Trazando la Ruta de la Innovación en la automatización de subestaciones

LA IMPLEMENTACIÓN DE LA NORMA
IEC 61850 EN CFE: TRAZANDO LA
RUTA DE LA INNOVACIÓN EN LA
AUTOMATIZACIÓN DE
SUBESTACIONES
ESPECIALIDAD: Ingeniería Eléctrica
CÉSAR FERNANDO FUENTES ESTRADA
MAESTRO EN CIENCIAS
22 de marzo de 2012
México, Distrito Federal.

La implementación de la norma IEC 61850 en CFE:
Trazando la ruta de la innovación en la automatización de subestaciones
Especialidad: Ingeniería Eléctrica
CONTENIDO
Resumen Ejecutivo i
1. Introducción 1
2. La Necesidad de la Automatización de
Subestaciones
2.1 Supervisión de elementos
2.2 Simplificación de ingeniería y pruebas
2.3 Disminución de cableado de control
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3. Confiabilidad y Seguridad
3.1 De los diseños convencionales
3.2 Condiciones ambientales de una subestación
3.3 Requisitos de los equipos
3.4 Diseños basados en las comunicaciones
3.5 Sistemas propietarios
3.6 Sistemas abiertos
3.7 Comparación con los sistemas convencionales
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4. Las Funciones de un SAS
4.1 Funciones Básicas
4.2 Funciones Extendidas
4.2.1 Acceso de Ingeniería
4.2.2 Sincronización de Tiempo
4.3 Niveles de las Funciones
4.3.1 Funciones a Nivel Estación
4.3.2 Funciones a Nivel Bahía
4.3.3 Funciones a Nivel Proceso
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5. La Norma IEC 61850 y sus beneficios
5.1 Introducción a la Norma IEC 61850
5.1.1 Campo de aplicación
5.1.2 Organización
5.1.3 Adaptabilidad
5.1.4 Compatibilidad
5.2 Beneficios
5.2.1 Para la Supervisión, Control y la Medición
5.2.2 Para la Protección
5.2.3 Para el Equipo Primario
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Especialidad: Ingeniería Eléctrica
5.3 Los Retos para los profesionales
5.4 Los Retos para las organizaciones
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6. La Innovación en Sistemas de Automatización
6.1 La CFE y la Automatización de Subestaciones
6.2 La adopción de nuevas soluciones
6.2.1 El Primer SAS IEC 61850 en México y en el mundo
6.2.2 Primer sistema de protección y control mediante fibra
óptica
6.3 La Normalización
6.4 Presencia nacional e internacional
6.5 El Impacto en los Proyectos
6.6 La Mejora Continua
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7. Conclusiones 39
8. Referencias, Bibliografía y Reconocimientos 40
9. Curriculum Vitae 43

Especialidad: Ingeniería Eléctrica i
RESUMEN EJECUTIVO
En la actualidad, todas las subestaciones eléctricas que construye la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) a lo largo y ancho del país,
cuentan con un Sistema de Automatización de Subestaciones (SAS),
encargado de la adquisición de datos como son, el estado de los
interruptores, alarmas presentes en las instalaciones y de los valores de
diversas variables, corriente, tensión y potencia activa, entre otras.
Los SAS han tenido una larga evolución que se remonta a la década de
los 80´s, donde se emplearon por primera vez dispositivos capaces de
adquirir la información y enviarla a centros regionales de control
estratégicamente ubicados, para atender varias instalaciones de manera
simultánea. Su objetivo se centró en la entrega rápida de información
precisa en todo momento, durante las 24 horas de los 365 días del año.
El personal dedicado a registrar la información, para reportarla vía
telefónica a los operadores de la red, había realizado hasta entonces un
trabajo diligente, pero en ocasiones la precisión de las lecturas y la
descripción de los acontecimientos dependían en gran medida de las
habilidades personales que se adquirían después de años de servicio y
por supuesto, del estado de ánimo.
Al dispositivo dedicado para la adquisición de datos se le denominó
Unidad Terminal Remota (UTR). La información que adquirían las UTR se
concentraba y traducía a una versión digital que podía ser enviada hasta
los centros de control de forma codificada, mediante lenguajes
adoptados por convención, llamados “protocolos de comunicación”. Los
protocolos de comunicación son las convenciones que se establecen para
el intercambio de datos entre dos dispositivos, mismos que fueron
empleados por las UTR para mantener informadas de lo sucedido a las
Unidades Terminales Maestras (UTM), emplazadas en las instalaciones
de los centros de control.
El siguiente paso de los SAS, fue la UTR distribuida. Se emplearon por
primera vez dispositivos que se colocaron lo más cercano al punto en el
que se genera la información, con el propósito de disminuir la cantidad
de cable de cobre que debía ser tendido hasta la UTR. Esta gran
cantidad de cable hacía muy difícil las actualizaciones y el
mantenimiento de los SAS, sobre todo cuando sobrevenían fallas que
conllevaban a reemplazos, a lo que se sumaba la saturación de las
canalizaciones que los contenían.

Especialidad: Ingeniería Eléctrica ii
La UTR adquiría información, mediante protocolos de comunicación
desarrollados específicamente para tal función, con redes de datos que
eran capaces de interconectarla con dispositivos inteligentes basados en
microprocesadores. Los primeros dispositivos fueron transductores de
señales analógicas y digitales, siempre del mismo fabricante, que
empleaban “desarrollos propietarios”.
En este punto se presentó la primera dependencia de las empresas
eléctricas: los fabricantes de UTR y dispositivos distribuidos eran los
únicos capaces de suministrar las refacciones y solucionar los problemas
en configuración o intercambio de información, mediante las redes y
protocolos de comunicación desarrollados como plataforma ex profesa
de su equipamiento.
Después de que los fabricantes de UTR y sus dispositivos salían del
mercado, los usuarios de sus sistemas encaraban la necesidad de
sustituir, casi o por completo, las redes y los equipos por otras marcas,
generando una erogación importante, muchas veces no prevista.
Para resolver el problema, comenzó el desarrollo de protocolos de
comunicación y de sus especificaciones afines, incluyendo los medios
que debían usarse para que los dispositivos distribuidos de un fabricante
pudieran intercambiar datos adquiridos en la instalación, con una UTR
de otra marca, a los que se les llamó “protocolos abiertos”. En los
Estados Unidos de América (EUA) se desarrollaron protocolos con
especificaciones abiertas como ModBus y DNP 3.0. En Europa, mientras
tanto, se crearon normas internacionales como IEC 60870-5-101, 103 y
104.
Casi al mismo tiempo, los relevadores de protección, encargados de la
detección y de la apertura de los interruptores de potencia para la
liberación de las fallas que se presentan en las redes eléctricas, fueron
incursionando en el uso de microprocesadores.
Al ganar confianza las empresas eléctricas en la operación confiable de
los relevadores microprocesados, comenzó la incorporación de nuevas y
más poderosas plataformas capaces de emplear uno de los protocolos
de comunicación abiertos o propietarios, establecidos como estándares
en el mercado.
Los grandes fabricantes de dispositivos, además de entregar SAS
completos —relevadores, medidores, registradores, controladores de
bahía, UTR e interfaces hombre-máquina, basadas en computadoras
personales—, comenzaron a explotar cada vez más la funcionalidad de

Especialidad: Ingeniería Eléctrica iii
los dispositivos, con la posibilidad de la adquisición masiva de
información proveniente de los dispositivos, gracias a las redes, a los
protocolos y al poder de análisis de los dispositivos. Estas soluciones
fueron basadas en protocolos propietarios, con un tiempo de vida
relativamente corto, de hasta cinco años, que obligaba a sus usuarios a
la actualización de los sistemas debido, en buena medida, a la
incompatibilidad de las refacciones con los nuevos desarrollos, trayendo
como consecuencia erogaciones importantes.
Para evitar estas prácticas y que las empresas perdieran la confiabilidad
de sus SAS por falta de refacciones, EPRI, en Estados Unidos, y
posteriormente el TC57 de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC,
por sus siglas en inglés), comenzaron el desarrollo de un estándar, en
busca de lograr la interoperabilidad de dispositivos de distintos
fabricantes en un SAS. Después de varios años de trabajo y pruebas
piloto, se publicó la serie de normas IEC 61850.
La norma IEC 61850 utiliza tecnologías abiertas y estándares
internacionales; emplea una estructura y definiciones que son capaces
de adaptarse a las nuevas tendencias de la industria conforme se van
desarrollando; su alcance y protocolos están alcanzando áreas que no se
habían actualizado por años, como son los interruptores y los
transformadores de instrumento, tanto de corriente como de potencial.
En el presente trabajo se describe cómo al interior de la Coordinación de
Proyectos de Transmisión y Transformación de CFE se ha venido
promoviendo la adopción de la norma internacional IEC 61850, las
lecciones aprendidas, los beneficios obtenidos, y cuál será el camino a
seguir, tanto en el desarrollo de nuevos proyectos, como en la operación
de las instalaciones existentes.
Palabras clave: Automatización, Control, IEC 61850, Sistema de
Automatización de Subestaciones, Supervisión.

Especialidad: Ingeniería Eléctrica 1
1
INTRODUCCIÓN
Desde hace más de dos décadas, el reto de las empresas eléctricas en
todo el mundo ha sido el de incorporar los desarrollos tecnológicos a sus
instalaciones para mejorar el servicio de suministro de energía a sus
clientes, procurando siempre las mejores condiciones de calidad y
precio.
Actualmente, la mayor parte de las subestaciones son supervisadas y
controladas mediante SAS. Debido a que estos sistemas están
enfocados a optimizar el manejo y operación de una subestación con
escasa intervención de personal operativo, éstos deben evolucionar
paralelamente con el avance tecnológico de tal forma que permita
reducir el uso de componentes o equipos distintos, lo cual puede ser
posible hoy en día mediante la implementación de redes de alta
velocidad para la transmisión de datos y el uso de DEI’s (Dispositivos
electrónicos inteligentes) microprocesados, que permiten interconectar
las subestaciones eléctricas de las empresas a los centros de control y
operación, creando nuevas posibilidades de incrementar la eficiencia en
el proceso operativo.
Por consecuencia, el acceso remoto a los dispositivos para obtener la
ubicación de una falla en líneas de alta tensión, o en las propias
subestaciones, así como la oportunidad de adquirir registros para
analizar fallas de gran impacto, son algunas de las nuevas facilidades
que pueden ser hoy alcanzadas.
El uso de programas de cómputo para analizar información adquirida
directamente desde los relevadores de protección, el envío automático
de mensajes - recientemente correos electrónicos - con notificaciones de
eventos importantes, y contar con bases de datos para el registro de
eventos, ha permitido el desarrollo de sistemas automatizados que
sustituyen la ejecución de tareas tediosas, propensas al error humano o
que requieren una gran cantidad de horas/hombre para su consecución.
No todos los proyectos de automatización de tareas han tenido éxito y
han sobrevivido al paso del tiempo. Ello en buena medida obedece a que
fueron empleadas tecnologías incapaces de adaptarse a los cambios que
fueron apareciendo en medios de comunicación, protocolos y, en
ocasiones, a las nuevas capacidades de los dispositivos.

Las empresas eléctricas más aventajadas en la aplicación de nuevas
tecnologías, como se reconoce a la Comisión Federal de Electricidad, han
implementado soluciones que han evolucionado rápidamente en el
mercado y que deben sustituirse por nuevas versiones, tanto de
dispositivos como de sistemas, con el fin de seguir explotando los
beneficios que proporciona la automatización de tareas.
Si bien es cierto que la adopción de nuevas tecnologías no puede, ni
debe detenerse, también lo es que la aplicación de los recursos, cada
vez más escasos, debe optimizarse. Una forma de lograrlo es disminuir
la inversión en actualización o sustitución de sistemas al final de su vida
útil. Para lograrlo, una opción es la adopción de normas internacionales
bajo una visión de largo plazo adaptable a nuevas tecnologías, pero
sobre todo compatible con las existentes y, por si fuera poco, adaptable
a las necesidades particulares de cada empresa.
La norma IEC 61850 publicada en el 2003, fue concebida con una visión
de largo plazo que tomaba en cuenta los cambios tecnológicos
venideros, como redes para transmitir datos cada vez más rápidos y con
mayor confiabilidad. La visión de la norma de organizar la información
de forma clara, estructurada y con nombres definidos que facilitaran la
identificación del tipo de dato y su función, ha sido replicada a otros
ámbitos, como son la generación eólica e hidroeléctrica, entre otros.
Esto ha permitido ampliar el ámbito de los documentos que la forman,
tal como se puede observar en la Edición 2.0 recientemente publicada.
En la Comisión Federal de Electricidad, al interior de la Coordinación de
Proyectos de Transmisión y Transformación, en su misión de construir,
entre otros, subestaciones eléctricas de alta calidad con la inversión más
baja, se analizó y se inició el proceso de adopción de la norma IEC
61850 para la implementación de Sistemas de Automatización de
Subestaciones, que explotasen el potencial de sus componentes para
facilitar la operación de las instalaciones y al mismo tiempo proporcionar
la base tecnológica, con visión de largo plazo, que permitiera adoptar
nuevas tecnologías, garantizando su operación con los elementos ya
existentes, siempre en busca de la mejora continua de los procesos,
rentabilizando al máximo los recursos.

2
LA NECESIDAD DE LA AUTOMATIZACIÓN DE SUBESTACIONES
A través de la historia, el desarrollo de los sistemas ha jugado un papel
vital en el avance de la ingeniería, teniendo gran importancia en
diversos campos como son la aeronáutica, los procesos de manufactura,
los procesos industriales modernos y por supuesto, en el campo de la
generación y transmisión de energía eléctrica.
En los inicios no se contaba con tantos avances tecnológicos como los
que hay actualmente, por ello se usaban relevadores para energizar
circuitos de mando o para sensar algún cambio en el estado de alguna
variable del sistema; también se empleaba gran cantidad de dispositivos
electromecánicos como perillas, botoneras, contactores, pulsadores, etc.
A este tipo de sistemas se le conoce como sistemas convencionales o
electromecánicos.
Actualmente, el proceso operativo de las instalaciones eléctricas con las
que cuenta la Comisión Federal de Electricidad está plagado de tareas
repetitivas que requerirían la asistencia de personal responsable, a
cualquier hora.
Una forma de optimizar los recursos humanos y materiales utilizados, es
mediante la automatización de las tareas. Para lograrlo, se requieren
dispositivos inteligentes capaces de ser programados para realizar
tareas en respuesta a ciertos estímulos bien identificados, donde no sea
necesaria la intervención del ser humano. Los relevadores de protección,
los interruptores de potencia, las cuchillas, entre otros, y un complicado
sistema de control a base de cables y dispositivos electromecánicos,
constituyen la primera aproximación de este sistema automatizado.
Estos sistemas son costosos en materiales y en horas-hombre, desde su
concepción hasta su puesta en servicio, además de que requieren
mantenimiento constante para continuar operando, al menos como fue
concebido originalmente, y así disminuir la cantidad de fallas que se
presentan en sus cables, conexiones y/o elementos electromecánicos
que los conforman y que no son detectables hasta que se presenta un
mal funcionamiento en los sistemas de protección y de control local y
remoto.
Partiendo de esta problemática, tenemos que un Sistema de
Automatización de Subestaciones debe cumplir con las siguientes
premisas:

a) Supervisar la mayor cantidad de elementos.
b) Simplificar los procesos de ingeniería y pruebas.
c) Disminuir el uso de cable de control.
Cada premisa está interrelacionada con las otras, por lo que su nivel de
profundización debe tomar en cuenta el de las otras, para evitar agravar
los problemas que se tratan de resolver con un SAS. Un ejemplo de ello,
es intentar supervisar más puntos, lo cual seguramente conllevará a la
utilización de más cable de control.
2.1 Supervisión de Elementos
La supervisión de la mayor cantidad de elementos permitirá detectar de
mejor forma el desempeño de la instalación y fallas en los componentes
que intervienen en tareas críticas, como disparos y el telecontrol.
Los sistemas convencionales cuentan con varias técnicas para detectar
fallas en distintos puntos, como pueden ser la falta de tensión en los
circuitos de disparo y de control, incluyendo el circuito de alimentación a
los relevadores de protección y el equipo primario, fallas en las bobinas
de disparo de los interruptores o en los circuitos que las alimentan.
Cada dispositivo electrónico inteligente (DEI), cuenta con funciones para
realizar análisis de señales, diagnósticos automáticos, almacenamiento
de datos y manejo de eventos y análisis de fallas con señales de alarma.
Un SAS debe:(i) recabar todas las señales importantes y mostrarlas de
forma local al personal que se presente en las instalaciones, y también
para ser enviada a los centros de control; (ii) enviar los avisos de fallas
o eventos importantes a las personas encargadas de corregirlas o que
deben estar interesados en los eventos; y (iii) permitir recabar
información para implementar acciones que prevengan futuras fallas de
suministro a los Clientes, o disminuir su tiempo de atención y
corrección.

Figura 1. Clientes por Sector a los que CFE proporciona energía 1
Una de las tareas de todo SAS debe ser el envío de notificaciones —por
los medios disponibles—, a las personas adecuadas y puntos
estratégicos. En sistemas convencionales, las notificaciones se envían a
los centros de control, para que a su vez los operadores localicen al
personal de mantenimiento para que atiendan los eventos. Ahora, los
sistemas más modernos pueden emplear el correo electrónico o
mensajes cortos a teléfonos celulares y directamente al personal
operativo.
La supervisión es el rubro al cual se ha enfocado históricamente el
desarrollo de más soluciones. Las soluciones apuntan hacia la dirección
de disminuir la complejidad de transmitir todas las señales a un sólo
punto, desde donde serán enviadas a los interesados y al mismo tiempo,
posibilitar la adquisición de nuevos datos.
2.2 Simplificación de ingeniería y pruebas
La simplificación de los procesos de ingeniería y pruebas se enfoca a la
conceptualización de cuáles son las funciones requeridas para proteger,
controlar y supervisar los diferentes elementos de la instalación, así
como a su implementación en plazos más cortos y con menor grado de
1
http://www.cfe.gob.mx/QuienesSomos/estadisticas/Paginas/Clientes.aspx

incertidumbre, permitiendo a la vez disminuir los errores que se
detectan durante la ejecución de las pruebas y, por ende, disminuir los
tiempos de puesta en servicio.
La correcta determinación y
delimitación de las funciones a
implementar en una instalación
específica, permitirá reducir, al
mínimo indispensable, la cantidad de
señales a supervisar, siendo éste el
primer paso para seleccionar
adecuadamente los componentes de
un SAS. Si se sobredimensionan los
requerimientos de las señales a
supervisar y éstas deben recopilarse
mediante cable de control, el proceso de ingeniería se convierte en una
tarea repetitiva, con grandes posibilidades de error, los cuales deben ser
detectados y corregidos durante las pruebas de puesta en servicio,
impactando directamente en la cantidad de horas-hombre requeridas
para su implementación y pruebas.
De lo anterior tenemos que la cantidad de horas-hombre requeridas
para implementar un SAS y ponerlo en servicio, es directamente
proporcional a la cantidad de señales y puntos de conexión requeridos, y
está en estrecha concordancia con la cantidad de conductores a instalar.
Al mismo tiempo, la cantidad de puntos de falla es directamente
proporcional a la cantidad de puntos de conexión y a la cantidad de
elementos involucrados para recolectar y transmitir las señales
adquiridas.
La ingeniería y las pruebas de un SAS no han cambiado de forma
dramática en la mayoría de las instalaciones en las cuales se utiliza
cable de control (Carlos Contreras, 2008), pero se han visto
beneficiadas con la introducción de protocolos de comunicación para la
adquisición de las señales, disminuyendo significativamente la cantidad
de cable de control y la cantidad conexiones, permitiendo supervisar una
mayor cantidad de señales sin incrementar el costo del SAS; sin
embargo, las horas-hombre requeridas no necesariamente se han visto
reducidas, simplemente se ha incrementado la productividad medida en
términos de la cantidad de señales/hora-hombre.

2.3 Disminución del cableado de control
La disminución de la cantidad de cables de control conlleva a la
reducción de los posibles puntos de falla. Al existir menos conexiones
que requieren mantenimiento, se reduce la exposición del personal a
provocar salidas en las bahías de la subestación, debido a disparos
provocados por error humano y desafortunadamente ocasionando la
pérdida del suministro de energía eléctrica. Esta situación también trae
aparejada la reducción en la cantidad de horas-hombre requeridas para
desarrollar la ingeniería y pruebas de puesta en servicio del SAS.
Por su naturaleza, los cables de
control sólo pueden llevar tantas
señales como conductores pueden
alojar. Se confirma entonces que,
entre más señales deben ser enviadas
de un punto a otro, serán necesarios
más conductores y cables. Al
incrementar la cantidad de
conductores y cables es necesario
incrementar el tamaño de las
canalizaciones y el tamaño de los
gabinetes que deben alojar las terminales de conexión. Los costos
derivados están en razón directa a la cantidad de conductores
requeridos, aunado al costo fluctuante del cobre que obedece a
condiciones de mercado global, que en muchas ocasiones se ha elevado
significativamente.
En sistemas convencionales, cada conexión empleada para interconectar
la fuente de la señal —por ejemplo un relevador de protección o un
transductor—, hasta los equipos encargados de recolectar cada señal,
implica el uso de elementos (un tramo de cable de control, zapatas de
conexiones y tablillas de conexión), con posibilidades de fallar debido a
un mal trabajo y/o en la presencia o acumulación de polvo o humedad.
Cuanto más cable de control se emplee, tantas más conexiones se
requerirán y más horas-hombre para instalación, conexión, pruebas y
mantenimiento deben ser programadas.
Al incrementar la cantidad de conexiones, también se incrementa la
complejidad de la instalación y se expone —al personal encargado de las
labores de mantenimiento—, a provocar el envío de señales falsas al
sistema, que pueden originar desde una alarma inexistente, hasta la

salida de todos los alimentadores conectados a las barras de una
subestación eléctrica.
Tomando como base todo lo antes expuesto, no es extraño que a lo
largo de los años se haya buscado afanosamente eliminar el uso del
cableado de control, aprovechando las nuevas tendencias tecnológicas.
Han aparecido muchas técnicas que brindan una serie de beneficios en
costos, operación y mantenimiento del sistema; uno de ellos es el uso
de protocolos de comunicación que emplean conductores que usan poco
o nada de cobre, y que son capaces de enviar miles de señales en
tiempos relativamente cortos.
Las primeras aplicaciones de protocolos de comunicación sólo
contemplaban la adquisición y el envío de señales para controlar el
equipo eléctrico primario. Con los nuevos avances, se han venido
desarrollando tecnologías que permitirán transportar prácticamente
cualquier señal dentro de una instalación que requiere cobre, mediante
redes de datos.
Como se analizará más adelante, el uso de protocolos de comunicación
impacta de manera directa la confiabilidad y la seguridad de las
funciones que debe realizar un SAS, por lo que su adopción ha sido
gradual conforme las tecnologías van madurando.

3
CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD
Cuánto más se desarrolla la tecnología, aparecen nuevas técnicas para
la solución de problemas. Sin embargo, toda nueva técnica requiere de
un periodo de maduración, el cual se refleja en el desarrollo de
metodologías encaminadas a obtener el mayor grado de beneficios,
técnicos y económicos, a la vez que se determina el grado de
confiabilidad y seguridad que ofrece cada solución, expresado éste en
términos de los factores que impiden la realización de una tarea
concreta y en la probabilidad que dicha tarea no sea posible realizarla.
Es necesario que tanto las alternativas tecnológicas disponibles como
aquellas en desarrollo se empleen para optimizar el manejo y operación
de la subestación, interactuando de manera conjunta para obtener los
mejores resultados tanto en lo particular como globalmente, mejorando
en la confiabilidad, en la calidad del servicio y en la seguridad para la
operación del sistema eléctrico.
La importancia del fluido eléctrico para la vida moderna y las
calificaciones de los clientes hacia el servicio de la empresa eléctrica,
convierte a cualquier instalación en crítica, por lo que el servicio debe
ser confiable, es decir, estar disponible siempre que se requiera. La
confiabilidad en el suministro depende, en gran medida, de la
integración y aprovechamiento eficiente de los recursos instalados en la
red eléctrica y sus componentes primarios, como son interruptores,
transformadores, líneas de transmisión y otros elementos que producen
y transportan la energía eléctrica. Los sistemas de control y supervisión,
implementados en los centros regionales de control, permiten mantener
disponibles vías alternas de suministro y capacidad de generación, en
caso de contingencias.
Las contingencias deben ser detectadas en el menor tiempo posible,
actuando para que el usuario no vea interrumpido su suministro. Es
entonces cuando los sistemas entran en acción y su adecuada operación
mantendrá la confiabilidad de la red.

Tabla 1. Indicadores operativos sin Zona Centro 2
El diseño de cualquier sistema se enfoca a la confiabilidad, pero también
se conceptualiza para evitar daños a la infraestructura de la empresa
eléctrica, a las instalaciones de terceros y, principalmente, a las
personas. Los sistemas de protección y control deben diseñarse para
realizar su operación de forma segura y estar disponibles la mayor parte
del tiempo, es decir, se debe garantizar su confiabilidad.
3.1 De los diseños convencionales
Las primeras técnicas desarrolladas para proteger y controlar las redes
eléctricas fueron hechas alrededor de sistemas electromecánicos, que
aunque brindan una acertada protección y un control eficaz de la
operación de los elementos de la subestación, poseen ciertas
limitaciones que le impiden adoptar los correctivos correspondientes en
el menor tiempo posible y evitar daños graves o irreversibles en el
sistema.
En sus inicios, los relevadores de protección eran accionados por
cantidades de corriente y tensión para detectar fallas; accionaban otros
equipos auxiliares interconectados que finalmente energizaban
mecanismos para la apertura de interruptores. Los sistemas de control
utilizaban equipos auxiliares para permitir la energización de circuitos,
transformadores y otros elementos primarios, lo cual se podría lograr sin
poner en riesgo las instalaciones (Carlos Contreras, 2008).
Las primeras soluciones para equipos de control requerían la presencia
de personal para operar conmutadores que accionaran los circuitos de
control; estas acciones eran dirigidas desde los Centros de Control vía
telefónica, en tanto que los relevadores de protección podían operar de
2
http://www.cfe.gob.mx/QUIENESSOMOS/ESTADISTICAS/Paginas/Estadistica.aspx

forma independiente sin la intervención humana. El papel de los
operadores se reducía al restablecimiento del servicio una vez que la
causa de la falla había sido eliminada. El desarrollo de equipos capaces
de recopilar información y de recibir órdenes para operar los circuitos,
hacia y desde los Centros de Control, fue el primer paso para la
eliminación de operadores en sitio, reasignándolos a otras tareas,
incrementando la productividad.
Las Unidades Terminales Remotas (UTR) fueron los primeros equipos
probados y que demostraron su capacidad para ejecutar la operación y
supervisión de las instalaciones sin la intervención humana. No fue
inmediata su implementación, pues los primeros diseños electrónicos
debían demostrar que podían trabajar bajo el entorno electromagnético
de las subestaciones eléctricas.
En el ámbito de la protección de las instalaciones se debe contemplar
que van a producirse fallas de manera aleatoria e inesperada, por lo que
es necesario un sistema de protección que minimice los efectos
derivados de los diferentes tipos de fallas que puedan producirse.
Las técnicas fueron evolucionando en cuanto a componentes, pero la
esencia es la misma: la operación se ha mantenido intacta por décadas
permitiendo a las empresas eléctricas coordinar, operar y controlar
algunos o todos los componentes del sistema, cada vez con menor
intervención humana y logrando múltiples beneficios entre los que
destacan:
a) Acciones mucho más rápidas e incluso a veces casi instantáneas.
b) Mayor confiabilidad.
c) Mejores condiciones de operación.
d) Reducción significativa de costos operativos.

Figura 2. Sistema de automatización convencional
Actualmente podemos encontrar diferentes tipos de subestaciones
eléctricas, las cuales han evolucionado a lo largo del tiempo en la
medida en que el desarrollo tecnológico ha entregado nuevas
herramientas, que siendo estudiadas y valoradas técnicamente, han
resultado aplicables a los campos de las protecciones, el control y el
monitoreo de los sistemas eléctricos.
3.2 Condiciones ambientales de una subestación
Las subestaciones eléctricas, debido a la gran cantidad de energía que
deben transportar, emiten campos electromagnéticos de gran intensidad
y una diversidad de frecuencias. La apertura de interruptores y cuchillas
genera campos de gran intensidad. Las corrientes de falla que circulan
por los sistemas de tierra provocan sobretensiones que llegan a los
miles de Volts. Además, las subestaciones eléctricas están expuestas a
polvo y temperaturas no confortables.
Para mitigar los efectos electromagnéticos, sobretensiones, polvo,
humedad y temperatura, se diseñan los cuartos de control como jaulas
de Faraday, con sistemas de aterrizamiento específico, gabinetes
sellados y sistemas de aire acondicionado. Aún con estas facilidades, el
entorno que se logra sólo son condiciones “aceptables” para permitir la
presencia de personas, por lo que los equipos deben diseñarse para

soportarlas, esto es, para mantener la confiabilidad de los sistemas de
protección y control, y sus componentes deben soportar las condiciones
ambientales presentes en las subestaciones eléctricas.
3.3 Requisitos de los equipos
Un punto clave, de gran importancia durante la selección de los equipos
que conformarán un SAS, es el factor costo-beneficio; estos dos
elementos deben ir de la mano, ya que debe estudiarse de manera
cuidadosa cuáles son los beneficios obtenidos al incluir el equipo en el
sistema y cuál es la inversión que debe hacerse para obtener dicho
beneficio.
Asimismo, es necesario analizar las funcionalidades, adecuaciones y
parámetros aplicables a los equipos para la automatización de
subestaciones, con la premisa de conservar un elevado índice en la
continuidad del servicio, incrementar la confiabilidad del sistema y
mejorar el tiempo de respuesta ante la presencia de situaciones
anormales en la operación de subestaciones.
El equipo que se emplea para los fines descritos es fundamentalmente
un equipo microprocesado y multifuncional, al cual se puede tener
acceso a través del software adecuado.
La Comisión Electrotécnica Internacional, IEC por sus siglas en inglés,
tomó cartas en el asunto y desarrolló las primeras normas y
procedimientos de prueba para asegurar que todos los elementos a
instalar en esas condiciones, podían soportarlas.
3.4 Diseños basados en las comunicaciones
La comunicación es la columna vertebral de un SAS, por lo que todos los
dispositivos del sistema deben estar intercomunicados mediante el uso
de reglas normalizadas, para la representación, señalización,
autenticación y detección de errores enviados a través de un canal de
comunicación. A estas reglas comúnmente se les conoce como protocolo
de comunicación.
Es por ello que se considera de vital importancia que en una subestación
deba existir comunicación entre el sistema de control y las protecciones,
ya que mediante el sistema de control se obtiene la información

procesada por las protecciones, tales como el momento de inicio y la
duración de una falla específica.
Actualmente existen soluciones basadas en la transmisión de señales
para alarmas y estados y la ejecución de comandos de control que
emplean canales de comunicación, con convenciones eléctricas basadas
en estándares internacionales para enviar información codificada de
forma binaria e interpretable sólo por ciertos equipos.
Para lograr que estos sistemas fueran aceptados como confiables, se
debían desarrollar productos electrónicos y medios de comunicación que
fueran inmunes o con un bajo grado de fallas en la transmisión de
señales. Debían incluso, proporcionar tiempos de respuesta
equivalentes, o por lo menos, aceptables a los sistemas convencionales.
Sólo la adquisición de datos para alarmas, estados y envío de comandos
de control, fueron implementados con este tipo de soluciones. El empleo
de cable de control para transmitir los disparos provenientes de los
relevadores de protección hasta los interruptores de potencia, no
experimentó cambio alguno.
3.5 Sistemas propietarios
Históricamente cada fabricante ha desarrollado los sistemas con su
protocolo de comunicaciones, en general propietario o adaptado al
entorno de subestaciones, ya que consideraron una ventaja competitiva
disponer de un sistema de transmisión capaz de hacer que se
intercambiaran las señales requeridas entre dispositivos, medios, reglas
de transmisión y codificación binaria de la señales. La ventaja
competitiva se protege mediante patentes que restringen a los
competidores la implementación de las mismas técnicas.
Sin embargo, el usuario final se veía comprometido a emplear sólo los
componentes proporcionados por el fabricante del sistema propietario.
Cuando era necesario ampliar, sólo el fabricante original era capaz de
hacerlo.
3.6 Sistemas abiertos
Los problemas que representaban para los usuarios finales los sistemas
propietarios, empujaron el desarrollo de interfaces eléctricas,
convenciones y codificación binaria, que estuvieran disponibles para más

de un fabricante. Se formaron grupos de usuarios de ciertas tecnologías,
quienes se encargaban de discutir nuevas características y el rumbo que
debía tomar la tecnología. Estos grupos no son comparables con los
grupos de trabajo que desarrollan normas internacionales y sus
procesos de validación de cumplimiento. Mientras que los Grupos de
Usuarios cuentan con ciertos laboratorios reconocidos por ellos mismos,
los organismos internacionales de normalización cuentan con la
participación de distintos países y con una red internacional de
laboratorios certificados, fundamentada en las leyes de cada país.
Los Sistemas de Automatización que permiten el intercambio de datos
interoperables e implementan especificaciones abiertas o que cuentan
con certificados de conformidad con normas internacionales, se les
conoce como sistemas abiertos.
La norma IEC 61850 establece las características de un Sistema Abierto
por definición.
3.7 Comparación con los sistemas convencionales
Los sistemas basados en cable, relevadores electromecánicos y UTR,
podían “transmitir” las señales de forma instantánea, desde el elemento
que la generaba (relevadores de protección, transductores,
interruptores, entre otros) hasta los dispositivos encargados de
procesarla para enviarla a los Centros de Control (como la UTR). El
tiempo total o de respuesta del sistema se veía afectado por el tiempo
que tardaba la UTR en procesar la información, el tiempo de transmisión
en el canal de comunicaciones hasta el Centro de Control, el tiempo de
proceso de la Unidad Terminal Maestra del Centro, más el tiempo de
proceso para mostrar la información al Operador del Sistema.
Para sistemas basados en comunicaciones, al tiempo total de respuesta
debía agregarse también el tiempo de proceso de la información por
algún Dispositivo Electrónico Inteligente que recibía la señal a enviar a
la UTR, más el tiempo de transmisión por el medio de comunicación que
enlaza ambos equipos. Indudablemente estos tiempos representan una
penalización en la respuesta, que debía verse compensada con sus
ventajas en otros ámbitos.

Para considerarlos como una opción, el diseño de los medios de
comunicación, los protocolos y los dispositivos, debían contar con
tiempos de respuesta tales que los Centros de Control no pudieran
detectar los retrasos inherentes. En ciertas soluciones, la adquisición de
los valores de tensión y corriente presenta tiempos largos, mientras que
la adquisición de señales digitales, como los estados, se realiza en
tiempos cortos; el efecto final era que los Operadores del Sistema
Eléctrico observaban el cambio de estado del interruptor de cerrado a
abierto, mientras que la corriente en el alimentador no reflejaba ningún
cambio.

4
LAS FUNCIONES DE UN SAS
4.1 Funciones Básicas
Una subestación eléctrica cuenta con las siguientes funciones básicas:
a) Protección,
b) Control,
c) Monitoreo y Supervisión y
d) Medición.
Estas funciones son proporcionadas por un Sistema compuesto por
varios componentes que interactúan entre sí para ejecutarlas.
Las funciones de protección deben tener una operación rápida y
autónoma, e interactuar directamente con el proceso de operación para
detectar y actuar en caso de fallas en los elementos que forman un
sistema eléctrico de potencia (líneas de transmisión, transformadores,
reactores y capacitores, etc), sin que sea necesaria la intervención del
operador.
Las funciones de control constituyen una parte fundamental dentro de
las funcionalidades requeridas de un SAS. El punto de partida o requisito
principal para que las funciones de control tengan lugar, es el correcto
desenvolvimiento de las funciones de monitoreo y supervisión,
permitiendo que tanto los centros de control como operadores
ocasionales en la instalación, sean capaces de accionar el equipo
primario como interruptores y cuchillas, entre otros.
El monitoreo y la supervisión recolecta alarmas y estados, que permite a
los operadores obtener un conocimiento continuo y detallado de todos
los fenómenos que ocurren en los equipos de la subestación,
permitiéndole realizar un diagnóstico de su funcionamiento con mira a
mantenerlos en condiciones óptimas de operación.
La medición permite saber si los elementos están energizados; si la
carga está demandando energía; y en aplicaciones más avanzadas,
utilizar analizadores en tiempo real que monitorean el estado del
sistema de potencia para despachar la energía de la forma más eficiente
posible.

4.2 Funciones Extendidas
Las nuevas capacidades de comunicación y de cómputo intrínsecas a los
equipos secundarios de reciente tecnología, han abierto la puerta para
que se consideren nuevas funciones que antes no eran básicas para el
funcionamiento de cualquier sistema.
Aun cuando se les han denominado como extendidas, las siguientes
funciones son consideradas como básicas en los sistemas de
automatización modernos:
a) Acceso de Ingeniería, y
b) Sincronización de tiempo
4.2.1 Acceso de Ingeniería
Comúnmente conocido como “acceso remoto”, el acceso de ingeniería
permite al personal operativo conectarse a los equipos de protección y
control, desde lugares fuera de la instalación. Las tareas más comunes
son la obtención de los registros de fallas y los registros para
localización de fallas, con el fin de enviar al lugar más cercano a la falla,
a las cuadrillas encargadas de reparar las líneas de transmisión falladas,
o bien, en las propias subestaciones. Esta función permite agilizar la
movilización de personal para la atención de una falla y por ende, el
restablecimiento del suministro eléctrico en menor tiempo.
Desafortunadamente esta función vuelve a las subestaciones
vulnerables a ataques cibernéticos, que son minimizados empleando
equipos de seguridad informática y limitando el acceso de personal
previamente identificado a las funciones de los equipos secundarios.
4.2.2 Sincronización de Tiempo
Esta función es de vital importancia para sistemas que dependen de las
comunicaciones para la adquisición de los datos. El equipo que recibe la
información debe adjuntar la etiqueta del instante en el cual cada
evento fue registrado; a este proceso se le conoce como “estampado de
tiempo”.
Por lo menos un dispositivo debe estar sincronizado. En sistemas más
viejos, sólo los Centros de Control contaban con la función de

sincronización. Al día de hoy, prácticamente todos los equipos en una
subestación están sincronizados, lo que ha incrementado la precisión del
estampado coadyuvando de manera directa al análisis de sucesión de
eventos.
Otra facilidad que proporciona esta función, es que los registros de
eventos y de fallas están “alineados”, lo cual permite mezclarlos (aún
cuando provengan de distinto dispositivo e incluso de distinta
instalación) para permitir un análisis integral del libramiento de fallas.
4.3 Niveles de las Funciones
Cada una de las funciones de un SAS, se realiza en los siguientes
niveles:
a) Estación.
b) Bahía.
c) Proceso.
Figura 3 – Niveles de un Sistema de Automatización de Subestaciones

4.3.1 Funciones a Nivel Estación
En este nivel se encuentran instalados los equipos necesarios que
concentran todas las alarmas, eventos, estados y mediciones existentes
en todas las bahías para permitir la comunicación con los centros de
control remoto y monitoreo.
Una función de control y supervisión a
nivel estación son los concentradores de
datos, como la unidad terminal remota
(en sistemas convencionales) o
servidores de comunicaciones (en
sistemas más modernos), los cuales
permiten enlazar la subestación con los
centros de control. Asimismo, las
mediciones son adquiridas por estos elementos para ser enviados a los
centros de control, a falta de un elemento que realice esta función a
este nivel.
Algunos sistemas cuentan con computadoras que permiten a los
operadores controlar, supervisar y tomar lecturas de las mediciones,
desde un punto centralizado que se realiza a nivel subestación. A ello se
le conoce como Interfaz Hombre – Máquina.
Las funciones básicas que se ejecutan a nivel estación, operarán sobre
una o más bahías con las que cuente una subestación.
4.3.2 Funciones a Nivel Bahía
Este nivel está conformado por los DEI’s de nuevas generaciones y es el
encargado de conectar elementos del sistema de potencia —líneas de
transmisión, transformadores, reactores, entre otros— a las barras de
la subestación, y su ámbito de influencia está limitado a los elementos
primarios que logran dicha interconexión, como los interruptores y
cuchillas, obteniendo la información de las entradas y salidas de los
equipos.
Asimismo, este nivel puede realizar las funciones de monitoreo y
operación de la bahía asociada mediante el uso de IHM (Interfaz
Hombre Máquina).
La medición se realiza a través de medidores multifunción o
transductores conectados a transformadores de corriente y potencial

asociados a la línea de transmisión, transformador u otro elemento del
sistema de potencia.
La supervisión y control se realiza de distintas formas: desde un
elemento exprofeso dedicado a ello, hasta relevadores de protección que
también se encarguen de cada una de las alarmas que se generen en el
ámbito de la bahía y equipo primario asociado a ella.
En este nivel se concentran todas las alarmas, eventos, estados y
mediciones existentes en el equipo primario que forman la bahía.
4.3.3 Funciones a Nivel Proceso
En este nivel se encuentran los elementos primarios como interruptores,
cuchillas, transformadores de potencia, transformadores de instrumento
(de corriente o de potencial), reactores, capacitores y sus conexiones
entre ellos o con el nivel de bahía como relevadores de protección,
equipos de medición y de control.
En este nivel sólo se realizan funciones de supervisión y control. Toda la
información que se genera se concentra a nivel de bahía.

5
LA NORMA IEC 61850 Y SUS BENEFICIOS
5.1 Introducción a la Norma IEC 61850
La norma IEC 61850 es una solución completa a la automatización de
subestaciones. Cubre los aspectos sobre ingeniería, requerimientos de
los componentes, protocolos de comunicación e intercambio de
información entre herramientas informáticas de distintos fabricantes.
Las soluciones que se describen en la norma toman como base
tecnologías bien establecidas en la industria, y la norma incorpora
características ex profesas para emplearlas en un ambiente de
subestaciones eléctricas. La mayor parte de las tecnologías están
apegadas a normas internacionales ISO (International Standard
Organization) o IEC, lo cual garantiza que exista más de un proveedor
de un equipo o solución completa para un SAS. Otras tecnologías son
estándares empleados en la Red de Redes (Internet) con muchas
implementaciones realizadas por distintos proveedores.
El objetivo primordial de un SAS basado en la solución de la norma IEC
61850, es lograr la interoperabilidad entre dispositivos y herramientas
informáticas de distintos fabricantes. Para lograrlo, establece los
protocolos estandarizados que deben ser empleados; cómo debe estar
dispuesta la información que se intercambia (modelo de datos) y qué
formatos de archivos deben emplearse para la configuración de cada
componente.
La forma en que se establecen las reglas para el intercambio de
información, incluyendo los protocolos y los medios de comunicación, se
diseñaron para que pudieran emplearse nuevos desarrollos tecnológicos
en estas dos áreas, lo cual la convierte en una norma adaptable y con
posibilidades de mantener la compatibilidad entre los nuevos sistemas
del mañana y los sistemas actuales, empleando las tecnologías actuales
y futuras bajo una plataforma común.
5.1.1 Campo de Aplicación
La norma fue publicada en distintas partes que cubren los distintos
aspectos que involucra la automatización de subestaciones. Cada parte
se publicó en distintas fechas, empezando a partir del año 2003. A esta
serie de publicaciones se les conoce como la Edición 1.0.

El ámbito de la Edición 1.0 fue concebido para subestaciones eléctricas,
sin embargo, el diseño del modelo de datos y su adaptabilidad a nuevas
tecnologías llamaron la atención a otras empresas públicas de servicios
como gas, plantas de generación (hidroeléctricas, termoeléctricas y
eólicas), para los cuales se han desarrollado modelos de datos que
describen las variables existentes en esas aplicaciones específicas.
Figura 4. Áreas de aplicación de la norma IEC 61850
La ampliación de las aplicaciones posibles de la norma IEC 61850,
llevaron a la elaboración de la Edición 2.0, en la cual se renombraron las
partes y se actualizó su contenido, para dar cabida de forma más clara a
todas las aplicaciones para instalaciones de empresas públicas que las
emplean. Esta edición está aún en proceso; no obstante, ya se han
realizado diversas publicaciones que revelan el contenido sustancial de
distintas partes de la norma.

5.1.2 Organización
La norma se divide en partes. Cada una describe un aspecto de la
solución completa:
1) Parte 1, describe de forma general los alcances y filosofía de la
norma.
2) Parte 2, recopila las definiciones y acrónimos que se emplean
en todas las partes que componen la norma.
3) Parte 3, establece cuáles son los requerimientos de robustez y
desempeño que deben cumplir los componentes especificados
en la norma. No obstante que es un buen parámetro a seguir,
el cumplimiento de esta parte de la norma no garantiza el buen
funcionamiento de un sistema.
4) Parte 4, establece los conceptos relacionados a la
administración de un proyecto para un SAS basado en la
norma. Incluye lo referente a los compromisos del fabricante
en cuanto a soporte y disponibilidad de partes de repuesto.
5) Parte 5, establece la forma en cómo se deben interpretar y
organizar tanto las funciones como la información en los
dispositivos. Incluye el modelo para conceptualizar el
intercambio de datos entre las distintas funciones del sistema.
6) Parte 6, describe un Lenguaje de Configuración de
Subestación. Su objetivo es establecer un formato normalizado
para el intercambio de configuraciones de cada componente
del sistema, con el fin de lograr la interoperabilidad. Emplea
tecnologías bien conocidas y abiertas como Extensible Markup
Language (XML)3
y sus plantillas en XML Schema Definition
(XSD)4
de la World Wide Web Consortium (W3C).
7) Parte 7-1, describe de forma detallada, pero abstracta, la
forma de modelar los principios de las comunicaciones y los
modelos de información que se describen en las partes 7-2, 7-
3 y 7-4. También detalla cómo se deben implementar los
servicios de las comunicaciones, empleando protocolos
concretos.
3
Para mayor referencia, véase http://www.w3.org/XML/
4
Para mayor referencia, véase http://www.w3.org/XML/Schema

8) Parte 7-2, establece los servicios abstractos que todo
dispositivo debe contar, dependiendo de su función en un SAS.
Estos servicios se declaran abstractos, porque no se define qué
medio se debe emplear, esto es, dice el “qué”, pero no define
el “cómo”.
9) Parte 7-3, establece los tipos de datos comunes que son
empleados en la parte 7-4.
10) Parte 7-4, especifica cómo se debe organizar la información y
funciones relacionadas con las aplicaciones existentes dentro
de las subestaciones. Se emplean los conceptos de dispositivos
lógicos como elementos contenedores, mientras que se adopta
el Nodo Lógico, como elemento para definir una función muy
concreta del Sistema. Estos modelos son muy genéricos y
demasiado abiertos, dando lugar a una gran anarquía entre los
fabricantes sobre cómo organizan la información, dificultando
la intercambiabilidad de un equipo por otro.
11) Parte 8, define los métodos estándar en los que se deben
implementar los servicios abstractos de las comunicaciones,
empleando protocolos de comunicación y medios físicos que
transmitan la información. En la parte 8-1 se emplea Ethernet
(ISO/IEC 8802-3) como medio y MMS (Manufacturing Message
Specification), ISO 9506-1 e ISO 9506-2 como protocolo de
transporte, ambos bien establecidos en la industria y sujetos a
estándares internacionales. Esta implementación se emplea
para la adquisición de datos y para el intercambio de
información en tiempo real entre dispositivos, a los que se les
denomina comunicación vertical y horizontal, respectivamente.
12) Parte 9, describe la forma de implementar los servicios
abstractos, pero sólo para aquellos relacionados con el
intercambio de información entre equipos de medición
primaria, como son transformadores de corriente
(indistintamente en adelante TC o TC´s) y transformadores de
potencial (indistintamente en adelante TP o TP´s). Este
intercambio emplea valores muestreados (Sample Values),
transmitidos en tiempo real (en el orden de microsegundos)
que guardan un fuerte compromiso con su alineación en el
tiempo, con el fin de que el dispositivo de medición o de
protección secundario, como medidores y relevadores de
protección, sea capaz de reproducir las señales de los TC´s y
TP´s entregadas de forma directa, es decir, de forma

tradicional. La parte 9-1, define el mapeo de servicios
abstractos para la transferencia de valores muestreados punto
a punto de acuerdo a la norma IEC 60044-8. La parte 9-2
emplea Ethernet (ISO/IEC 8802-3) como medio para la
transmisión de los valores muestreados. Para esta parte, surge
una variación denominada “LE” (por sus siglas Light Edition) la
cual ha logrado atraer a más fabricantes y cuenta con buenas
experiencias en laboratorios de todo el mundo, incluyendo
México (Stephen Meier, 2011).
13) Parte 10, establece las pruebas de conformidad y la
metodología para verificar si un dispositivo será capaz de
comunicarse en un SAS basado en la norma. Hasta la edición
1.0, sólo se incluían pruebas para los servidores, es decir, los
proveedores de información, los clientes, quienes la emplean,
no están considerados. Debido a la gran influencia de los
fabricantes durante la elaboración de la Edición 1.0, no existe
garantía de interoperabilidad, aun cuando se cuente con los
certificados de cumplimiento, por lo cual, las empresas
eléctricas han desarrollado algunos procedimientos para
verificar el funcionamiento e interoperabilidad de los
componentes que forman los SAS.
5.1.3 Adaptabilidad
Como se puede advertir en el título anterior, se emplean modelos
abstractos para los servicios que permiten el intercambio de información
entre dispositivos. El concepto de abstracto se debe entender como la
definición de una acción. Para llevar a cabo la acción se debe instar, es
decir, se debe implementar en algo concreto.
Los modelos abstractos son una de las características más poderosas
con las que cuenta la norma. Permite definir cómo se espera establecer
la comunicación y qué información debe emplearse, cómo deben
organizarse los datos y cómo separarlos con claridad, cómo debe ser
transportada la información hasta otro dispositivo sin ocuparse de
aspectos inherentes como son la conexión, la seguridad u otros.
Esta cualidad permite que los elementos de un SAS puedan adaptarse a
desarrollos futuros. Permite emplear nuevas tecnologías en cuanto se
desarrollen medios más rápidos y eficientes para transmitir la
información, o bien, que se establezcan nuevos protocolos de

comunicación más seguros, flexibles y confiables, en los cuales serán
depositados los datos para ser transmitidos, proceso al que se le conoce
como “encapsular”.
5.1.4 Compatibilidad
Un SAS que cuenta con dispositivos que proporcionan ciertos servicios
para el intercambio de información basados en la norma, tiene un cierto
grado de “compatibilidad hacia atrás”. La “compatibilidad hacia atrás” es
un concepto que se emplea para describir que un sistema formado por
software y/o equipos, es capaz de operar con dispositivos con versiones
más antiguas. Así, la Edición 2.0 podrá ser compatible con la Edición
1.0, siempre que los clientes sean capaces de discriminar aquellos
servicios que sólo están disponibles en un dispositivo desarrollado bajo
una edición u otra.
5.2 Beneficios
Una solución única para cualquier SAS es de vital importancia para los
fabricantes e integradores. Les permite optimizar sus procesos para
obtener el mayor provecho posible de las características de auto-
descripción de la información en los dispositivos. También les permite
interoperar con dispositivos de otras marcas, funcionalidad largamente
anhelada por las empresas eléctricas, sin necesidad de adaptaciones
costosas y complicadas, sólo empleando formatos de configuración y
protocolos de comunicación estándar.
5.2.1 Para la Supervisión, Control y la Medición
La información contenida en cada dispositivo es proporcionada en
formatos estándar que hacen posible su análisis a través de programas
automatizados. Esta cualidad en conjunción con el uso de Ethernet,
permiten reducir los tiempos de la ingeniería para supervisión, medición
y telecontrol de un SAS.
Un SAS basado en IEC 61850 simplifica el intercambio de señales de
control minimizando el uso de cobre y reduciendo la cantidad de puntos
de falla. Posibilita que los dispositivos de control de bahía cuenten —de
forma rápida y sencilla—con todas las señales de estado de los
interruptores y cuchillas, para asegurar su correcta operación, sin riesgo
para el equipo y el personal. La cantidad, el origen y el destino de las
señales pueden ser alterados a voluntad sin necesidad de incurrir en

costos adicionales por el uso de cobre y sus canalizaciones o por la
necesidad de agregar entradas y salidas digitales en los dispositivos.
Es en el control donde los SAS basados en la norma IEC 61850 han sido
ampliamente aceptados, una vez probada su utilidad.
5.2.2 Para la Protección
Todas las empresas eléctricas se han mantenido renuentes a cambiar los
sistemas de protección convencionales. En México, sin embargo, se está
trabajando para emplear nuevos sistemas de transmisión de disparos de
forma no convencional. Con una solución como la descrita en la norma,
es posible implementar varios sistemas de protección con muy poco
esfuerzo y con tiempos de operación comparables con los sistemas
convencionales. Los beneficios que se obtienen son los mismos que para
los sistemas de control: flexibilidad y rapidez en la implementación y
modificación de sistemas.
5.2.3 Para el Equipo Primario
Aún no existen aplicaciones en operación comercial para equipos
primarios similares a las desarrolladas para los sistemas de control o
para sistemas de protección como las implementadas en México.
Los objetivos que subyacen en la implementación de un SAS basado en
tecnologías para transmitir señales analógicas en formato de muestras
digitales son: disminuir el uso de sistemas de cableado de señales,
reducir la capacidad de la carga eléctrica en los circuitos de corriente y
tensión conectados a los TC´s y TP´s, respectivamente y como se verá
más adelante, reducir los costos de implementación.
5.3 Los Retos para los Profesionales
La gran mayoría del personal operativo cuenta con una amplia
experiencia en el uso de los SAS convencionales, SAS que intercambian
señales de corriente, potencial, disparos, alarmas, interbloqueos en
sistemas de control. Las reglas están bien establecidas y existen varios
cursos diseñados para capacitar profesionales de nuevo ingreso. Los
protocolos de comunicación y su configuración, tampoco son temas
ajenos a los técnicos de subestaciones eléctricas.

Las soluciones SAS incorporadas en la norma crean un nuevo paradigma
en la forma de configurar y organizar la información, lo cual ha
provocado un grado de reticencia entre los profesionales acostumbrados
a protocolos establecidos, con menos facilidades, pero ya dominados.
Esto ya está cambiando y se ha logrado que todas las nuevas
instalaciones cuenten con SAS basados en la norma, al menos en lo que
a adquisición de datos se refiere.
Para los ingenieros de protección, este cambio representa la sustitución
de sus herramientas tradicionales como multímetros y pinzas, por
computadoras y programas de análisis de la red, para verificar la
transmisión de señales, no sólo disparos, sino también señales de
corriente y potencial. Este cambio puede llegar a ser traumático para los
menos experimentados en el entorno de redes de transmisión de datos.
5.4 Los Retos para las Organizaciones
En los últimos años —con el advenimiento de los SAS y la penetración
de la electrónica en muchos de los dispositivos para subestaciones—, se
han diversificado los proveedores de datos, alcanzando esto a
medidores, relevadores de protección, módulos de entradas y salidas y
controladores de bahía. Esta situación ha provocado que las
tradicionalmente separadas disciplinas de automatización, protección y
medición, se vean cada vez más integradas.
En los SAS de hoy, personal de automatización debe conocer cómo
configurar los relevadores y los medidores para enviar sus datos al
sistema de adquisición de datos, actividades que cotidianamente son
realizadas por el personal de protección y medición, a petición expresa.
El reto para las organizaciones, indistintamente proveedores o empresas
eléctricas, es cómo discernir los límites de responsabilidad en las
actividades y quién debe realizarlas. Los primeros en tomar acciones
concretas han sido los fabricantes: han establecido una jerarquía, en la
cual tanto las actividades de automatización como las de protección y
medición, están dirigidas por un mismo responsable.
En CFE, la separación tradicional de las disciplinas de automatización,
protecciones y medición, obviamente, está muy arraigada. Actualmente
se están revisando los límites de responsabilidad y las actividades, pero
se está consciente que para obtener el mejor provecho de los SAS,
todas las disciplinas deben trabajar coordinadas.

Los principales problemas a los que se enfrentan las organizaciones que
funcionan con una marcada separación entre las disciplinas de
automatización, protección y medición, se centra en la divergencia de
opiniones durante la solución de problemas y en la desigual priorización
de las funciones del SAS.
La tarea hacia adelante se enfoca a la formación de cuadros que puedan
interactuar con todas las disciplinas, capaces de coordinar esfuerzos y
fijar políticas comunes. Sin duda, esta tarea se torna crítica debido a la
formación académica y vocación profesional del personal que labora en
las áreas del conocimiento involucradas, situación que en buena medida
tiene su origen en la concepción y diseño de las actuales currículas
universitarias.

6
LA INNOVACIÓN EN SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN
El sector tecnológico con un mayor grado de innovación es el de
informática. Programas de cómputo que funcionan en dispositivos
computacionales que tienden a agregar más funcionalidades para
aprovechar el poder de cómputo de los nuevos diseños. Las aplicaciones
de misión crítica, como lo son la protección, la automatización y la
medición, son más conservadoras en cuanto al poder de cómputo de los
dispositivos, debido a las condiciones ambientales y eléctricas a las que
son sometidos. Igualmente, los programas de cómputo que puede
ejecutarse también están limitados y tienen que diseñarse para obtener
el mayor beneficio.
La base tecnológica de la solución de la Norma IEC 61850, está
íntimamente relacionada con la informática, las redes de computadoras
y el desarrollo de nuevos protocolos que los aprovechan. No es de
extrañarse entonces, que éste se convierta en un campo fértil para la
innovación.
6.1 La CFE y la Automatización de Subestaciones
Una vez que se detectó que habían madurado las necesidades en los
proyectos de subestaciones eléctricas, en cuanto a protecciones y
control, y que los Sistemas de Automatización de Subestaciones podían
proporcionar a partir de los componentes de última generación, nuevas
funciones y capacidades de análisis no disponibles en sistemas
convencionales, se desarrolló un proceso de normalización,
considerando, por supuesto, las necesidades de quienes en su
oportunidad operarían los sistemas.
En los procesos de Transmisión y Distribución, en su oportunidad,
surgieron esfuerzos independientes entre sí para crear soluciones que
mejor se adaptaran a las necesidades particulares de cada uno de sus
procesos. Los esfuerzos se cristalizaron en los Sistemas de Control Local
de Estación (SICLE), para subestaciones de Transmisión y en los
Sistemas de Control, Protección, Medición y Mantenibilidad
(SISCOPROMM), para subestaciones de Distribución.
Cada solución partió de dos bases tecnológicas distintas. Por un lado,
SICLE —el más longevo de las dos soluciones—, había sido permisivo de
sistemas propietarios hasta el 2010, después de casi 10 años de

establecer los requerimientos básicos de los SAS y marcar la franca
incorporación de CFE a la automatización de subestaciones.
SISCOPROMM, por su parte, inició la idea de sistemas abiertos, redes y
protocolos no propietarios, que fueron la base para la automatización de
subestaciones de Distribución.
En ambos casos, los requerimientos y lo permisivo de ambas soluciones,
llevaron a sistemas propietarios o sistemas abiertos, pero demasiado
complejos, limitando enormemente que personal de CFE pudiera
proporcionar el mantenimiento necesario o desarrollar soluciones nuevas
empleando la plataforma adquirida.
6.2 La Adopción de Nuevas Soluciones
De acuerdo con las funciones en la Coordinación de Proyectos de
Transmisión y Transformación (CPTT), en el papel de entidad encargada
de la concepción, desarrollo, ingeniería, supervisión y entrega al cliente
de proyectos para subestaciones y líneas de transmisión, se promovió
una línea de acción concebida para la adopción de sistemas de
automatización para subestaciones de Transmisión y Distribución.
La adopción de SAS en los proyectos, obedece a los compromisos que se
asumen para facilitar el trabajo operativo y para obtener el mayor
beneficio de los equipos adquiridos.
De esta manera, se ha venido involucrando en el proceso de
normalización institucional, a todos los equipos y sistemas que se
adquieren. Esta labor ha resultado clave para mantener coordinados los
requerimientos de los clientes, los cambios en las leyes mexicanas en
materia de obras y adquisiciones gubernamentales y el desarrollo
tecnológico.
Como parte de las incursiones a las nuevas tecnologías y a la emisión de
normas internacionales en materia de SAS, se detectó la norma IEC
61850 como una tendencia mundial que presentaba una gran ventana
de oportunidad para unificar soluciones en los procesos de Transmisión
y Distribución, al ser la norma más que un protocolo de comunicaciones,
sino el punto de partida para definir una estructura de datos
estandarizada y una forma organizada de realizar y almacenar la
información en los dispositivos. Esta norma internacional facilita que
organismos reconocidos puedan emitir certificados de conformidad con

base en distintas partes de la norma, lo que no es posible con otras
soluciones abiertas que no cuentan con estos mecanismos.
Este desarrollo no se ha limitado a la aplicación y vigilancia de las
especificaciones emitidas por la CFE. También se ha investigado e
involucrado en el desarrollo de proyectos piloto, en los cuales se ha
demostrado la factibilidad técnica y la rentabilidad económica de nuevas
soluciones.
6.2.1 El Primer SAS IEC 61850 en México y en el mundo
El sistema para supervisión, monitoreo y control de la Subestación (SE)
La Venta II, ubicada en Juchitán, Oaxaca, fue planeado en sus inicios
como un sistema convencional; sin embargo, la aparición de la norma
IEC 61850 en diferentes foros de discusión presentó la pauta para
incursionar en la implementación de un proyecto piloto donde pudieran
demostrarse las capacidades de la aplicación de dicha norma.
Los principales objetivos planteados con este proyecto se enfocaron a
eliminar la dependencia que se tenía hasta ese momento, y a disminuir
los costos por conceptos de ampliaciones y mantenimiento en las
subestaciones futuras. Dichos objetivos eran:
• Adquirir experiencia en el estándar IEC 61850 para llevar a la
práctica las funcionalidades que éste ofrece.
• Verificar la correcta interoperabilidad entre los dispositivos de
protección y control de diferentes fabricantes, así como la
flexibilidad de las distintas soluciones.
• Comprobar la viabilidad del empleo de mensajes GOOSE (Generic
Object Oriented Substation Event) como medio de intercambio
rápido de información entre protecciones.
Este proyecto representó todo un reto, debido a las responsabilidades
que traía consigo instalar y poner en marcha un sistema con equipos de
protección, control y supervisión de diferentes fabricantes, con la
finalidad de verificar la correcta interoperabilidad entre dichos
dispositivos, poniendo especial atención en puntos cruciales para la
implementación generalizada de esta solución en materia de ingeniería y
condiciones de operación para usuarios finales.

Figura 5. Primer SAS multifabricante en IEC 61850
Como parte de los esfuerzos realizados, se concibió, y con el apoyo de la
Subdirección de Transmisión, se logró poner en operación comercial la
primer subestación en México y en el mundo, con un SAS
multifabricante basado en la norma IEC 61850.
A partir de estos objetivos alcanzados, este proyecto piloto demostró
que la interoperabilidad prometida por la norma era una realidad.
6.2.2 Primer sistema de protección y control mediante fibra óptica
Después del éxito que representó la operación de la SE La Venta II, se
indagaron los beneficios adicionales que ofrece la norma IEC 61850,
entre los cuales se encuentra la transmisión de señales en tiempo real,
para propósitos de control y protección.
Partiendo de esta nueva idea y con la finalidad de disminuir el uso del
cable de control y relevadores auxiliares, surgen dos proyectos piloto
desarrollados en las subestaciones Juchitán II (ampliación y
modernización de una instalación existente) y Matías Romero Potencia
(una subestación nueva).
Los sistemas de estas subestaciones surgen como SAS basados en la
norma IEC 61850, con la consideración de usar fibra óptica como medio

para la transmisión de señales para interbloqueo y control del equipo
primario y mensajes GOOSE para el intercambio de información entre
dispositivos. El sistema de interbloqueo se emplea para verificar que las
condiciones de los equipos permitan su cierre y apertura sin ocasionar
fallas o recibir esfuerzos eléctricos para los que no están diseñados.
Figura 6. Implementación de SAS empleando fibra óptica en campo
De estos proyectos se obtuvieron extraordinarios resultados,
reafirmando que la solución que proporciona la norma IEC 61850 para
los SAS es una realidad, y que debe seguirse impulsando su adopción en
todos los procesos operativos en los que está involucrada.
Es por esta razón que se promueve actualmente que la CPTT incorpore
en la gran mayoría de los SAS el empleo de los mensajes GOOSE para
lograr el intercambio de señales, disminuyendo el uso del cable de
control y relevadores auxiliares, facilitando con ello el mantenimiento de
dichos sistemas.
6.3 La Normalización
Los SAS han representado desde un inicio un reto muy importante para
la forma en que se elaboran los documentos normativos dentro de CFE,
ya que buena parte de éstos están pensados para describir un producto
concreto, no se adaptan bien a sistemas y mucho menos cuando se
trata de conformarlos con distintos productos y elementos auxiliares
como redes.

Tanto el SICLE como el SISCOPROMM son documentos autocontenidos,
es decir, que describen todas las partes que los conforman mediante
características técnicas, incluyendo su forma de interactuar e
interconectar. Por definición, son muy extensos y en ocasiones,
complicados de estudiar.
La utilización de la norma IEC 61850 supone un impacto importante en
las especificaciones de los proyectos de Automatización de
Subestaciones, así como en su implementación y ejecución.
En la CPTT, con base en el propio conocimiento o con el asesoramiento
de una ingeniería con experiencia en subestaciones y en la aplicación de
la norma, se ha determinado elaborar especificaciones para los SAS
enfocándose en:
• Los requerimientos de los componentes principales.
• La funcionalidad de todo el sistema, más que de dispositivos
concretos.
• Los requisitos de tiempos de respuesta y de disponibilidad del
sistema.
• La arquitectura de comunicaciones, identificando los posibles
escenarios de fallo y las pérdidas de disponibilidad aceptables o
inaceptables.
• Las pruebas de aceptación en fábrica y/o las pruebas de puesta en
marcha que permitan comprobar que el sistema completo funciona
de acuerdo a las especificaciones.
• La elaboración de ingeniería.
• El campo de aplicación orientado específicamente a los procesos
de Transmisión y Distribución.
Por ello se propuso desarrollar las especificaciones de una forma
innovadora dentro de CFE. La idea es que cada especificación esté
conformada por documentos independientes llamados “Partes”, los
cuales se centren en una característica, producto, red de
comunicaciones o descripción de un conjunto de funcionalidades
concretas. De tal forma que se obtengan documentos más fáciles de
estudiar y de mantener actualizados.
6.4 Presencia nacional e internacional
Actualmente en la CPTT se ha adquirido una gran experiencia en el
entorno de la norma IEC 61850, tanto en su definición como en su

implementación en subestaciones, en buena medida gracias a los
proyectos piloto que se han puesto en marcha y a la continua aplicación
de la norma en diversos proyectos de subestaciones.
Con la meta de seguir innovando en proyectos SAS, se ha propuesto
estar continuamente mejorando y aplicando nuevas técnicas, muchas de
ellas desarrolladas en foros de normalización y grupos de trabajo.
Actualmente, la CPTT es miembro activo en la Asociación Nacional de
Certificación (ANCE), participando en temas relacionados con la
adopción de la norma IEC 61850, recibiendo documentos normativos en
proceso para externar una opinión como empresa eléctrica.
En el ámbito internacional, se han difundido los avances en la adopción
de las nuevas técnicas, sus problemas y soluciones de corto y largo
plazos. Adicionalmente, se ha participado en distintos foros técnicos
donde se exponen las experiencias adquiridas en CFE y en otras
empresas del mundo.
6.5 El impacto en los Proyectos
El costo de los SAS, no sólo está en los componentes, la ingeniería,
pruebas y puesta en servicio; también está presente un factor de
incertidumbre sobre la funcionalidad del sistema y los costos que le
representarán a la empresa integradora, los cuales incluyen el soporte y
solución de los problemas que se presenten durante la operación de los
sistemas.
Se ha buscado en todos los ámbitos que le competen, limitar el efecto
de esta incertidumbre, que frecuentemente puede inducir a la alza de
los precios de adquisición inicial o la aparición de eventos contingentes
durante el proceso de cierre de contratos.
De nuevo, la estandarización y la unificación de plataformas y
requerimientos entre los procesos de Transmisión y Distribución, es una
de las herramientas que se han promovido para minimizar los efectos de
la incertidumbre, logrando optimizar los procesos de fabricación e
ingeniería.
Así, las bases para concurso creadas por la CPTT ahora están orientadas
y se coordinan para obtener el mayor provecho de las nuevas técnicas e
impactar en la competencia de las empresas que participan.

6.6 La Mejora Continua
La norma IEC 61850 no impone cambios en los criterios de
automatización, pero ofrece la ocasión de realizar una reflexión acerca
de los métodos, formas y funciones sobre los que descansa la
automatización actual de subestaciones. Otorga además, medios e
instrumentos tanto para la mejora de las funciones convencionales como
para el desarrollo de otras nuevas, imposibles de realizar hasta el
momento.
Por ello, las innovaciones en el campo de la norma IEC 61850 no
cesarán en el corto plazo: ahora mismo se están desarrollando nuevas
técnicas que modificarán la forma en que se construyen las
subestaciones, al emplear aún más la fibra óptica y las redes Ethernet
para la transmisión de señales de todo tipo, incluyendo de corriente y
potencial.
El mejor aprovechamiento de las nuevas técnicas llevará a un
importante ahorro en materiales, recursos invertidos en ingeniería,
pruebas y puesta en servicio de las instalaciones futuras. Muchas de
estas mejoras ya las comenzamos a sentir, pero la adopción es lenta.
Los fabricantes e integradores de SAS están optimizando sus procesos
para obtener el mayor beneficio, a la par de ofrecer precios cada vez
más competitivos.

7
CONCLUSIONES
IEC 61850, más allá de su carácter de estándar, representa la
oportunidad de redefinir la automatización de subestaciones bajo un
nuevo paradigma en el que la normalización alcanza no sólo a los datos
intercambiados por los equipos que forman parte del sistema de
automatización, sino que incluye la información de descripción,
definición y configuración de dichos equipos y de la propia subestación.
La promoción de nuevas técnicas para obtener beneficios económicos y
operativos como mayor eficiencia, seguridad y confiabilidad, son los
vértices que rigen a la ingeniería.
Dentro de la Coordinación de Proyectos de Transmisión y
Transformación se ha demostrado que pueden armonizarse la ingeniería
conservadora que garantiza resultados y buenos márgenes de
seguridad, con la ingeniería innovadora que explora nuevas técnicas y
las desarrolla para convertirlas en el estándar del futuro, con una
estrategia combinada de investigación, experimentación, observación y
normalización.
Con estos desarrollos, ahora la CPTT se ha posicionado como líder en
México y en el mundo en la adopción y normalización de Sistemas de
Automatización de Subestaciones basadas en la norma IEC 61850.
El último paso aún no se ha dado. Siempre existirán mejoras a las
técnicas ya probadas que requerirán adaptar los procesos, reinventarlos
y llevarlos a nuevos estándares. Es un círculo virtuoso que se repite sin
descanso, el cual lleva a la prosperidad y optimiza los recursos
económicos de nuestro México. En la CPTT se ha impulsado y abrazado
por convicción, la mejora continua, y es uno de sus pilares en los que se
cimenta nuestra responsabilidad hacia la sociedad mexicana.

8
REFERENCIAS, BIBLIOGRAFÍA Y RECONOCIMIENTOS
Referencias
Carlos Contreras. “Sistema de control en subestaciones de alta tensión:
del control convencional al control automatizado”. pp 1,3. 2008
Stefan Meier. “Sharing Values”. ABB Review Special Report IEC 61850.
pp 74-75. 2011.
Bibliografía
Brand, Klaus-Peter; Lohmann, Volker; Wimmer, Wolfang, “Substation
Automation Handbook, Utility Automation Consulting Lohmann”,
Germany, 2003.
IEC 61850, “Communication networks and systems in substations”,
IEC/TR 61850-1:2003(E)
Guidelines for Implementing Substation Automation Using IEC 61850,
the International Power System Information Modeling Standard, EPRI,
December 2004.
V. Flores, D. Espinosa, J. Alzate, and D. Dolezilek, “Case Study: Design
and Implementation of IEC 61850 from Multiple Vendors at CFE La
Venta II” proceedings of the 9th Annual Western Power Delivery
Automation Conference, Spokane, WA, April 2007.
Guidelines for specification and evaluation of substation automation
systems working group B5.18, August 2007
Características Generales Aplicables a Sistemas de Automatización de
Subestaciones Basados en la Norma IEC 61850, Revisión 2, Comisión
Federal de Electricidad, Enero 2009.
N. Moreno and M. Flores, “Case Study: IEC 61850 as Automation
Standard for New Substations at CFE. Practical Experiences”,
proceedings of the 12th Annual Western Power Delivery Automation
Conference, Spokane, WA, April 2010.
C. Ozansoy, “Modeling and Object Oriented Implementation of IEC
61850: The New International Standard on Substation Communications
and Automation”, June 2010.

N. Patel, “IEC 61850 Horizontal Goose Communication and Overview:
IEC 61850 Horizontal Communication, Goose Messaging and
Documentation. IEC 61850 Standard Overview And Understanding”,
November 2011.
Reconocimientos
Con humildad, hago un amplio reconocimiento a todos aquellos con los
que en la vida he compartido mis días, en los estudios, en la docencia e
investigación, en el libre ejercicio de la profesión y en mi trayectoria en
la Comisión Federal de Electricidad (CFE), con quienes he compartido
éxitos, fracasos, retos, aciertos, errores, esfuerzos, penas, alegrías,
ideales y sueños; a todos los que generosamente me enseñaron, que
me permitieron aprender y que me han apoyado, especialmente a
aquellos que confiaron en mí y que, en su momento, me brindaron
oportunidades, lo que me permitió crecer como persona y
profesionalmente:
Ing. Eugenio Laris Alanís
Director de Proyectos de Inversión Financiada de la CFE
Ing. Benjamín Granados Domínguez
Subdirector de Proyectos y Construcción de la CFE
Dr. Eduardo Arriola Valdés
Ex Subdirector de Programación de la CFE
Dr. José Luis Aburto Ávila
Ex Subdirector de Programación de la CFE
Ing. Rafael Cristerna Ocampo
Ex Gerente de Programación de Sistemas Eléctricos de la CFE
Ing. Gilberto Enríquez Harper
Gerente de Ingeniería Especializada de la CFE
Sr. Orlando Bello Sotelo
Delegado Sindical del SUTERM, en la CFE

También hago un reconocimiento al personal de la Gerencia Técnica de
la Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación (CPTT)
de la CFE, por su apoyo y por haber compartido conmigo el sueño de
realizar este proyecto y en especial a:
Ing. Federico Guillermo Ibarra Romo
Gerente Técnico de la CPTT
Ing. Ciro Alfonso Norzagaray Gutiérrez
Subgerente de Construcción de la CPTT
Ing. Maycol Flores León
Jefe del Departamento de Protecciones, Control y Comunicaciones de la
CPTT
A todo el personal profesional, de apoyo técnico y secretarial de la
Coordinación de Proyectos de Transmisión y Transformación.
AGRADECIMIENTOS
A mis queridos padres (qepd), que me dieron la vida y me mostraron el
camino del trabajo, a Fabiola que me ha acompañado a lo largo de gran
parte de mi vida profesional, a nuestros hijos, Nadia, César, Leslie y
Daniela, por su amor, apoyo, comprensión y que son mi mayor orgullo,
a mi nieto César Omar, quien en sus escasos meses le ha dado gran
alegría a mi vida; a toda mi familia por su enorme cariño e impulso y a
todos mis amigos, por creer en mí y aceptarme como soy.

9
CURRICULUM VITAE
M. en C. César Fernando Fuentes Estrada
Estudios Profesionales
• Ingeniero Electricista, egresado de la Escuela Superior de
Ingeniería Mecánica y Eléctrica del Instituto Politécnico Nacional
en el año de 1972. México, D.F.
• Obtuvo el grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería Eléctrica,
con especialidad en Sistemas Eléctricos de Potencia, en la Escuela
Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica del Instituto
Politécnico Nacional, en el año de 1979. México, D.F.
• Especialidad en Electrónica de Potencia, en Técnicas de Simulación
en Estado Permanente y Dinámico, en el año de 1986, impartido
por el CESI (Centro Experimental Eléctrico Italiano). Milán, Italia.
• Diplomado en Evaluación de Proyectos de Inversión, impartido por
el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey en el
año de 1997. México.
• Soporte técnico y evaluación económica del programa de
transmisión de CFE, para apoyar las gestiones de financiamiento
externo ante entidades internacionales de crédito (Banco Mundial,
Banco Interamericano de Desarrollo, entre otros), así como en lo
que corresponde ante la Secretaría de Energía y en la Secretaría
de Hacienda y Crédito Público en el año de 1990. México.
Distinciones
• Medalla “Lic. Adolfo López Mateos”, otorgada por la Comisión
Federal de Electricidad en el año de 1999. México, D.F. En
reconocimiento a su destacada trayectoria en el ejercicio
profesional en los puestos y tareas asignadas bajo su
responsabilidad.
• Medalla “Ing. Salvador Cisneros Chávez”, otorgada por la
Comisión Federal de Electricidad en el año de 2003. México, D.F.,
por haber ejercido destacadamente la ingeniería y obtenido logros
significativos en beneficio del sector eléctrico mexicano, así como

por haber contribuido a la solución de problemas técnicos y
económicos en el proceso de transformación y transmisión de la
energía eléctrica, así como propuestas innovadoras para la mejora
operacional de la red eléctrica.
Experiencia Profesional
• De 1973 a 1992 desempeñó diversas actividades académicas
como Investigador Titular de la Sección de Graduados e
Investigación Científica y Tecnológica de la Escuela Superior de
Ingeniería Mecánica y Eléctrica del Instituto Politécnico Nacional,
participando en el desarrollo de proyectos de investigación básica
y de aplicación tecnológica en las áreas de alta tensión, análisis,
operación y planeación de los sistemas eléctricos de potencia y en
el desarrollo de programación y análisis de aplicación de métodos
numéricos.
• De 1980 a 1987 colaboró en la Universidad Autónoma
Metropolitana – Unidad Azcapotzalco, participando como Profesor
Titular en los Departamentos de Matemáticas y en el de Ingeniería
Eléctrica y también como Titular en la Dirección de Proyectos
Terminales.
• El Ing. César Fuentes Estrada ha impartido cursos, seminarios,
conferencias magistrales, ponencias y artículos técnicos, en
diversos foros de la IEEE (The Institute of Electrical and
Electronics Engineers), del CIGRE (Conseil International des
Grands Réseaux Électriques) y en otros foros técnicos y
académicos, nacionales e internacionales.
• Ingeniero Especializado, en la Gerencia de Estudios Eléctricos, en
el Departamento de Metodología, de la Comisión Federal de
Electricidad, de 1982 a 1984, participando en el desarrollo y
adaptación de metodología y software especializado para el
desarrollo de la planeación y operación de los sistemas eléctricos.
• Jefe de la Oficina de Planeación de los Sistemas Norte – Noreste.
Responsable de la Programación de la red de transmisión y
subtransmisión de los estados de Durango, Coahuila, Chihuahua,
Nuevo León, Tamaulipas, Zacatecas y San Luis Potosí, de 1984 a
1989.

• Jefe del Departamento de Planeación Zona Norte. Responsable de
la Planeación de los Sistemas Eléctricos del norte del país, en lo
que corresponde al desempeño de las funciones técnicas,
económicas, financieras y administrativas, para el desarrollo de la
infraestructura eléctrica de alta tensión, de los sistemas eléctricos
de Baja California Norte y Sur, Noroeste, Norte y Noreste, del
país, de 1989 a 1992.
• Subgerente de Programación de Redes Eléctricas de la
Subdirección de Programación de la Comisión Federal de
Electricidad de 1992 a 2001, como responsable de la planeación
de la infraestructura de transmisión y transformación de alta
tensión, del total de los sistemas eléctricos del país.
• Coordinador de Proyectos de Transmisión y Transformación, en la
Subdirección de Proyectos y Construcción, puesto que desempeña
desde el mes de mayo de 2001, donde es responsable del
proyecto, diseño, integración técnica del proceso de licitación y de
la construcción de la infraestructura de transmisión y
transformación que requiere el sistema eléctrico nacional, de
acuerdo con el Programa de Obras e Inversiones del Sector
Eléctrico.

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