en el capítulo 7 Mantenimiento y el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. Será responsabilidad del RDR la integración y actualización de la información de mantenimiento de la base de datos en el SAPPSE con una anticipación requerida en el Manual de Coordinación Operativa antes de la integración al sistema SCADA/EMS del CENACE, dando de alta o modificando la información de los equipos o generadores de su ámbito de responsabilidad. Será responsabilidad del CENACE la definición, administración e integración del estándar de base de datos en la herramienta SAPPSE. El CENACE tendrá las funciones de revisar, evaluar, catalogar e integrar la información de la base de datos estandarizada a la cual se debe apegar el RDR para la integración o mantenimiento de la información del Dispositivo Remoto. Será responsabilidad del CENACE mantener los catálogos de la herramienta SAPPSE para asegurar su correcto funcionamiento y disponibilidad. Será responsabilidad del RDR validar los resultados de las pruebas de señalización, medición y control de la información en proceso de mantenimiento por medio del sistema VIISS. Este proceso se describe en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. Será responsabilidad del CENACE la revisión, validación, autorización y oficialización de la información de la base de datos estandarizada en SAPPSE y probada en la herramienta VIISS. Página 72

78 7.8 Actualización o reemplazo de un Dispositivo Remoto Requerimientos para reemplazo, actualización o modificaciones a un Dispositivo Remoto integrado en la base de datos del SCADA/EMS del CENACE: (c) (d) El RDR debe solicitar una Licencia de trabajo del CENACE en base al Manual de Coordinación Operativa vigente, incluyendo los detalles de los trabajos a realizar. Al finalizar la Licencia de trabajo el Dispositivo Remoto ya debe estar probado y autorizado por el responsable de Operación del CENACE siguiendo el procedimiento de puesta en servicio del capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. El RDR debe programar las fechas para las pruebas de mantenimiento cumpliendo con los requerimientos del Manual de Coordinación Operativa antes de la puesta en servicio para permitir al CENACE preparar cualquier cambio de su sistema SCADA/EMS. Si el RDR contrata una empresa o grupo de ingenieros para trabajar con el Dispositivo Remoto, el RDR deberá hacer uso de la información oficial del SAPPSE para proporcionar la base de datos a dicha empresa o firma de ingenieros, en caso de ser requerida para los trabajos. Es responsabilidad del CENACE verificar y autorizar o rechazar la solicitud del RDR, en base al reglamento de operación vigente. (e) Es requisito llevar a cabo todas las pruebas de puntos definidas por el CENACE en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. (f) Para realizar el reemplazo del Dispositivo Remoto deberá seguir el procedimiento descrito en la sección 7.9 de este Manual. 7.9 Procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos El RDR tiene la obligación y responsabilidad de ejecutar el siguiente procedimiento cada vez que realice un mantenimiento a cualquiera de los Dispositivos Remotos bajo su ámbito de responsabilidad y que entreguen información al SCADA/EMS del CENACE sobre el MRF y/o que afecte a la operación del MEM A continuación se definen los participantes del Proceso de Mantenimiento involucrados en el seguimiento, actualización e Instalación de Dispositivos Remotos en el MRF: (c) (d) (e) Coordinador de Trabajos (C): Es el responsable de coordinar las actividades de mantenimiento en Dispositivos Remotos de campo. Administrador del Dispositivo Remoto (A): Especialista técnico de Planta/Subestación/Instalación responsable de la configuración y puesta en servicio del Dispositivo Remoto. Administrador de Maestra (P): Responsable de la programación de los puntos en SCADA. Mercado de Gerencia de Control Regional (M): Personal responsable del Mercado de Energía en CENACE. Auditor de Base de Datos (O): Personal responsable de la base de datos de operación del MRF. Paso Responsable Actividad 1 A,P (A) solicita Licencia programada a Operación CENACE en coordinación con (P). Página 73

79 2 O Verifica Solicitud de Licencia y autoriza el trabajo en base a las condiciones del SEN. SI: Va al paso 3 NO: Va al paso 1 3 A Modifica en el SAPPSE los puntos/equipos afectados. 4 A Se determina si el mantenimiento requiere pruebas con algún sitio. SI: Va al paso 7 NO: Va al paso 5 5 A Aplica cambio en base de datos oficial del SAPPSE. 6 A Se notifica a Interesados por medio del SAPPSE. Va la paso C Organiza trabajos en base a fechas establecidas en Licencia de trabajo. 8 C Determina si son puntos de Base de Datos SCADA/EMS o son Dispositivos Remotos adicionales. SI: Son puntos que se integran en SCADA. Va al paso 14. NO: Son puntos que se envían por medio del Dispositivo Concentrador (Medidores de Energía) al CENACE. Va al paso 9. 9 P Verifica el funcionamiento de Dispositivo Remoto. 10 P Valida la información modificada en mantenimiento y determina si es aceptable en sus características de calidad: SI: Se acepta nueva información. Va al paso 11 NO: Se rechaza nueva información. Va al paso 3 11 M Verifica funcionamiento de Dispositivo Remoto 12 M Determina si se acepta cambios: SI: Va al paso 13 NO: Va al paso 9 13 O Oficializa mantenimiento de Información. Va al paso P Integra información en SCADA. 15 P Son requeridas pruebas con VIISS SI: Va al paso 16 Página 74

80 NO: Va al paso A, P Verifica en VIISS si está Integrado en SCADA. SI: Va al paso 17 NO: Notifica a (P), va al paso A Ejecuta Procedimiento de Pruebas PREVIAS descrito en capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. 18 P Verifica si pruebas PREVIAS fueron satisfactorias: SI: Va al paso 19 NO: Va al paso P Preparación para pruebas Oficiales de Mantenimiento 20 P Verifica si existen datos mal configurados. SI: Va al paso 3 NO: Va al paso A Ejecuta Procedimiento de Pruebas Oficiales descrito en capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. 22 A Determina si solo se prueba localmente: SI: Va al paso 13 NO: Va al paso P Determina si es punto Concesionado o requiere pruebas de Controles: SI: El punto es aceptado por CENACE en estado Concesionado o el punto requiere pruebas de Controles. Va a paso 24. NO: La información durante las pruebas no presentó ninguna condición anormal y no requiere pruebas de Controles. Va a paso P Ejecuta Procedimiento de Pruebas Tradicionales descrito en capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. 25 P Determina si acepta pruebas en SAPPSE. 26 FIN SI: Va al paso 13 NO: Va al paso 3 Tabla 7.A - Procedimiento de Mantenimiento a Dispositivos Remotos Página 75

81 7.10 Diagrama de flujo del procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos A continuación se presenta el diagrama de flujo del procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos: Figura Diagrama de flujo del procedimiento de mantenimiento a Dispositivos Remotos. Página 76

82 7.11 Pruebas periódicas de mantenimiento del Dispositivo Remoto El mantenimiento periódico y/o pruebas planeadas de los Dispositivos Remotos que representen interrupciones en el MRF o en las mediciones de MEM, se deben gestionar a través de una Licencia de trabajo siguiendo los lineamientos del Manual de Coordinación Operativa vigente Cada RDR seguirá siendo el único responsable de la integridad y calidad de toda la información transmitida por sus Dispositivos Remotos al CENACE. El CENACE y el RDR supervisarán los datos transmitidos a través del Dispositivo Remoto y en caso de presentarse cualquier problema con dichos datos, se debe aplicar lo especificado en el capítulo 6 Atención a Fallas de este Manual El RDR es responsable de todas las pruebas de rutina y mantenimiento de los Dispositivos Remotos. Al realizar las pruebas periódicas de mantenimiento, el RDR debe minimizar tanto la pérdida de comunicación del Dispositivo Remoto como el período en que un Recurso no está disponible para participar en el mercado eléctrico o bien en la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico, siendo esto del mejor interés de los involucrados. Siempre deberá trabajar bajo una licencia del CENACE en cualquier prueba de mantenimiento El RDR debe evitar el envío de datos falsos o inexactos por el Dispositivo Remoto como resultado de las actividades de prueba y mantenimiento sin coordinar previamente las acciones y planes de prueba con el CENACE. Datos falsos e inexactos enviados a través de un Dispositivo Remoto al CENACE se consideran una degradación de calidad por lo que deberá corregir el problema siguiendo el procedimiento del capítulo 6 Atención a Fallas de este Manual Las pruebas periódicas de mantenimiento del Dispositivo Remoto del RDR deberán cumplir con lo especificado en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual Debido a la importancia del Mercado Eléctrico, las mediciones de liquidación deberán tener un tratamiento especial en cuanto a su verificación y mantenimiento por parte de los RDR, por lo que se establecen los siguientes puntos: (c) Los RDR serán responsables de establecer su unidad de verificación acreditada y aprobada por la CRE, la cual será responsable de los mantenimientos que se darán a los equipos de medición. Los RDR deberán enviar al CENACE un reporte anual de la verificación de exactitud de los medidores para el MEM, realizada por la unidad verificadora certificada. Es obligación de los RDR que estos registros sean almacenados en un sistema histórico. El CENACE podrá solicitar información de hasta 5 años atrás a la fecha actual. Cuando se detecte cualquier anomalía en la verificación de los medidores, ya sea que se encuentre fuera de servicio o que perdió exactitud o calidad de medición, el RDR deberá seguir el procedimiento de atención a fallas establecido en el capítulo 6 Atención a Fallas de este Manual El CENACE implementará un mantenimiento mayor de los puntos de SCADA que impacten al MRF o al Mercado de Energía. Este mantenimiento programado se realizará dos veces al año, por lo que los RDR deberán dar de alta la información técnica de los parámetros de red y de mercado de energía que no estén dados de alta en el SCADA. Este proceso se realizará por medio del procedimiento de mantenimiento en el sistema SAPPSE, mencionado en la sección 7.9 de este capítulo. La información deberá ser dada de alta por los RDR con 60 días de anticipación, en caso de que no lo hagan se excluirán de la posibilidad de interconectar sus instalaciones a la red o de representarlas en el mercado, hasta la siguiente actualización Las pruebas previas y oficiales en el sistema SAPPSE para el mantenimiento mayor, así como todas las correcciones, deberán realizarse por los RDR en base al capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual, con las condiciones establecidas en las Bases del Mercado. Página 77

83 El mantenimiento periódico y/o pruebas planeadas de los Dispositivos Remotos se deben realizar durante el tiempo en que el recurso NO esté disponible para el MEM, siempre que sea posible Dirección de Internet del Manual de Salidas en el Sistema de Información de Mercado (SIM): Página 78

84 CAPÍTULO 8 Puesta en Servicio Comentado [A15]: Se sugiere que sea un anexo a este documento y no como parte de esta Manual PROCEDIMIENTO OPERATIVO ESTE CAPÍTULO DEBE ACOTARSE EXCLUSIVAMENTE A DEFINIR LAS CONDICIONES GENERALES DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO QUE PUEDAN PROVOCAR INDISPONIBILIDAD Y/O COMPROMETAN LA CONFIABILIDAD DEL SEN. SIN EMBARGO, LA METODOLOGÍA, MECANISMOS, PROCEDIMIENTOS Y DETALLE DE DICHA ACTIVIDAD ES RESPONSABILIDAD DEL TRANSPORTISTA, DISTRIBUIDOR O PMEM. 8.1 Introducción El presente capítulo describe a detalle el proceso de puesta en servicio establecido para la administración, control y validación de toda la información proveniente del REIC requerida para el control operativo del SEN y la operación del Mercado Eléctrico por el CENACE. 8.2 Ingeniería y despliegue Los REIC son los encargados de toda la investigación y servicios de ingeniería relacionados con la instalación del dispositivo remoto. Se requiere como primer paso en el proceso de instalación que el REIC coordine una reunión de inicio con la Gerencia de Control Regional del CENACE que aplique. Dicha reunión deberá realizarse con días hábiles de anticipación a la puesta en servicio del nuevo dispositivo. En esta reunión se revisarán y establecerán las condiciones y niveles de servicio requeridos por parte del CENACE que el REIC deberá cumplir; también se establecerán fechas compromiso para las actividades a realizar en la puesta en servicio. Dichos términos quedarán oficializados mediante una minuta El CENACE se encargará de proveer asistencia durante el desarrollo de la base de datos del dispositivo remoto y su integración por medio de la herramienta SAPPSE. El REIC debe hacer entrega de la información relacionada con el dispositivo remoto (Hardware, Comunicaciones, Base de Datos, etc.) que el CENACE requiera, a través de la herramienta oficial SAPPSE. 8.3 Concesiones temporales para señalizaciones digitales, analógicas y controles Toda concesión temporal de Adquisición de Datos será revisada por el CENACE y notificada al Organismo Regulador de forma única y particular con el REIC. La asignación y condiciones de cualquier concesión quedarán a criterio del CENACE con el fin de asegurar la correcta operación de la Red Eléctrica y el Mercado de Energía Para los REIC que hayan establecido contratos con CENACE previos a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Legados) y no puedan cumplir con los requisitos solicitados por el CENACE para realizar pruebas de puesta en servicio con el sistema VIISS, deberán cumplir con el procedimiento de pruebas de puesta en servicio de forma atendida de acuerdo a lo indicado en la sección 8.8 de este capítulo, y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ] para poder cumplir con los requerimientos establecidos en este documento Plan de Integración de Instalaciones Legadas en SAPPSE. A los Transportistas, Distribuidores y Generadores que sean titulares de Contratos establecidos con CENACE previos a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Legados); se les respetarán las características actuales de la infraestructura del MRF y se dará un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de Página 79

85 las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ] para poder cumplir con los requerimientos establecidos en este numeral: (c) (d) Los Transportistas, Distribuidores y Generadores que sean titulares de Contratos establecidos con CENACE previos a la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica (Legados) que no conviertan sus contratos existentes en nuevos contratos de interconexión en términos de la Ley, continuarán operando en los términos de sus contratos existentes. Si llegaran a renovar su contrato deberán apegarse al procedimiento de puesta en servicio del capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. Con el objetivo de mantener un registro de los Transportistas, Distribuidores y Generadores Legados, cada uno de ellos tendrá la obligación de registrar en el sistema SAPPSE cada una de sus Centrales Eléctricas, subestaciones, Centro de Carga o puntos de importación/exportación conectadas al SEN. Es obligación de los Transportistas, Distribuidores y Generadores Legados, registrar toda la información de los equipos eléctricos y equipos de comunicaciones buscar integración con PM o SIITIC bajo su ámbito de responsabilidad, así como registrar todas las variables telemedidas del MRF que serán enviadas al CENACE, dando de alta esta información en el sistema SAPPSE, siguiendo el Procedimiento de Presentación de una Nueva Base de Datos de la sección 8.5 de este capítulo. Las pruebas de puesta en servicio de la información presentada en el sistema SAPPSE por los Transportistas, Distribuidores y Generadores Legados mencionada en el inciso (c) de este numeral, se harán cumpliendo con los requerimientos del Procedimiento de Pruebas de Forma Atendida presentada en la sección 8.8, con la siguiente variación: (i) (ii) (iii) (iv) Todas las pruebas de variables telemedidas digitales y analógicas se harán desde el Dispositivo Remoto hasta la Maestra del CENACE, es decir, no se probarán las variables telemedidas desde los equipos eléctricos instalados en campo. Para las variables telemedidas de señalizaciones digitales, se simulará un cambio de estado y se verificará la correspondencia del valor registrado en el Dispositivo Remoto con el valor registrado en la Maestra del CENACE. Para las variables telemedidas de señalizaciones analógicas, se efectuará una entrada manual y se validará la correspondencia del valor registrado en el Dispositivo Remoto con el valor registrado en la Maestra del CENACE. Para las variables telemedidas con mandos configurados, se simulará el control desde consola de sistema SCADA por personal Administrador de la Maestra en CENACE y se validará la correspondencia en la operación del objeto de control en el Dispositivo Remoto. Durante esta prueba el RDR debe bloquear el mando hacia el equipo eléctrico en campo. (e) (f) (g) El CENACE registrará y aceptará por CONCESION en el SAPPSE los resultados de las pruebas realizadas a Dispositivos Remotos pertenecientes a los Transportistas, Distribuidores y Generadores Legados. Será responsabilidad del REIC la correcta operación de los dispositivos del MRF bajo su ámbito, desde el Dispositivo Remoto hasta el equipo eléctrico instalado en campo. En caso de presentarse alguna anomalía se deberá seguir el procedimiento de atención a fallas presentado en el capítulo 6 Atención a Fallas o el procedimiento de mantenimiento presentado en el capítulo 7 Mantenimiento de este Manual. En caso de que los Transportistas, Distribuidores y Generadores Legados no cumplan con los puntos anteriores de este capítulo un periodo no mayor a dos años a partir de la fecha de publicación de las Bases del Mercado Eléctrico [ Transitorio ], deberán cumplir obligatoriamente con todos los requerimientos establecidos en el capítulo 8 de este Manual. Página 80

86 8.3.4 Cualquier excepción o concesión otorgada al ERC se debe hacer del conocimiento del Organismo Regulador. 8.4 Proceso de la base de datos Se requiere que el REIC utilice la herramienta SAPPSE para llevar de principio a fin el proceso de Base de Datos del MRF, MCM y MCF. El REIC debe hacer uso del SAPPSE como único medio para cualquier alta, baja o modificación de información de la base de datos de su Dispositivo Remoto, tanto para puesta en servicio de equipo como para mantenimiento de equipo oficial. 8.5 Presentación de una nueva base de datos al CENACE Cuando un REIC requiere dar de alta una nueva base de datos de un Dispositivo Remoto, debe seguir el proceso de presentación de una base de datos de Dispositivo Remoto del SAPPSE, descrito en la sección 8.6 de este capítulo. Esto incluye: (c) (d) (e) (f) (g) (h) Alta del enlace de comunicaciones; Alta del Dispositivo Remoto; Proceso de estandarización de BD; Captura de información técnica del equipo en campo relacionado al Dispositivo Remoto; Direccionamiento de cada variable telemedida por el dispositivo remoto; Proceso de pruebas punto a punto de cada elemento de la base de datos con cada Centro de Control destino del CENACE hasta finalizar con la energización y puesta en servicio del equipo; Bitácoras, reportes detallados y registros de cada una de las partes del proceso de puesta en servicio; Oficialización de la información por parte del CENACE. 8.6 Cronología de presentación de una base de datos de Dispositivo Remoto al CENACE Procedimiento de presentación de una base de datos del dispositivo remoto al CENACE: A. REIC B. CENACE PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD OBSERVACIONES 1 Existe enlace de comunicaciones y Dispositivo Remoto?: SI: Existen ambos, va al paso 11. NO: Alguno de los dos no existe, va al paso 2. 2 Existe enlace de Comunicaciones?: SI: Ya se tiene enlace configurado, va Página 81

87 al paso 5. NO: No existe enlace, va al paso 3. 3 A Da de alta en SAPPSE el nuevo enlace de comunicaciones. Detalles en la tabla 8.B 4 B Da el visto bueno del nuevo enlace de comunicaciones?: SI: Va al Paso 5. NO: Va al Paso 3. 5 Existe Dispositivo Remoto?: SI: Va al paso 7. NO: Va al paso 6. 6 A, B Dan de alta en SAPPSE el Dispositivo Remoto. 7 A, B Asignan en SAPPSE enlace de comunicaciones a Dispositivo Remoto. Detalles en la tabla 8.C Detalles en la tabla 8.C Buscar integración con ON3 8 A, B Integran información en SCADA. 9 A, B Realizan Pruebas de Perfil de Protocolo. En base a capítulo 4 Protocolos de este Manual 10 B Acepta perfil de Protocolo?: SI: Resultados aceptables, va al paso 11. NO: Rechaza resultados, va al paso A Carga la BD del Dispositivo Remoto en SAPPSE. 12 A Organiza los trabajos (por bahía) para integrarse al programa de trabajo del CENACE. Detalles en la tabla 8.E Detalles en la tabla 8.F 13 B Revisa la BD enviada. 14 B Acepta Información?: SI: Acepta la información del trabajo, va al paso 16. NO: Rechaza la información, va al Página 82

88 paso A Corrige información. Va al paso A Edita las características de la información de BD en SAPPSE. Detalles en las tablas 8.G, 8.H y 8.I 17 Es punto que se dará de alta en sistema SCADA?: SI: Va a paso 18. NO: Va al paso A Edita el direccionamiento de los puntos de la BD en SAPPSE. Detalles en la tabla 8.J 19 A Realiza las pruebas preliminaries. Es obligación del RDR enviar al CENACE el resultado satisfactorio de estas pruebas. Ver numeral B Integra la nueva BD del dispositivo remoto al sistema SCADA para pruebas previas. 21 A Realiza las pruebas previas. 22 B Acepta resultado de pruebas PREVIAS? SI: Acepta y va al paso 23. NO: Rechaza, va al paso 16 o 18, según sea el caso. Cuando se rechaza la información, depende de las características que no fueron aceptadas, se puede rechazar para edición o direccionamiento. Aquí se pueden aceptar puntos concesionados, ver sección 8.3 de este capítulo. 23 B Prepara los puntos de la BD para pruebas oficiales. 24 A Realiza las pruebas oficiales de la BD completa del dispositivo remoto. 25 B Acepta resultado de pruebas OFICIALES?: SI: Acepta y va al paso 28 NO: Rechaza, va al paso 16 o 18, según sea el caso. Cuando se rechaza la información, depende de las características que no fueron aceptadas, se puede rechazar para edición o direccionamiento. Aquí se pueden aceptar puntos concesionados, ver numeral 8.3 de este capítulo. Página 83

89 26 A Envía al CENACE la información por medio de un Dispositivo Concentrador. 27 B Válida la información Acepta la información? SI: Acepta, va al paso 28. Aquí se pueden aceptar puntos concesionados. Ver sección 8.3 de este capítulo. NO: Rechaza, va al paso B Oficializa en SAPPSE la BD probada. 29 Fin Tabla 8.A - Procedimiento de presentación de una base de datos del dispositivo remoto al CENACE A continuación se muestra un diagrama de las fases de presentación de una base de datos del dispositivo remoto al CENACE: Figura Diagrama de las fases de presentación de una base de datos del dispositivo remoto al CENACE. Página 84

90 8.6.3 A continuación se presenta el detalle de los entregables que se requieren en cada etapa del proceso de presentación de una base de datos del dispositivo remoto: EL REIC da de alta en SAPPSE el nuevo enlace de comunicaciones. El CENACE dará el visto bueno. Es responsabilidad del IDLE proporcionar cada uno de los entregables que se indican en la siguiente tabla: Entregable Descripción Observaciones Ubicación del Enlace ID del Enlace Centro de control con el que se comunicará el enlace. Identificador del enlace proporcionado por el proveedor del servicio. Descripción del enlace Identificación georeferencial del enlace geográfica. Evidencia de Pruebas de Enlace Diagrama de Conectividad, Ruteo y Seguridad Documento de las pruebas del enlace punto a punto entre el REIC y CENACE. Esquema donde se interpreta la conectividad, ruteo y seguridad de los equipos terminales del REIC y la conectividad hacia el CENACE. El documento deberá comprender, Nombre del proveedor del servicio de comunicaciones, fecha, nombres del realizador de prueba, identificador de la punta A y punta B del enlace con sus coordenadas geográficas respectivamente, ancho de banda del enlace, pruebas técnicas realizadas al enlace (BERT, pérdidas de retorno entre otras). Tabla 8.B Entregables: Nuevo enlace de comunicaciones. El REIC da de alta en SAPPSE el nuevo dispositivo remoto, el CENACE integra nuevo canal y/o dispositivo remoto y evalúa perfil de protocolo. El REIC y el CENACE deberán proporcionar cada uno de los entregables como se indica en la siguiente tabla: Página 85

91 Entregable Descripción Observaciones Responsable Planta o Subestación Acrónimo de la planta o subestación a la cual pertenece el dispositivo remoto REIC Clave de Dispositivo Remoto Clave estandarizada por el CENACE. Esta clave se configurará tanto en el dispositivo remoto como en las maestras REIC Tipo del Dispositivo Remoto Naturaleza y alcance del Dispositivo Remoto. Las opciones válidas son: SCADA Server, UTR, Medidor, DCS, PLC, DEI, PMU Solo si el dispositivo remoto seleccionado es de tipo Medidor es necesario cumplir con los entregables en el numeral 8.6.3, inciso REIC IP Local Primaria IP local Primaria que se configura en el dispositivo remoto. REIC IP Local de Respaldo IP local de Respaldo que se configura en el dispositivo remoto. REIC Marca Seleccionar la marca del dispositivo Remoto REIC Modelo Seleccionar el modelo del dispositivo Remoto REIC Versión de firmware Versión del software que maneja físicamente al hardware del dispositivo remoto REIC Responsable Oficial del Dispositivo Remoto Responsable oficial del dispositivo remoto ante el CENACE REIC Tipo de Dato Tipo de señal que se enviará a través del dispositivo remoto. Opciones: Analógicos Entradas, Analógicos Salidas, Analógicos Acumuladores, Digitales Entradas, Digitales Salidas REIC Página 86

92 y Acumuladores Conexión hacia los centros de control Características de conexión de los sitios a los que se conecta el dispositivo remoto REIC Estándar de comunicación Estándar de comunicación que el dispositivo remoto utiliza para comunicarse con la o las maestras de los sitios con los que tiene un enlace de comunicaciones REIC Protocolo Protocolo que el dispositivo remoto utiliza para enlazase con la o las maestras de los sitios con los que tiene un enlace de comunicaciones REIC ID de Enlace Para cada sitio con el que el dispositivo remoto se conecta, indicar el ID de enlace de comunicaciones Este ID de enlace, es parte de los requerimientos que se piden al REIC para dar de alta el enlace de comunicaciones. Para más información favor de consultar la tabla 8.B REIC Indicar si el sitio soporta pruebas con VIISS Se indica si el dispositivo remoto soporta realizar pruebas con el sistema VIISS Para conocer los requerimientos para el sistema VIISS favor de consultar la sección 8.10 Requerimientos y Protocolo de Pruebas con Sistema VIISS. REIC Dirección Física del dispositivo Remoto Identificador numérico del dispositivo remoto sobre un canal o medio de comunicaciones CENACE Dirección Física de la Maestra Identificador numérico de la maestra sobre el sistema de canalización CENACE Dirección IP del Dispositivo Remoto Identificador numérico sobre las redes LAN o WAN CENACE Página 87

93 Máscara del Dispositivo Remoto Gateway del Dispositivo Remoto Distribución numérica de los dispositivos remotos sobre sub redes Puerta de enlace de conexión de una subred a otra CENACE CENACE Canal asignado a SCADA Vía por la cual se transferirá la información a través de un enlace y la maestra del CENACE CENACE Poleo Política o forma de solicitar la información al dispositivo remoto CENACE Prioridad del enlace Ponderación de las opciones de enlaces pertenecientes a una base de datos CENACE Tabla 8.C Entregables: Nuevo Dispositivo Remoto. (i) Alta de Dispositivo Remoto Tipo Medidor para Liquidación. Para acceder a esta opción, el REIC ingresará al SAPPSE utilizando el rol de usuario Administrador de Dispositivo Remoto; en el menú de inicio, acceder a la opción Agregar Nuevo Dispositivo Remoto, y en el campo llamado Tipo de Dispositivo Remoto seleccionar la opción Medidor, deberá ingresar cada uno de los entregables que se indican en la siguiente tabla: Entregable Descripción Observaciones Responsable Planta o Subestación Acrónimo de la planta o subestación a la cual pertenece el dispositivo remoto REIC Clave de Dispositivo Remoto Clave estandarizadas por el CENACE. Esta clave se configurará tanto en el dispositivo remoto como en el sistema MDM del CENACE REIC Tipo del Dispositivo Remoto Naturaleza y alcance del Dispositivo Remoto Seleccionar del campo tipo de dispositivo remoto la opción: Medidor para Liquidación IP Local Primaria IP local Primaria que se configura en el dispositivo REIC Página 88

94 remoto IP Local de Respaldo Marca Modelo Versión de firmware Responsable Oficial del Dispositivo Remoto Responsable Oficial del Medidor por parte del Transportista o Distribuidor Indicar la forma de envió de la información del Medidor IP local de Respaldo que se configura en el dispositivo remoto Seleccionar la marca del dispositivo Remoto Seleccionar el modelo del dispositivo Remoto Versión del software que maneja físicamente al hardware del dispositivo remoto Responsable oficial del dispositivo remoto ante el CENACE Responsable oficial del dispositivo remoto medidor ante el CENACE, por parte del Transportista o Distribuidor, según aplique Existen 3 formas de enviar la información al CENACE: 1. Enviar Mediciones al CENACE por medio del Dispositivo Concentrador. Esta forma de envió no es opcional, está configurada por default. Indica que el Medidor enviará al CENACE la información al menos a través de un intermediario tipo concentrador 2. A través de Dispositivo Remoto. Esta forma de envió es opcional, indica que el medidor se conectará a otro dispositivo remoto (Previamente creado) usándolo como intermediario para enviar la información al CENACE 3. Directo. Esta forma de envió es opcional. Indica REIC REIC REIC REIC REIC Transportista o Distribuidor REIC Página 89

95 que el Medidor se conectará a través de sus puertos directamente hacia el CENACE, sin utilizar otro dispositivo remoto como intermediario Estándar de comunicación Protocolo ID de Enlace Estándar de comunicación que el dispositivo remoto utiliza para comunicarse con el Dispositivo Concentrador de los sitios con los que tiene un enlace de comunicaciones Protocolo que el dispositivo remoto utiliza para enlazase con el Dispositivo Concentrador de los sitios con los que tiene un enlace de comunicaciones Para cada sitio con el que el dispositivo remoto se conecta, indicar el ID de enlace de comunicaciones Este ID de enlace, es parte de los requerimientos que se piden al REIC para dar de alta el enlace de comunicaciones. Para más información favor de consultar tabla 8.B REIC REIC REIC Indicar si el sitio soporta pruebas con VIISS Se indica si el dispositivo remoto soporta realizar pruebas con el sistema VIISS Para conocer los requerimientos para el sistema VIISS favor de consultar la sección 8.10 Requerimientos y Protocolo de Pruebas con Sistema VIISS. REIC Tipo de Participante de Mercado Rol del participante de mercado. Opciones: Suministrador, Generador, Comercializador REIC Prioridad del Medidor Indica la prioridad del medidor. Las opciones válidas son: Primario, Respaldo o Complementario. Solo cuando se selecciona la opción de Complementario, SAPPSE pedirá llenar el campo Precisión, las REIC Página 90

96 opciones válidas de este campo son: A, B o C Clave del área de responsabilidad que realiza la entrega de energía. Clave del área de responsabilidad que recibe la energía. Clave del equipo o nomenclatura de línea o circuito de donde proviene la energía Clave de 5 dígitos asignada por el CENACE en coordinación con el REIC. Clave de 5 dígitos asignada por el CENACE en coordinación con el REIC. Clave de 4 dígitos, ejemplo: 9323, AT01,T 0, 5010, etc. REIC REIC REIC Ubicación del punto de entrega Determina la ubicación en la red eléctrica en donde se entrega la energía. Las opciones válidas: A (Alta tensión en T o AT), B (Baja tensión en T o en AT), T (Terciario en T o en AT), C (Circuito de distribución), 1-9 (Varios puntos en el mismo CD), 0 (No provisto). De acuerdo a lo indicado en las Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones REIC Código del medidor Código del medidor asignado de fábrica. Número de serie Número de serie del medidor asignado de fábrica. Año de fabricación Capturar el año de fabricación del medidor. Norma de fabricación Capturar la norma de fabricación del medidor. Clase de exactitud Capturar la clase de exactitud del medidor. Clase de exactitud del TC Capturar la clase de exactitud que tiene el TC que está conectado al medidor. REIC REIC REIC REIC REIC REIC Clase de exactitud del TP Capturar la clase de REIC Página 91

97 exactitud que tiene el TP que está conectado al medidor. Relación de transformación del TC Relación de transformación del TC Protocolo de sincronía de tiempo Periodo de sincronía de tiempo Clave de referencia hacia otros sistemas Certificado de laboratorio de ensayos (pruebas) de conformidad de producto Capturar la relación de transformación que tiene el TC que está conectado al medidor. Capturar la relación de transformación que tiene el TC que está conectado al medidor. Capturar el protocolo de sincronía de tiempo. Capturar periodo de sincronía de tiempo. En caso que aplique. Si en los sistemas del REIC se tiene un estándar de nomenclatura del medidor, favor de capturarlo. Anexar el certificado de laboratorio que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Medidores. REIC REIC REIC REIC REIC REIC Documentación calibración. de Anexar la copia de los documentos de calibración que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Documentación de Calibración. REIC Verificación inicial Anexar la documentación de verificación inicial que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Verificación inicial. REIC Verificación programada Anexar la documentación de verificación programada que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Verificación programada. REIC Verificación no Anexar la documentación REIC Página 92

98 programada de verificación no programada que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Verificación no programada. Sellado Anexar la documentación del Sellado que menciona el Manual de Mediciones en el apartado Sellado. REIC Tabla 8.D Entregables: Alta de Dispositivo Remoto Tipo Medidor para Liquidación. (c) El REIC carga la BD del Dispositivo Remoto en SAPPSE. El REIC deberá llenar cada uno de los entregables que se indican en la siguiente tabla: Entregable Descripción Observaciones BD de las variables telemedidas de la planta o subestación Seleccionará la BD de las variables telemedidas de la BD estandarizada por el CENACE Tabla 8.E Entregables: Carga de la BD del Dispositivo Remoto en SAPPSE. (d) El REIC organiza los trabajos (por Bahía) para integrarse al Programa de trabajo del CENACE. El REIC deberá llenar cada uno de los entregables que se indican en la siguiente tabla: Entregable Descripción Observaciones Crear trabajo de puesta en servicio en SAPPSE Definir una agrupación de variables telemedidas pertenecientes a una bahía, asignándoles una fecha de puesta en servicio. Tabla 8.F Entregables: Organización de los trabajos. (e) El REIC edita las características de los puntos de la BD del dispositivo remoto. EL REIC deberá llenar cada uno de los entregables por cada tipo de señal. (i) Tabla de Entregables para la Edición de los Puntos Digitales: Entregable Descripción Observaciones Dispositivo Remoto Seleccionar el dispositivo remoto mediante el cual se le entregará la señal digital al CENACE Campo Obligatorio Página 93

99 Tipo de Indicación Control Objeto 0 Objeto 1 Opciones: Sencilla, Doble, No Aplica. Seleccionar el tipo de control que tiene la señal digital en cuestión. Opciones: No (Sin Control) Sencillo-SBO (Control Sencillo Select Before Operate), Doble-SBO (Control Doble Select Before Operate), Sencillo-DO (Control Sencillo Direct Operate) y Doble-DO (Control Doble Direct Operate) Objeto 0 de salida del mando digital. Relacionado al acrónimo 0 de la indicación Objeto 1 de salida del mando digital. Relacionado al acrónimo 1 de la indicación Campo Obligatorio. Campo Obligatorio Campo Obligatorio Campo Obligatorio Tabla 8.G Entregables: Edición de los Puntos Digitales. (ii) Tabla de Entregables para la Edición de los Puntos Analógicos: Entregable Descripción Observaciones Dispositivo Remoto Seleccionar el dispositivo remoto mediante el cual se le entregará la señal digital al CENACE Campo Obligatorio Escala Máxima Valor máximo en unidades de ingeniería que alcanza la medición BIAS Valor inicial de la medición Campo Obligatorio. Campo Obligatorio Banda Muertas Porcentaje de la medición que no reporta cambio a la maestra Tipo de Señal Opciones: Unipolar o Bipolar Control Seleccionar el tipo de control que tiene la señal digital en cuestión. Opciones: No (Sin Campo Obligatorio Página 94

100 Control), Relé Sencillo (Salida digital de Control Sencillo), Relé Doble (Salida Digital con Control Doble), SETPNT (Salida Analógica) Objeto 0 Objeto 1 Objeto 0 de salida del mando digital. Objeto 1 de salida del mando digital. Campo obligatorio cuando el control seleccionado es Relé Sencillo o Relé Doble Campo obligatorio cuando el control seleccionado es Relé Sencillo o Relé Doble SETPOINT Objeto de SETPOINT Campo obligatorio cuando el control seleccionado es SETPOINT. BIAS(SP) Valor inicial de la medición del SETPOINT Escala Máxima (SP) Valor máximo en unidades de ingeniería que alcanza la medición del SETPOINT Tipo de Señal (SP) Opciones: Unipolar, Bipolar Campo obligatorio cuando el control seleccionado es SETPOINT. Campo obligatorio cuando el control seleccionado es SETPOINT. Campo obligatorio cuando el control seleccionado es SETPOINT. Relación de TC Indicar la Relación de TC Campo obligatorio para los siguientes tipos de medición: Líneas: MVAR, AMP Autotransformador: MW, MVAR Relación de TP Indicar la Relación de TP Campo obligatorio para los siguientes tipos de medición: Líneas: MW, KV. Autotransformador: MW, MVAR Página 95

101 Tabla 8.H Entregables: Edición de los Puntos Analógicos. (iii) Tabla de Entregables para la Edición de los Puntos Acumuladores: Entregable Descripción Observaciones Dispositivo Remoto Seleccionar el dispositivo remoto mediante el cual se entregará la señal digital al CENACE Campo Obligatorio Tabla 8.I Entregables: Edición de los Puntos Acumuladores. (f) Direccionamiento de los puntos de la BD del dispositivo remoto. El REIC deberá capturar cada uno de los entregables que se indican en la siguiente tabla: Entregable Descripción Observaciones Índex de los puntos analógicos Índex de los puntos digitales Dirección de los puntos analógicos dentro de la base de datos del dispositivo remoto que deberán corresponder con la dirección de los puntos analógicos en la base de datos del CENACE. Dirección de los puntos digitales dentro de la base de datos del dispositivo remoto que deberán corresponder con la dirección de los puntos digitales en la base de datos del CENACE Campo obligatorio Campo obligatorio cuando el punto tenga una indicación sencilla o doble. Si el punto no tiene indicación se omitirá la captura del índex Índex de los puntos acumuladores Dirección de los puntos Acumuladores dentro de la base de datos del dispositivo remoto que deberán corresponder con la dirección de los puntos Acumuladores de la base de datos de la maestra del CENACE. Cuando el punto es enviado a través de SCADA, la captura del índex es obligatoria. Si el punto es enviado al CENACE mediante un Dispositivo Concentrador, se omitirá la captura del índex Tabla 8.J Entregables: Direccionamiento de los puntos de la BD del dispositivo remoto. Página 96

102 8.7 Estándar para pruebas punto a punto con el CENACE Personal requerido para realizar las pruebas preliminares, previas y oficiales de la BD con el CENACE: Es necesario que el REIC cuente con los siguientes especialistas técnicos al momento de hacer las pruebas con el CENACE en la fecha programada: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) Subestaciones y Líneas. Comunicaciones. Protecciones. Medición. Control. Administración de dispositivos remotos. Administración de Maestra. Es necesario que el CENACE cuente con los siguientes especialistas técnicos al momento de hacer las pruebas con el REIC en la fecha programada: (i) (ii) (iii) (iv) En Operación del SEN. En Mercado de Energía. Administración de Maestra. Comunicaciones de Maestra. (c) (d) (e) (f) Para las pruebas preliminares y previas, los especialistas técnicos de los REIC, trabajarán independientemente del personal del CENACE, utilizando recursos bajo su ámbito de responsabilidad. Es obligación del REIC realizar las pruebas oficiales en coordinación con personal del CENACE, en base a la licencia programada y bajo los lineamientos del Manual de Coordinación Operativa vigente, considerando que al momento de ejecutar las pruebas oficiales se validará en paralelo con todos los Centros de Control que se encuentren definidos en el SAPPSE. Como medida de seguridad, durante las Pruebas Oficiales, el personal especialista del REIC deberá estar físicamente en la instalación cerciorándose de cada una de las maniobras o pruebas cumple con los lineamientos de seguridad establecidos por el CENACE en el Manual de Coordinación Operativa. Es obligación del REIC que al finalizar las pruebas oficiales, posteriormente deberá retirar la licencia de trabajo ante el CENACE para evitar modificaciones en la configuración de todo el equipo e información probada de forma oficial, dejando normalizado el servicio y disponibilidad del equipo en forma satisfactoria Es obligación del REIC realizar pruebas preliminares de la información que pondrá en servicio y enviará al CENACE. Debe asegurarse de la calidad, oportunidad, exactitud e integridad de los datos, simulando un escenario equivalente al que tendrá cuando realice el Procedimiento de Pruebas con el CENACE. Las pruebas deberán validar las mismas características hacia los dispositivos instalados en campo. Lo anterior tiene como objetivo asegurar que al momento de llevarse a cabo las pruebas con el CENACE, el equipo, el protocolo y la base de datos del REIC realmente están listos y la prueba pueda llevarse a cabo en el menor tiempo posible. Página 97

103 8.7.3 El REIC deberá validar en pruebas preliminares las variables telemedidas desde los dispositivos instalados en campo hasta la maestra o sistema del sitio remoto, incluyendo al menos la validación de lo siguiente: (c) (d) (e) (f) (g) Nombre Índex Acrónimo Estampa de tiempo Relación del punto físico con cedula de cableado Escalas Configuración de protocolos establecidos en el capítulo 4 de este Manual (i) (ii) (iii) Objeto Variación Tiempo de poleo El REIC tiene la obligación de realizar las Pruebas Preliminares y enviar un reporte en documento oficial con los resultados obtenidos, donde garantiza que las pruebas han sido completadas antes de la fecha programada para las pruebas (Previas y Oficiales) con el CENACE. Si este reporte no es entregado con 5 días de anticipación a las pruebas, será expuesto a cancelación o reprogramación de la puesta en servicio del equipo Métodos sugeridos para Pruebas Preliminares: (c) (d) (e) Simulador de Maestra: Se sugiere una prueba preliminar utilizando el protocolo definido por el CENACE en el capítulo 4 Protocolos de este Manual y un simulador en modo Maestra para emular el SCADA del CENACE. Equipo de pruebas para Maestras. Otro software que utilice el protocolo definido por el CENACE (consultar capítulo 4 Protocolos de este Manual) para interrogar el dispositivo remoto. Las pruebas desde el dispositivo remoto hacia los dispositivos instalados en campo podrán incluir multimedidores, MCADs, DEIs, señales físicas e instrumentos. Las pruebas desde el dispositivo remoto hacia los dispositivos instalados en campo deberán considerar Nombre del punto, Índex, Acrónimos, Escalas Máximas, Estampados de Tiempo, Configuración a nivel Protocolo (Objeto, Variación, Tiempos de Poleo), Relación del punto físico con cédula de cableado según aplique a cada dispositivo El REIC debe realizar las Pruebas Previas con el sistema VIISS, validando únicamente la integridad de la información desde el dispositivo remoto hacia el CENACE, de tal manera que se asegure la correcta conectividad y configuración en las diferentes Bases de Datos de acuerdo a la configuración en SAPPSE. El REIC tiene la opción de realizar las Pruebas Previas desde el dispositivo remoto de forma manual o con un simulador. En esta etapa se validará: (c) Digitales: Indexación, nomenclatura, acrónimo, correspondencia de lógica binaria. Analógicos: indexación, nomenclatura, escala media y escala máxima. Acumulador: indexación, nomenclatura. Página 98

104 8.7.7 El REIC tiene la responsabilidad de realizar y finalizar obligatoriamente la totalidad de las Pruebas Previas y tener una licencia de trabajo autorizada por el CENACE antes de iniciar las Pruebas Oficiales con el sistema VIISS El REIC debe realizar las Pruebas Oficiales con el VIISS asegurando que cada punto de entrada y salida esté correctamente configurado desde el SCADA/EMS del CENACE hacia cada dispositivo instalado en campo verificando cada control y señalización digital y analógica desde su origen como se comportaría en un escenario real. En esta prueba las especialidades técnicas involucradas del REIC verificarán que toda la conectividad, cédula de cableado y configuración de base de datos sea la correcta. En las Pruebas Oficiales de los puntos (desde el origen de la señal) se validará lo siguiente: (c) (d) Analógicos: Nombre del punto, Índex, Media Escala, Escala Máxima, Bias y Banda Muerta, muestreo de rampa de un minuto. El CENACE seleccionará los puntos analógicos de la BD del dispositivo remoto a su consideración para validar el muestreo mediante una rampa de valores analógicos de 1 minuto. Digitales: Nombre del punto, Acrónimo, Índex y correspondencia de lógica binaria, tiempo de la retroalimentación desde campo hacia la maestra y estampa de tiempo (SOE). Para cada punto de control se debe probar su correcta ejecución en campo y tiempo de retardo. Acumuladores: Nombre del punto, Índex, Correspondencia de valor y banderas de calidad Prueba de puntos de tiempo real de un medidor para liquidación para nuevas instalaciones de dispositivo remoto: Los puntos analógicos del medidor deberán ser probados con un equipo de pruebas inyectando voltaje y corriente al medidor (medidor patrón). Un recurso sincronizado o un equipo de pruebas de medición podrá ser utilizado para verificar las mediciones Las pruebas oficiales con el CENACE se deben programar al final de la fase de instalación para asegurar que la configuración probada de forma oficial no sea alterada por trabajos posteriores del REIC Para realizar las pruebas del dispositivo remoto, los REIC deberán cumplir con el Procedimiento de Validación del Intercambio de Información entre Sistemas SCADA (VIISS), con el objetivo de asegurar la integridad, calidad y oportunidad de la información. Este procedimiento aplicará para las diferentes especialidades técnicas de los REIC que intervienen en el proceso de pruebas de puesta en servicio de equipo relacionados con los dispositivos remotos Será responsabilidad del CENACE la revisión, validación, autorización y oficialización de la información integrada a través del SAPPSE y probada con el sistema VIISS Será responsabilidad del CENACE mantener la funcionalidad y los catálogos de las aplicaciones de SAPPSE y VIISS para asegurar su correcto funcionamiento y disponibilidad para su utilización por parte de las diferentes especialidades del REIC involucradas en el proceso de pruebas El CENACE apoyará al personal responsable de la información de los Dispositivos Remotos para validar las pruebas de señalización, medición y control por medio del sistema VIISS. 8.8 Procedimiento de pruebas de puesta en servicio en forma atendida Este procedimiento aplicará a las instalaciones legadas del Distribuidor, Transportista y Participante del Mercado; los cuales no tengan la infraestructura requerida para ejecutar las pruebas con el sistema VIISS, y en casos de concesión autorizados por el CENACE, los cuales tendrán que ser plenamente justificados. Página 99

105 8.8.2 Es responsabilidad de los encargados de las instalaciones legadas del Distribuidor, Transportista y Participante del Mercado adecuar su infraestructura para el cumplimiento de los requerimientos de TI solicitados por el CENACE en un plazo no mayor a 2 años a partir de la publicación de las Bases del Mercado Eléctrico, como se especifica en el capítulo 1 y 16 en dicho documento Especificaciones Generales: (c) (d) (e) (f) (g) Es responsabilidad del CENACE brindar apoyo al responsable del dispositivo remoto durante el proceso de validación de la información de las variables telemedidas. Esto se hará en el horario coincidente con la licencia activa para los trabajos de puesta en servicio. El CENACE controlará la logística de estas pruebas en base a coordinación previa con Operación, los administradores del dispositivo remoto y del sistema SCADA. En cualquier momento, si el CENACE así lo determina, podrá cancelar o re-programar dichas pruebas en casos donde se vea comprometido el MRF o las operaciones del MEM. Si el responsable del dispositivo remoto llegara a incumplir con los tiempos establecidos en la licencia del trabajo o no se coordina con los responsables del CENACE, podrá ser expuesto a cancelación o re-programación de las pruebas de puesta en servicio. Es responsabilidad del administrador del dispositivo remoto, antes de iniciar las pruebas de puesta en servicio, haber cumplido con el procedimiento del cargado de la información de las variables telemedidas en el SAPPSE. Es responsabilidad del CENACE tener integrada la información en el sistema SCADA/EMS o MDM antes de iniciar las pruebas de puesta en servicio. El REIC debe realizar las Pruebas Oficiales asegurando que cada punto de entrada y salida esté correctamente configurado desde el SCADA/EMS del CENACE hacia cada dispositivo instalado en campo, verificando cada control, señalización digital y analógica desde su origen como se comportaría en un escenario real. En esta prueba las especialidades técnicas o personal capacitado involucradas del REIC verificarán que toda la conectividad, cédula de cableado y configuración de base de datos sea la correcta. Cuando el REIC no cuente con conexión directa desde el dispositivo remoto hacia el CENACE y se le requiera proporcionar la información de las variables telemedidas a través de un Centro de Control Remoto, se debe cumplir con los lineamientos establecidos en el capítulo 3 Conectividad, capítulo 4 Protocolos y capítulo 5 Seguridad de este Manual relacionados a este inciso En las Pruebas Oficiales de los puntos se validará lo siguiente: Analógicos: Nombre del punto, Índex, Media Escala, Escala Máxima, Bias, Banda Muerta y muestreo de rampa de un minuto. (i) El CENACE seleccionará los puntos analógicos de la BD del dispositivo remoto a su consideración, para validar el muestreo mediante una rampa de valores analógicos de 1 minuto. Digitales: Nombre del punto, Acrónimo, Índex, correspondencia de lógica binaria, tiempo de la retroalimentación desde campo hacia la maestra y estampa de tiempo (SOE). (i) Para cada punto de control se debe probar su correcta ejecución en campo y tiempo de retardo. (c) (d) Acumuladores: Nombre del punto, Índex, correspondencia de valor y banderas de calidad. Cuando la información de las variables telemedidas sea proporcionada al CENACE a través de un Centro de Control Remoto, únicamente se evaluará la correspondencia de valores de cada Página 100

106 punto analógico, digital y acumulador entre la maestra del Centro de Control Remoto y la maestra del CENACE Procedimiento a seguir para pruebas de puntos digitales, analógicos y acumuladores: A. Administrador del Dispositivo Remoto B. Administrador del sistema SCADA del CENACE C. Operación del CENACE D. Operador del CENACE E. Responsable del Centro de Control Remoto Paso Responsable Actividad 1 Información enviada por un Centro de Control Remoto? Si: Ir al paso 4. No: Ir al paso 2. 2 A, D A solicita licencia a D. 3 D D determina si concede licencia: Si: Acepta la ejecución del trabajo. Ir al paso 4. No: Se rechaza la ejecución del trabajo, hasta nueva autorización. Ir al paso 2. 4 A, B, E A o E se comunica con B para acordar la logística de las pruebas. 5 A, B, E A o E prepara el escenario de pruebas con B. 6 A, B, E A o E ejecuta pruebas en coordinación con B. Ver detalles para cada tipo de prueba en la sección 8.8 de este capítulo 7 B B analiza y evalúa los resultados obtenidos en el paso 6. 8 B B determina si se rechazan o aceptan los puntos: Si: Los resultados fueron aceptables o concesionados. Ir al paso 9. No: Los resultados fueron desfavorables y se rechazan los puntos. Ir al paso 5. 9 B B registra en SAPPSE la evaluación. 10 C C determina si se rechazan o aceptan los puntos: Si: Los resultados fueron aceptables o concesionados. Ir al paso 11. No: Los resultados fueron insatisfactorios y se rechazan los puntos. Ir al paso 8. Página 101

107 11 C C registra en SAPPSE la evaluación. 12 B B actualiza o crea los desplegados disponibles para la operación del MRF y MCM. 13 Información enviada por un Centro de Control Remoto? Si: Ir al paso 15. No: Ir al paso A, D A se comunica con el D y retira la licencia del trabajo en curso. 15 B B activa las alarmas y desplegados unifilares involucrados en el cambio. 16 B, C B informa a C sobre la entrega del equipo. Tabla 8.K -. Procedimiento para pruebas atendidas. Página 102

108 8.8.6 Pruebas de puntos digitales. Figura Diagrama de pruebas atendidas. Personal responsable del Dispositivo Remoto deberá manipular cada una de las señalizaciones en campo desde su origen como se comportaría en un escenario real para validar lo siguiente: (i) (ii) (iii) Correspondencia del nombre del punto. Correspondencia de índex. Correspondencia de acrónimo. Página 103

109 (iv) (v) (vi) (vii) Correspondencia de lógica binaria. Tiempo de retroalimentación de la señalización, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Correspondencia de estampa de tiempo. Calidad de la señalización Pruebas de puntos analógicos Personal responsable del Dispositivo Remoto deberá manipular cada una de las variables analógicas en campo desde su origen como se comportaría en un escenario real para validar lo siguiente: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) Correspondencia del nombre del punto. Correspondencia de índex. Tiempo de retroalimentación de la señalización analógica, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Correspondencia de estampa de tiempo. Calidad de la señalización analógica. Escala Media y Escala Máxima. Banda Muerta. (viii) Rampa analógica de 1 minuto: (A) (B) (C) El objetivo de esta prueba es validar el número de muestras que puede enviar el medidor en un lapso de 1 minuto así como el cambio promedio de un valor a otro. Se requiere que la medición cumpla con la banda muerta requerida mencionada en el sub-inciso (vii) de este inciso, tomando como referencia de evaluación el promedio de las muestras enviadas. Para las rampas de mediciones se iniciará la medición en cero o en el offset establecido por el REIC en base a la configuración del medidor y se incrementara el valor hasta llegar a la escala máxima solicitada, la cual estará definida por la información establecida en el SAPPSE, se mantendrá por un minuto para posteriormente regresarla al valor inicial, antes de continuar con el analógico siguiente con intervalos de al menos un minuto entre cada prueba. El personal responsable de la medición realizará la simulación con el fin determinar el muestreo por segundo del punto probado. Ejemplo: Página 104

110 Figura 8.3 Rampa analógica 1 minuto Pruebas de acumuladores Personal responsable del Dispositivo Remoto deberá manipular cada una de las variables Acumuladores en campo desde su origen como se comportaría en un escenario real para validar lo siguiente: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Correspondencia del Nombre del punto. Correspondencia de Índex. Correspondencia de valor. Banderas de calidad. Frecuencia de actualización, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Se compararán los valores horarios obtenidos de los contadores binarios contra el promedio horario de las mediciones de tiempo real y la desviación o diferencia no deberá exceder el criterio establecido en este Manual Pruebas de mandos Personal de Operación del CENACE deberá manipular cada una de las variables controlables, como se comportaría en un escenario real para validar lo siguiente: (i) (ii) (iii) Personal operativo del CENACE deberá ejecutar los controles desde la consola de operación, hasta los equipos en campo para verificar tiempos de ejecución y retroalimentación. Estas pruebas se harán en coordinación con personal de operativo de CENACE y personal de campo responsable del Dispositivo Remoto a probar. El REIC deberá ejecutar las pruebas de mandos, iniciando con el punto con índex más bajo y continuando de forma ascendente en base al listado del SAPPSE. El primer mando Página 105

111 que se realizará será un envío de un 1 en lógica binaria (Ej. IN Cerrado, CU Cerrado, AL Alarmada, etc.), se esperara 5 segundos y finalmente enviara un 0 en lógica binaria (Ej. IN Abierto, CU Abierto, AL Normal, etc.). (iv) Ejemplo: ESTADO INICIAL INDEX NOMBRE VALOR ESTADO 0 IN Abierto 1 CU Abierto 2 AL-OP ANOR 0 Normal PRUEBAS INDEX NOMBRE VALOR ESTADO 0 IN Abierto 0 IN Cerrado 1 CU Abierto 1 CU Cerrado 2 AL-OP ANOR 0 Normal 2 AL-OP ANOR 1 Alarma Tabla 8.L Pruebas de mandos. Ejemplo. (c) Una vez realizados los mandos por parte de operación, personal de campo deberá validar que se cumple con los tiempos establecidos, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Se tomarán en cuenta los siguientes criterios de evaluación para los mandos: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) SOE de evento, estampa de tiempo que registra el Dispositivo Remoto cuando sucede el evento. Tiempo de preparación y ejecución de Mando hasta el Dispositivo Remoto. Fecha y Hora en que indica como EXITOSO o FALLADO el Evento por haber expirado el tiempo definido de ejecución. Estado del punto. Fecha y Hora de recepción del Cambio de Estado en la Estación Maestra Tiempo en que tarda el mando entre el Dispositivo Remoto y el SCADA maestro. Tiempo total en que se ejecuta el Control. (d) Cuando se envíe un mando desde el centro de control del CENACE, el tiempo de actualización con retroalimentación deberá ser igual o menor al tiempo establecido, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Página 106

112 Pruebas con Centro de Control Remoto El responsable del Centro de Control Remoto proporcionará la información de las variables telemedidas requeridas (analógica, digital y de acumuladores) como lo solicite el CENACE. Durante estas pruebas se deben verificar los siguientes criterios de evaluación: (i) (ii) (iii) Correspondencia del nombre del punto. Correspondencia del valor. Bandera de Calidad. 8.9 Procedimiento de Validación del Intercambio de Información entre Sistemas SCADA (VIISS) Se describe a continuación el procedimiento de pruebas con el sistema VIISS. Este sistema fue diseñado para validar el intercambio de información entre dispositivos SCADA ubicados en dos sitios diferentes (uno maestro y otro remoto) y los diferentes sistemas SCADA ubicados en Centros de Control Comprende el involucramiento de las diferentes especialidades técnicas de los distintos participantes del MEM así como los transportistas y distribuidores que intervienen en el proceso de pruebas de validación para la recepción de equipo para sistemas SCADA El documento comprende el proceso de pruebas después de que se integra la información en los diferentes centros de control, hasta que se valida y se autoriza la información por parte de CENACE Es responsabilidad del CENACE mantener la herramienta y los catálogos de la aplicación VIISS, para asegurar su correcto funcionamiento y disponibilidad para utilización por parte de las diferentes especialidades involucradas en el proceso de pruebas punto a punto Es responsabilidad del REIC realizar las pruebas preliminares, previas y oficiales de validación por medio del sistema VIISS de la información de las distintas variable telemedidas que se reciben de los diferentes sistemas SCADA fuentes Es responsabilidad del CENACE la revisión, validación, autorización y oficialización de la información probada con el sistema VIISS A continuación se muestra la tabla con los Responsables por cada paso de este procedimiento: (c) (d) (e) (f) A. Especialista técnico de Protecciones Eléctricas. B. Especialista técnico de Comunicaciones del CENACE. C. Especialista técnico de Dispositivo Remoto. D. Auditor de Base de Datos. E. Especialista técnico de Maestra. F. Especialista técnico de Subestaciones y Líneas Eléctricas. PASO RESPONSABLE ACTIVIDAD Página 107

113 1 A, B, C y F Preparación del escenario para las pruebas con sistema VIISS siguiendo el documento Requerimientos y protocolo de pruebas de aceptación con sistema VIISS, descrito en la sección 8.10 de este capítulo. 2 A, C, D y E A y C en coordinación con E Solicitan Licencia de Trabajo a D en base a lineamientos de Manual de Coordinación Operativa, en esta deberán especificar a detalle los equipos afectados y el periodo de pruebas previas y oficiales. Esta solicitud deberá hacerse con dos semanas de anticipación a la libranza del equipo. 3 A, B, C y F Realizan pruebas preliminares, donde se valida la integridad, exactitud, oportunidad y calidad de las variables telemedidas desde la maestra del sitio remoto hasta los dispositivos instalados en campo. 4 C Realizan pruebas PREVIAS de variables telemedidas por el dispositivo remoto. 5 F Realizan pruebas OFICIALES de su especialidad validando la información desde el equipo fuente en campo hasta la(s) maestras. 6 A Realizan pruebas OFICIALES de su especialidad validando la información desde el equipo fuente en campo hasta la(s) maestras 7 B Realizan pruebas OFICIALES de su especialidad validando la información desde el equipo fuente en campo hasta la(s) maestras 8 C Realizan pruebas OFICIALES de su especialidad validando la información desde el equipo fuente en campo hasta la(s) maestras 9 D Ejecutan mandos de controles desde el SCADA, siguiendo el Procedimiento de pruebas en forma atendida descrito en la sección 8.8 de este capítulo. 10 F, A, B y C Envían reporte oficial de validación por medio del sistema VIISS, 11 D y E Validan los reportes del sistema VIISS. Los REIC deberán cumplir con requerimientos establecidos en el capítulo 8 Puesta en Servicio de este Manual. En caso de NO cumplir, deberá realizar pruebas de nuevo o justificar la causa del incumplimiento y ponerse a consideración de CENACE para aceptarse por CONCESION o rechazarse. Tabla 8.M - Procedimiento VIISS A continuación se presenta el diagrama de flujo del proceso: Página 108

114 Figura 8.4 Diagrama de flujo de proceso VIISS. Página 109

115 8.10 Requerimientos y protocolo de pruebas con sistema VIISS En esta sección se establecen los requerimientos que debe cumplir el REIC para utilizar configuraciones y actividades homologadas en el desarrollo de las pruebas con los sistemas SCADA, asegurando así la correcta funcionalidad del sistema VIISS al evaluar los criterios de aceptación requeridos en este Manual Esta sección aplica en el ámbito del personal involucrado en la etapa de pruebas de aceptación de nuevo equipo integrado en el MRF o MEM por los participantes del Mercado, transportistas o distribuidores que envían información al CENACE A continuación se presentan las configuraciones requeridas: Esquema de Información Fuente. (i) (ii) (iii) En el siguiente esquema se muestra la funcionalidad del Sistema VIISS consumiendo Servicios Web. Primeramente, el sistema VIISS cuenta con distintos módulos, los cuales se encargan de validar la información. Los módulos para su funcionamiento requieren información de distintas fuentes, por ejemplo la Base de datos del CENACE, Base de datos de los Transportistas, Base de datos de Dispositivo Remoto, base de datos de Distribuidores o Base de datos de Sistemas SCADA remotos. Debido a la diversidad que existe entre las fuentes de información y al manejo de distintos servidores de bases de datos, es recomendable utilizar Servicios Web, estos servicios permiten el manejo distintos tipos de base de datos y es posible concentrar la información requerida en una tabla como resultado. El Sistema VIISS se alimenta de los servicios Web proporcionados por las fuentes de información, realiza las tareas o acciones correspondientes a cada módulo, y entrega un resultado, en este caso reportes de validación. Figura 8.5 Diagrama de servicios web. Página 110

116 Requerimientos de Información de Dispositivos Remotos (i) Información general del Dispositivo Remoto. (A) En cuanto a la configuración de los Dispositivos Remotos a evaluar, se deberá registrar la información en una tabla de base de datos comercial con la siguiente estructura de datos: Nombre del Campo Descripción Formato IDCANAL Identificador único de canal tinyint POLEO Forma de poleo configurado en el sistema SCADA nvarchar(100) VCANAL Velocidad de canal configurada tinyint PROTO Protocolo con el que se está transmitiendo la información. nvarchar(10) Tabla 8.N Información general del dispositivo remoto. (ii) Información fuente de puntos digitales. (A) En cuanto a los puntos digitales, se deberá almacenar la información de los eventos que se generan en el Dispositivo Remoto, en una tabla de base de datos comercial con la siguiente estructura de datos: Nombre del Campo Descripción Formato ID Identificador de registro Int NOMSUB Nomenclatura de Subestación nvarchar(10) DIRSCF Dirección Física de la UTR Tinyint INDEXPNT Índex del Punto Int NOMPNT Nombre del Punto nvarchar(24) SOE TRECEPCION Estampa de Tiempo [SOE] Datetime (YYYY-MM-DD HH:MM:SS.FFF) Tiempo de UTR [CCL] Datetime (YYYY-MM-DD HH:MM:SS.FFF) ESTADO Estado [1/0] Tinyint ACRONIMO Acrónimo del Estado nvarchar(15) CALIDAD Banderas de Calidad nvarchar(15) Página 111

117 IP Dirección IP de SCADA fuente nvarchar(15) TOKEN Campo utilizado por Transmisión nvarchar(150) OBJ Objeto de protocolo Tinyint VAR Variación de protocolo Tinyint Tabla 8.O Información fuente de puntos digitales. (iii) Para Mandos: Nombre del Campo Descripción Formato ID Identificador de registro Int NOMSUB Nomenclatura de Subestación nvarchar(10) DIRSCF Dirección Física de la UTR Tinyint INDEXPNT Índex del Punto Int NOMPNT Nombre del Punto nvarchar(24) SOE TRECEPCION Estampa de Tiempo [SOE] Datetime (YYYY-MM-DD HH:MM:SS.FFF) Tiempo de UTR [CCL] Datetime (YYYY-MM-DD HH:MM:SS.FFF) ESTADO Estado [1/0] Tinyint ACRONIMO Acrónimo del Estado nvarchar(15) CALIDAD Banderas de Calidad nvarchar(15) IP Dirección IP de SCADA fuente nvarchar(15) TOKEN Campo utilizado por Transmisión nvarchar(150) OBJ Objeto de protocolo Tinyint VAR Variación de protocolo Tinyint COMANDO Evento (CLOSE,TRIP) registrado nvarchar(10) Página 112

118 OBJETO Objeto de Control Tabla 8.P Información fuente para mandos. (iv) Información fuente de puntos analógicos. (A) Para las pruebas de integridad de los puntos analógicos se deberá almacenar la información configurada de los puntos en el Dispositivo Remoto, en una tabla de base de datos comercial con la siguiente estructura de datos: Nombre de Campo Descripción Formato NOMSUB Nombre de subestación nvarchar(10) DIRSCF Dirección física de SCADA fuente Tinyint INDEXPNT Índex del punto Int NOMPNT Nombre del punto nvarchar(24) BIAS Valor de BIAS Tinyint ESCALAMAXIMA Valor de escala máxima Tinyint CALIDAD Calidad de telemetría del punto nvarchar(10) (B) Tabla 8.Q Información fuente de puntos analógicos. En cuanto a la información para las pruebas de rampas analógicas se deberá almacenar la información de los cambios de valor (eventos) que se generan en una tabla de información histórica con los siguientes campos: Nombre del campo Descripción Formato NOMPNT Nombre del punto String TIEMPO Fecha y hora del evento DATETIME VALOR Unidad de medición historizada FLOAT Tabla 8.R Información para pruebas de rampas Requerimientos de configuración para Responsables de Sistemas SCADA. Una vez que los puntos son editados y direccionados en SAPPSE por parte de personal de REIC, es responsabilidad del administrador de cada sistema SCADA a evaluar, integrar y configurar la información en el sistema SCADA para poder realizar pruebas con sistema VIISS. Las variables telemedidas configuradas en cada maestra SCADA deberán estar historizadas. Página 113

119 (c) La información configurada en los sistemas SCADA deberá obtenerse de la base de datos oficial del sistema SAPPSE, cualquier información que no se apegue a esta base de datos NO será tomada como válida para las pruebas. (d) El poleo configurado en los sistemas SCADA será en base a las definiciones del capítulo 4 Protocolos de este Manual. (i) Configuración de Equipo de simulación para Pruebas de Rampa. (A) (B) (I) (II) (III) (IV) (V) El principio básico de la prueba consiste en la variación en el tiempo de una variable analógica telemedida (ej. potencia, voltaje, corriente, etc.) pueden ser variadas en sus componentes de amplitud y tiempo, con lo que se logra un efecto de Rampa. Las variables básicas a considerar para las simulaciones son: Offset. Representa el valor inicial de la prueba. Offset Duration. Representa al tiempo estimado que el valor inicial mantendrá el estado. +/- Value. La magnitud con la cual la rampa crecerá. Time. El tiempo de duración del crecimiento en magnitud. Limit Value. El valor máximo alcanzar. Figura 8.6 Configuración del simulador para rampas. (ii) Pruebas de Rampa en Potencia (A) Las pruebas en potencia nos indican que las variables a cambio en el tiempo son realizadas por la Corriente, por lo que preestablecemos un valor de Voltaje y un Ángulo de cada una de las fases. Figura 8.7 Configuración para pruebas de potencia. Página 114

120 (B) (C) Las condiciones iniciales planteadas representan a una Rampa en potencia que tiene una corriente inicial de 0 Amp, un tiempo estimado de este estado de 0 Seg por lo cual esta empezará a crecer de inmediato. Un incremento en magnitud de 0.06 Amp representado a un crecimiento de 60 muestras y una duración de 45 Ciclos representativos a 60 Seg de prueba. Esto es: 4 Amp 60 Ciclos = Amp Ciclos Quedando la configuración correspondiente: Figura 8.8 Configuración para prueba de potencia calculada. (iii) Pruebas de Rampa en Frecuencia (A) De igual manera que la corriente la variación en frecuencia tiene su propia configuración, ya que en este caso solo se utiliza una sola fuente de Voltaje a la cual cambiaría solo su frecuencia. Figura 8.9 Configuración de pruebas de rampa de frecuencia. (B) Se proporciona el valor inicia de frecuencia, asignamos el tiempo de inicio del estado de offset y realizamos los cálculos de incremento en Hz Seg hasta llegar al valor máximo deseado de Frecuencia por lo que tenemos: 60.5Hz 45Hz = 15.5Hz 15.5Hz 60Seg = 0.26 Hz Seg Figura 8.10 Configuración de pruebas de rampa de frecuencia calculada. (iv) Pruebas de Rampa en Voltaje Página 115

121 (A) Repitiendo el procedimiento en Potencia realizamos los cálculos para la configuración de la Rampa en Voltaje teniendo ahora una corriente conocida. Si sabemos que: Figura 8.11 Configuración de pruebas de rampa de voltaje. (B) 45V 67V = 17V 17V 60 Ciclos = V Ciclos Por lo tanto la prueba quedará configurada de la siguiente manera: Figura 8.12 Configuración de pruebas de rampa de voltaje calculada Configuración de Información Histórica. (c) (d) La información enviada al SCADA deberá configurarse con la bandera de historización activa. La configuración de la información histórica no debe tener establecidas bandas muertas. Las mediciones analógicas no deberán tener ninguna configuración que modifique el comportamiento de las muestras analógicas, tales como, interpolado, promedios, redondeo o refinación de los valores que afecten el muestreo, es decir, la información almacenada en histórico deberá ser tal cual como sucede en el equipo fuente de medición. Las etiquetas de histórico deberán tener configuradas banderas de calidad que indiquen el estado actual del punto Alarmas. (c) Desde el momento en que los puntos se creen en el SAPPSE se asignará una prioridad a los puntos para que no alarmen al operador del CENACE, y estos se normalizarán con la prioridad que marca el SAPPSE en el momento en que el auditor de Base de Datos del CENACE los acepte oficialmente. Las alarmas de los puntos que se probarán serán inhibidas en el SCADA del centro de control, con el objetivo de no interferir en las operaciones del sistema eléctrico. Al momento de realizar las pruebas con el VIISS, es necesario que desde el equipo fuente se bloqueen los puntos de alarma que caigan repetidos para evitar una validación errónea por parte de la aplicación. Página 116

122 Protocolo de Pruebas. (c) (d) (e) Las especialidades deberán tramitar ante el CENACE las licencias de trabajo correspondientes para realizar las pruebas con el equipo de campo. Para que una prueba OFICIAL se considere válida por el centro de control, el envío de las variables telemedidas se deberá hacer desde el equipo fuente en campo, NO se aceptarán manipulaciones de ningún tipo en el periodo de pruebas oficiales. La totalidad de los puntos a probarse deben estar integrados en la base de datos homologada del sistema SAPPSE y deberán estar marcados como Integrados para pruebas punto-punto antes de iniciar las pruebas PREVIAS con el VIISS. Antes de Iniciar las pruebas OFICIALES con el VIISS, el REIC deberá realizar pruebas previas en coordinación con las demás especialidades, donde se validará integridad de la información desde el SCADA fuente hacia los centros de control y desde el SCADA fuente hacia los equipos en campo. Se deberá programar un tiempo en específico para las pruebas OFICIALES con los diferentes SCADA involucrados. Se deberán probar los puntos turnándose las especialidades correspondientes, no deberá existir más de una especialidad probando los puntos en paralelo, Estas pruebas deberán seguir el orden mostrado: (i) (ii) (iii) (iv) (v) Pruebas con especialidad de Subestaciones y Líneas. Pruebas con especialidad de protecciones. Pruebas con especialidad de comunicaciones. Pruebas con especialidad de Control. Pruebas con puntos donde se involucran más de una especialidad. (f) (g) (h) (i) (j) (k) La licencia de trabajo deberá ser exclusiva para las pruebas y no deberá trabajarse con otra licencia de otro proceso o trabajo adicional. Se probará un punto a la vez, entre cada prueba se deberá asignar un período de tiempo de espera de al menos 10 segundos con el fin de que el automatismo valide correctamente el punto en turno. En el caso de que llegase un punto diferente al probado, dentro de esos 10 segundos lo marcará como NO VALIDO junto con el punto siendo probado. Los puntos agrupados que lleguen dentro de este período no se marcarán como fallados siempre y cuando el automatismo los tenga considerados. Cuando se presente un punto fallado durante las pruebas de acuerdo al criterio del automatismo, se deberá justificar de forma detallada para aceptarse por concesión o rechazarse, según sea el caso, por parte del CENACE. Durante las pruebas se deberán inhibir las alarmas en los despachos del operador del centro de control, esto evitará una avalancha de alarmas que se generan durante las pruebas, evitando así que una alarma real y válida se pierda en la operación. El CENACE podrá aplicar criterios que permitan considerar los casos especiales tales como equipos que por diseño tienen un retardo no aceptable y marcarlos como excepciones. Cualquier excepción o concesión otorgada al ERC se debe hacer del conocimiento del Organismo Regulador. Pruebas de analógicos. (i) Los puntos analógicos serán configurados sin Banda Muerta, o como máximo 1 cuenta. Página 117

123 (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Los datos analógicos enviados desde campo podrán ser bipolares y unipolares, dependiendo del tipo de medición. Al inicio de toda prueba es necesario crear un escenario controlado estableciendo todas las mediciones en 0. Se probara una medición a la vez, con un periodo de tiempo de al menos 60 segundos entre cada rampa de medición. Todas las mediciones que se probarán deberán estar integradas e historizadas en los centros de control que se evaluarán. Rampa analógica de 1 minuto: (A) (B) (C) (D) El objetivo de esta prueba es validar el número de muestras que puede enviar el medidor en un lapso de 1 minuto así como el cambio promedio de un valor a otro, se requiere que la medición cumpla con la banda muerta requerida, mencionada en el sub-inciso (i) de este inciso, tomando como referencia de evaluación el promedio de las muestras enviadas. Para las rampas de mediciones se iniciará la medición en cero o en el offset establecido por el REIC en base a la configuración del medidor y se incrementará el valor hasta llegar a la escala máxima solicitada, la cual estará definida por la información establecida en el SAPPSE, se mantendrá por un minuto para posteriormente regresarla al valor inicial, antes de continuar con el analógico siguiente con intervalos de al menos un minuto entre cada prueba. El personal responsable de la medición realizará la simulación con el fin determinar el muestreo por segundo del punto probado. Las pruebas de analógicos que se realizarán en campo dependerán del tipo de medición Se requiere que se reciba el número de muestras por minuto establecidas por el CENACE y especificadas en la siguiente tabla 8.S para cada tipo de medición: Tipo de Equipo Medición que se valida Núm. de Muestras por minuto Porcentaje de Escala Máxima permitida Cambio promedio Barra de BUS Kv % Línea de Transmisión Mw Autotransformador Mw % Transformador Mw % Compensador Estático de VARS (CEV) Mvar NA Capacitor Mvar % NA Reactor Mvar % NA Unidad Generadora Mw NA Página 118

124 Circuito de Distribución Amps NA Tabla 8.S Parámetros de rampa analógica de 1 minuto por tipo de medición. (E) Ejemplo: (F) (G) (H) Figura 8.13 Resultado de prueba de rampa 1 minuto. Al marcar como finalizadas las pruebas de puntos analógicos, el automatismo del VIISS enviará por correo los reportes correspondientes de las pruebas al personal responsable del CENACE para su evaluación. Al finalizar las pruebas, el REIC deberá normalizar el valor real de las mediciones, cancelando el forzado de la medición que se utilizó durante la prueba. Los cambios en mediciones se deberán actualizar en un periodo igual o menor al tiempo establecido, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. (vii) Pruebas de Indicaciones. (A) (B) (C) (D) (E) Durante los cambios en cualquier señalización, las mediciones se deberán actualizar en un periodo igual o menor al tiempo establecido, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Las indicaciones de puntos digitales deben de ser configuradas como sencillas de acuerdo al criterio utilizado en el SAPPSE. Para validación de la estampa de tiempo (SOE), el SCADA fuente debe de estar sincronizado a través de GPS y/o admitir sincronía de tiempo del SCADA maestro. Antes de iniciar con las pruebas de puntos digitales, es necesario crear un escenario controlado estableciendo todas las indicaciones con su señalización 0 o normal. (Ej. IN Abierto, CU Abierto, AL Normal, etc.). Iniciar las pruebas de indicación digital empezando con el punto con índex menor y continuando de forma ascendente en base a orden de índex establecido en el SAPPSE. El primer cambio que se realizará será en envío de un 1 (Ej. IN Cerrado, CU Cerrado, AL Alarmada, etc.), esperar 2 segundos y finalmente enviar un 0 (Ej. IN Abierto, CU Abierto, AL Normal, etc.). Esta secuencia se Página 119

125 (F) (G) deberá aplicar en el orden indicado a cada punto de forma completa sin mezclar indicaciones de puntos distintos y sin enviar ningún otro punto fuera de la secuencia. Se podrán enviar cambios de estado (0 a 1) de varios puntos secuencialmente según indexado de base de datos y validar por grupos de puntos con el sistema VIISS. Ejemplo: ESTADO INICIAL INDEX NOMBRE VALOR ESTADO 0 IN Abierto 1 CU Abierto 2 AL-OP ANOR 0 Normal PRUEBAS INDEX NOMBRE VALOR ESTADO 0 IN Abierto 0 IN Cerrado 1 CU Abierto 1 CU Cerrado 2 AL-OP ANOR 0 Normal 2 AL-OP ANOR 1 Alarma (H) (I) (J) (I) (II) (III) (IV) (V) (VI) Tabla 8.T Pruebas de Indicaciones. Ejemplo. Al marcar como finalizadas las pruebas de puntos digitales, el automatismo del VIISS enviará por correo la bitácora de pruebas al personal involucrado para su evaluación, así como a personal de CENACE. Es responsabilidad del REIC que al finalizar las pruebas, actualizar las señalizaciones con la indicación real, cancelando el forzado del punto que se utilizó durante las pruebas Los puntos probados deberán cumplir con el estándar establecido en el sistema SAPPSE en los criterios: Índex. Acrónimos. Nomenclatura. Estampa de tiempo (SOE). Sincronía de tiempo. Tiempos de retroalimentación establecidos, de acuerdo a lo especificado en Código de Red. Página 120

126 (K) La correspondencia de lógica binaria entre el bit de estado y el acrónimo para indicaciones de estados deberán estar estandarizadas de acuerdo al criterio establecido en el SAPPSE Procedimiento de puesta en servicio para PMU El procedimiento a seguir para la puesta en servicio de equipos como registradores de disturbios (RD) o relevadores de protección, etc. que cuenten con la función secundaria de PMU, se deberán de apegar a las normas vigentes, aplicables a cada caso, además de lo señalado a continuación. Para el caso de equipos cuya principal y única función sea la de PMU, se deberán de apegar a la normativa vigente o en su defecto, a las recomendaciones del fabricante, previo acuerdo y conciliación con el CENACE. (c) El REIC deberá cumplir con los requisitos mínimos en este Manual, orientados a las actividades de puesta en servicio de PMU, con la finalidad de que estos equipos entreguen la información, con las características especificadas en este Manual. Las actividades durante la puesta en servicio de equipos con función de PMU son aplicables una vez que se ejecutaron ya las propias para la instalación del equipo, de acuerdo con la normativa vigente para el tipo de equipo del que se trate. Las actividades de la puesta en servicio de equipos PMU son las siguientes: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Calibración de canales analógicos. Considerando que esta actividad es básica para equipos de medición, solamente se requiere se muestre evidencia de la ejecución de dicha actividad y la normativa de referencia considerada para esta. Calibración de ángulo. Se deberá de ejecutar un procedimiento para calibración de la medición angular, sugerido por el fabricante del equipo y mostrar evidencia de dicha prueba, para cada canal analógico. (A) (B) En esta prueba se inyecta una señal senoidal con magnitud y frecuencia conocida. El ángulo que reporta un sincrofasor es aquel que se mide tomando como referencia el pulso de GPS hasta el valor máximo anterior de la señal senoidal. Para el caso de una señal senoidal, se espera que el ángulo reportado sea igual a -90 grados. Faseo. Uno de los principales beneficios de utilizar PMU para la supervisión el sistema eléctrico de potencia, es que estos equipos tienen la capacidad de medir la fase o ángulo (ángulo absoluto) de las variables eléctricas. Sin embargo, esta medición de ángulo realmente toma sentido cuando se referencia a una segunda medición angular (ángulo relativo). Por lo anterior, es muy importante asegurar el correcto faseo de los canales analógicos en el PMU. Faseo. Se deberán de tomar las acciones necesarias para evitar reportar los sincrofasores con corrimientos de fase. Lo anterior, ya sea que previamente se hayan identificado correctamente las fases en el punto de interconexión con el sistema eléctrico de potencia o se hagan las adecuaciones necesarias desde los transductores hasta los canales analógicos del equipo de medición (PMU) o finalmente, se realicen los corrimientos de fase necesarios en la configuración del equipo si este lo permite. Faseo. El CENACE, durante el periodo de Pruebas Iniciales de Explotación de Información (sub-inciso (vii) de este inciso (c)), realizará las validaciones necesarias, por sus propios medios, para dar el visto bueno sobre esta fase. Declaración de sincrofasores. Para las diferentes instalaciones del sistema eléctrico de potencia, llámense subestaciones, plantas, etc.; el REIC deberá de configurar en el PMU Página 121

127 los sincrofasores requeridos por el CENACE; de acuerdo al procedimiento proporcionado por el fabricante del equipo. (vii) Pruebas iniciales de explotación de información. Finalmente, una vez realizadas las pruebas de comunicación, el CENACE realizará pruebas iniciales de explotación de la información, en coordinación con personal de las instalaciones donde se encuentre el PMU. (viii) Pruebas iniciales de explotación de información. En esta etapa se validará que se cumplan los sub-incisos (i) y (vi) de este inciso (c). En su defecto, se solicitará que se realicen los cambios necesarios al responsable del PMU. (ix) Pruebas iniciales de explotación de información. Entre otras cosas también se validará la sincronización de las mediciones (GPS) y la frecuencia de reporte de la información (muestras/segundo). Página 122

128 CAPÍTULO 9 Calidad de la Información Comentado [A16]: Se sugiere que este requerimiento sea mediante CONVENIOS Y CONTRATOS con los IDLIE. ESTE CAPÍTULO DEBE ACOTARSE EXCLUSIVAMENTE A DEFINIR LOS CRITERIOS GENERALES DE LA CALIDAD DE INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL CENACE Y NO A ESTABLECER COMPROMISIOS DE CUMPLIMIENTO, LOS CUALES DEBEN CONSIDERARSE EN EL ACUERDO ENTRE EL MISMO CENACE Y EL TRANSPORTISTA, DISTRIBUIDOR O PMEM POR OTRA PARTE, NO EXISTE CONGRUENCIA ENTRE LOS NUMERALES Y DE ESTE MANUAL Y EL MANUAL DE MEDICIÓN PARA LIQUIDACIONES, POR EJEMPLO: EN ESTE DOCUMENTO SE CITA A LA ENTREGA DE INFORMACIÓN HORARIA PARA FACTURACIÓN EN PERIODOS DE ENTREGA MENSUALES, LO CUAL NO EXISTE EN EL MANUAL DE LIQUIDACIONES NI COMO INTERVALOS HORARIOS NI PERIODICIDAD MENSUAL. 9.1 Introducción En el presente capítulo se establecen los parámetros de calidad y criterios de aceptación de la información requerida a los REIC con la finalidad de cumplir con el modelo funcional de confiabilidad del CENACE. 9.2 Requerimientos Requisitos de información para el Modelo de Red Física (MRF) La indisponibilidad máxima no programada de la información, permitida a los ERC para el MRF y control operativo es de 15 minutos acumulados al mes. Requisitos de Calidad de la información para el MRF (i) (ii) (iii) La calidad de las señales analógicas: (A) Al menos el 98% de las mediciones deben cumplir los criterios de aceptación, relacionados con la rapidez y precisión, definidos en Código de Red. La calidad de las señales de indicación de estados: (A) Al menos el 98% de las indicaciones de estados deben cumplir los criterios de aceptación, relacionados con la rapidez y precisión, definidos en Código de Red. La calidad de las señales de control: (A) Al menos el 98% de los mandos de las señales de control deben ser exitosos y deben cumplir los criterios de aceptación, relacionados con la rapidez y precisión, definidos en Código de Red Requisitos de información para el Modelo Comercial del Mercado (MCM) La disponibilidad de la información requerida a los PMEM para el MCM. Página 123

129 (i) (ii) Las mediciones de energía del punto de interconexión serán procesadas conforme a Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones. Cuando el CENACE no reciba de manera automática las mediciones hora a hora, el PMEM debe entregar las mediciones de intercambio de energía horaria del día anterior por medio electrónico antes de las 7:00 am hora del centro. El formato para el envío de la información será definido por el CENACE. Requisitos de la calidad de la información para el MCM. (i) La precisión de las mediciones de energía deben ser conforme a Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones Requisitos para el Modelo Comercial de Facturación (MCF) La disponibilidad de la información requerida a los PM para el MCF. (i) (ii) Se deben entregar las mediciones de intercambio de energía horaria conforme a Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones antes del día 3 (día natural) de cada mes. La entrega será por medio electrónico en formato definido por CENACE. Las mediciones de intercambio de energía en intervalos de 5 minutos se entregarán conforme a Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones Requisitos para la atención a fallas que originan pérdida y/o degradación de la información requerida a los ERC: La atención a fallas deberá cumplir con los lineamientos establecidos en el capítulo 6 Atención a Fallas de este Manual. En caso de incumplimiento de los requisitos de la calidad de la información establecida en los numerales y de este capítulo, se considerará como falla con prioridad alta y esta debe resolverse en un tiempo inferior a 6 hrs. posterior a su notificación por escrito. 9.3 Medidas Indisponibilidad No Programada de la Información (INPI) (i) (ii) (iii) (iv) Alias: INPI. Descripción: Este índice mide el tiempo de interrupción en la recepción de la Información en el CENACE, la medición es de extremo a extremo. Es un indicador de la disponibilidad del servicio. Forma de Cálculo: Este indicador se contabiliza en unidades de tiempo y calcula el tiempo equivalente en que estaría indisponible todo la Información: Variables: (A) (B) INPI = n i=1 i = Número de eventos No de Puntos fuera de barrido TFBSeg Total de puntos requeridos 60 No de Puntos fuera de barrido = Dato no entregado derivado a fallas fuera de lo programado. Página 124

130 (C) (D) TFBSeg = Tiempo fuera de barrido en segundos. Es la duración en que el dato no fue entregado. Total de puntos requeridos = Total de puntos configurados a enviar a CENACE. (v) Unidad: Minutos. Frecuencia de Cálculo: Acumulado Mensual Índice de Fallas Corregidas en Tiempo (IFCT) (i) (ii) Alias: IFCT. Descripción: Este índice mide el grado de cumplimiento con respecto a la calidad de la Información requerida para la operación del SEN por el CENACE, eliminando fallas que se puedan presentar en los tiempos establecidos, la medición es de extremo a extremo. Es un indicador de la calidad del servicio. (iii) Forma de Cálculo: Este indicador se contabiliza en %. IFCT = Numero de Fallas eliminadas Fuera de Tiempo x100 Total de fallas (iv) Variables: (E) (F) Número de Fallas eliminadas Fuera de Tiempo= consultar numerales y de este Manual. Total de fallas = Total de fallas presentadas en el periodo (v) Unidad: por ciento (%). (vi) Frecuencia de Cálculo: Acumulado Mensual. 9.4 Responsabilidades Las responsabilidades de los IDLIE se encuentran descritas en la Bases del Mercado Eléctrico - Disposiciones Operativas - Manual 36. Medición para liquidaciones Proceso de Monitoreo de Cumplimiento: La responsabilidad de Monitoreo de Cumplimiento es por parte del IDLE, la verificación de cumplimiento es de CENACE. Métodos de Monitoreo de Cumplimiento: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) Auditorías a los estándares. Revisiones sin notificación. Investigación de violaciones de cumplimiento. Auto-Reportes. Remisión de datos periódicos. Reporte de excepción. Queja. (c) Retención de Datos: Página 125

131 (i) El tiempo en que los diversos registros deben estar disponibles para fines de auditorías es de al menos 5 años Niveles de Cumplimiento Cumplimiento completo del presente Manual. Página 126

132 ANEXOS Formatos Acuerdo de Niveles de Servicio (SLA) Formato de Acuerdo de Niveles de Servicio mediante el cual el Integrante de la Industria Eléctrica establece con el CENACE los lineamientos y compromisos de servicios de TIC. ACUERDO DE NIVELES DE SERVICIO [CLAVE UNICA DE ACUERDO DE NIVELES DE SERVICIO] CONTENIDO [Tabla de contenido ] INFORMACIÓN GENERAL Nombre del Servicio: [ ] Acuerdo de Nivel de Servicio (SLA) número: [ ] Fecha de inicio del SLA: [ ] Fecha de término del SLA: [ ] Nombre del responsable del servicio: [ ] Número de teléfono: [ ] [ ] Domicilio (ubicación): [ ] Nombre del Cliente: [ ] Número de teléfono: [ ] [ ] Domicilio (ubicación): [ ] PERIODOS DE REVISION [Período máximo de revisión del SLA] MECANISMO DE REVISIÓN DE SLA CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGIA [Descripción general del proceso para la revisión del SLA] MEDIOS DE CONTACTO [Detallar todos los medios disponibles de contacto del responsable del servicio por orden de prioridad] Página 127