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configurar, dar mantenimiento, probar y solucionar problemas en los dispositivos. El monitoreo del sistema, por ejemplo, APM implica monitoreo en lugar de pruebas. Desplegar
una nueva aplicación, como el modo isla avanzado, consiste
simplemente en enviar el software de la aplicación al dispositivo periférico de la subestación a través de la comunicación. La configuración de un sistema de gestión de FED se
puede realizar de forma remota conectando y configurando
automáticamente los dispositivos de control. La atención se
centrará en cómo operar el sistema de energía de manera
más eficaz y no en cómo configurar, dar mantenimiento, probar y actualizar los dispositivos y sistemas.
Hay algunas consideraciones a tomar en cuenta con respecto a la implementación de una subestación habilitada
digitalmente. El dispositivo periférico de la subestación y
la subestación digital deben diseñarse pensando en la ciberseguridad. Esto exige capacidades, incluyendo un firmware
seguro en el dispositivo periférico de la subestación, aplicaciones firmadas, autenticación de las fuentes de la aplicación y la capacidad de volver a poner el dispositivo periférico de la subestación en un estado de seguridad conocido.
También hay que considerar dos tipos de interoperabilidad:
1) la capacidad de los dispositivos periféricos de subestación y de bus de procesos de diferentes proveedores para
comunicarse entre sí y 2) la capacidad de ejecutar la misma
aplicación en diferentes modelos de dispositivos periféricos
de subestación.
La interoperabilidad entre dispositivos puede lograrse
utilizando comunicación estándar de la industria, como CEI
61850 y el Open Field Message Bus, para interactuar y compartir datos. Esta interoperabilidad de la comunicación es
importante, ya que los estándares NERC requieren el uso
de esquemas de protección redundantes para los sistemas de
transmisión. Se necesitarán dispositivos periféricos redundantes de subestación, cada uno de los cuales adquirirá los
mismos datos. La compatibilidad es la capacidad de una
aplicación para ejecutarse en cualquier dispositivo periférico
de subestación de cualquier proveedor. Esto puede suponer
un desafío. Tal como ocurre con el ecosistema de los smartphones en la actualidad, es posible que los desarrolladores
de aplicaciones necesiten desarrollar diferentes versiones
adaptadas para funcionar en diferentes sistemas operativos
basados en contenedores.
La subestación del futuro comienza hoy. Muchas empresas de servicios públicos están dando los primeros pasos
hacia una subestación digital adoptando el bus de procesos con la arquitectura de dispositivos independiente existente en la actualidad. Se espera una evolución continua del
diseño y los dispositivos de bus de procesos a medida que
las empresas de servicios públicos y los proveedores desarrollen las mejores prácticas. Cada vez hay más dispositivos
periféricos de subestación con aplicaciones en contenedores,
comenzando con aplicaciones como APM. Se desarrollarán
más aplicaciones para satisfacer los nuevos escenarios de

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operación y se añadirán los sistemas operativos en tiempo
real necesarios para soportar las funciones de protección. La
mejor parte de la subestación del futuro es que las compañías de terceros, incluidas las mismas empresas de servicios
públicos, desarrollarán nuevas aplicaciones para mejorar las
operaciones del sistema de energía para que puedan funcionar en los dispositivos periféricos de la subestación y en los
sistemas de gestión de energía.

Lecturas complementarias
San Diego Gas & Electric, "Monitoring, communication
and control infrastructure for power system modernization" (Infraestructura de monitoreo, comunicación y control para la modernización del sistema de energía), Dic. 31,
2017. [En línea]. Disponible: https://www.sdge.com/sites/
default/files/EPIC-2%20Project%203_Final%20Report.pdf
D. Tholomier y D. Chatrefou, "IEC 61850 process bus-
It is real!" (Bus de procesos CEI 61850 - ¡Es real!), PAC
World, 2008. [En línea]. Disponible: https://www.pacw.org/
issue/winter_2008_issue/protection_iec_61850/iec_61850_
process_bus_it_is_real/complete_article/1.html
D. Stewart, A. Rose y R. Hunt, "Using digital instrument transformers to reduce substation design costs"
(Uso de transformadores de medida digitales para reducir los costos de diseño de las subestaciones), PAC World,
Mar. 2018. [En línea]. Disponible: https://www.pacw
.org/issue/march_2018_issue/reducing_substation_design_
costs/tackling_the_challenges_of_hybrid_transmission_
line_new_methodologies/complete_article/1.html
R. Hunt, "Manufactured protection and control: A modular approach to installing protection and control" (Protección y control fabricados: un enfoque modular para la instalación de protección y control), en Proc. 2014 67th Annu.
Conf. Protective Relay Engineers, pág. 743-769.
D. Ball y J. Byerly, "Fiber: From the whiteboard to the
station yard" (Fibra: de la pizarra a la estación), PAC World,
Mar. 2017. [En línea]. Disponible: https://www.pacw.org/issue/march_2017_issue/fiber_and_process_bus/fiber_from_
the_whiteboard_to_the_station_yard/complete_article/1
.html
Ercot, "DER management systems overview" (Generalidades de los sistemas de gestión de las FED), Sept. 2014. [En
línea]. Disponible: http://www.ercot.com/content/meetings/
etwg/keydocs/2014/0924/3_GTM_DERMS_Overview_-_
ERCOT_working_group_-_Sept_24.pdf

Biografías
Rich Hunt pertenece a GE Renewable Energy, Apex, Carolina del Norte.
Byron Flynn pertenece a GE Renewable Energy, Boise,
Idaho.
Terry Smith pertenece a GE Renewable Energy, Chattanooga, Tennessee.
p&e

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