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SISTEMAS DE AUTOMATIZACIÓN DE

SUBESTACIONES BAJO LA NORMA IEC61850

Alexis Martínez del Sol* John Galiatsatos*

* Sistemas Avanzados de Control Arteche Automatización, Control y Protección S.A de C.V

Cólquide 6, Portal 2 Calle 8, nº 1B Fraccionamiento Industrial Alce Blanco

28231 Las Rozas, Madrid, Spain Naucalpan, Estado de México

T: (+34) 916 363 540 Tel: +52 55 41476000

Resumen: En el presente trabajo se describen las características

generales de los Sistemas de Automatización de Subestaciones bajo la

Norma IEC, las especificaciones de CFE y la solución de Arteche para

estos sistemas, enfatizándose en el modelado de datos y las

características generales del sistema. Al final se muestran varios

ejemplos de aplicación de los SAS en diferentes países

Palabras clave – Sistemas de Automatización de Subestaciones, IEC

61850. Modelado de datos,

I. INTRODUCCIÓN

IEC61850, 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.

Aparece la posibilidad de desarrollar herramientas

auténticamente orientadas al Diseño de Subestaciones y no

simplemente a la Comunicación y/o Configuración de los

dispositivos de fabricantes específicos.

La norma IEC61850 no impone cambios en los criterios de

automatización, pero da la ocasión de realizar una reflexión

acerca de los métodos, formas y funciones sobre los que

descansa la automatización actual de subestaciones. Ofrece,

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

La Automatización de Subestaciones consiste básicamente en

la aplicación de dispositivos electrónicos inteligentes (IEDs)

que, utilizando microprocesadores, permiten controlar,

proteger y monitorizar el sistema eléctrico de potencia y sus

subestaciones.

Su implantación se basa en sistemas de comunicaciones muy

fiables que permiten operar el sistema de una manera

totalmente nueva sobre la base de la información, facilitando

respuestas en tiempo real a los eventos acaecidos en la red, y

apoyando la planificación y la gestión de los activos.

Hasta la introducción de la Norma IEC 61850, los fabricantes

de equipos de protección, medición, análisis y control han

desarrollado sus equipos, organizando sus funciones y

empleando los protocolos de comunicaciones de una manera

no coordinada, lo que genera problemas de integración de

equipos de diferentes fabricantes tanto a la hora del proyecto

como a la hora de la explotación de la instalación.

El objetivo deseado de los sistemas de automatización en la

integración de IEDs de diferentes fabricantes dentro de una

subestación o red eléctrica.

CFE ha elaborado un conjunto de documentos bajo el título

de “Sistemas de Automatización de Subestaciones (SAS)”,

donde especifican los elementos y dispositivos integrante de

estos sistemas, sus características técnicas y forma de

operación

Dentro de estos documentos, en la parte 2-1 se especifica el

Modelo de Dato Extendido, el cual considera que cada

función es una entidad que contiene una o varias Funciones

Especificas, donde cada Función Específica representa una

tarea que trabaja en conjunto con otras para realizar una

función completa, además de proporcionar la información

relacionada con dicha función especifica

II. CARACTERISTICAS DE LOS SAS IEC 61850 DE

ARTECHE

En la Figura 1 se muestra la arquitectura de una Subestación

Digital, con sus tres niveles:

• Nivel de proceso: Nivel más bajo, en el que se

sitúan los sensores, transformadores de intensidad y

de tensión principalmente, y los dispositivos de

actuación (interruptores y seccionadores) necesarios

para la monitorización y operación de la

subestación.

• Nivel de posición: Nivel intermedio, en el que se

sitúan los equipos de protección y control. Estos

equipos protegen y controlan la posición en la que

están colocados y pueden, también, incluir

funcionalidades relacionadas con la operación de

otras posiciones (por ejemplo, interbloqueos).

Además, disponen de enlaces de comunicación serie

con los equipos del nivel de subestación.

RVP-AI/2015 SUB-03 PONENCIA RECOMENDADA

POR EL COMITE DE SUBESTACIONES DEL CAPITULO

DE POTENCIA DEL IEEE SECCION MEXICO

Y PRESENTADA EN LA REUNION INTERNACIONAL DE VERANO, RVP-AI/2015, ACAPULCO GRO.,

DEL 19 AL 25 DE JULIO DEL 2015.

SUB-03

PON 86

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• Nivel de subestación: Nivel superior dentro de la

subestación, donde se sitúan las consolas locales

(HMI) y las unidades centrales de subestación

(UCS/Gateway) que se conectan con los centros de

control (SCADA).

Figura 1 Arquitectura de una Subestación Digital

El sistema saTECH de Arteche esta específicamente

diseñado para la automatización, control y monitorización de

subestaciones eléctricas (SAS) IEC 61850. Es un sistema

abierto, flexible, modular y escalable, ideal, tanto para

instalaciones nuevas como para soluciones convencionales.

Se compone de aplicaciones software y distintos dispositivos

hardware que se muestran en la Figura No.2.

Figura 2 Componentes del sistema saTECH

Los componentes del sistema son:

• saTECH SET – Herramienta de ingeniería para

configuración de equipos de saTECH, el cual

permite la configuración completa del sistema SAS

IEC 61850 en formato estándar basado en ficheros

SCD de IEC 61850

• saTECH HMI - SCADA local de Subestación para

supervisión y control. Constituye un potente interfaz

gráfico, visualización del diagrama unifilar, muestra

información en tiempo real de toda la subestación,

valores actuales de medidas, estados, alarmas,

eventos, etc. y permite ejecución de maniobras con

interbloqueos.

• saTECH SCU – Unidad Central de Subestación.

Obtiene información de todos los IEDs de la

subestación, ejecuta automatismos a nivel de

subestación y permite comunicación hacia los

despachos de telecontrol.

• saTECH BCU – Unidad de Control de

Posición/Bahía. Permite la monitorización de una o

varias posición completas por medio de

comunicaciones o entradas/salidas convencionales,

automatismos, funciones de control y mandos

locales a nivel de bahía

• saTECH BCU con Funcionalidad CuFo – Unidad

de remota de Entradas/Salidas a IEC 61850-8-1.

Permite la conversión de señales entrada/salida a

formato digital IEC 61850-8-1 y

transmisión/recepción de mensajes GOOSE.

Típicamente instalado en el parque de subestación a

escasos metros de equipamiento primario,

Minimiza costes gracias a la reducción de cableado

de cobre.

• saTECH SynchroStar GPS – Reloj de

Sincronización para Subestaciones. Dispone de una

gran capacidad de conectividad, sincronización por:

• Servidor NTP/SNTP

• IRIG-B modulado (123/124) y demodulado

(003/004).

• PPS, PP, Protocolo ASCII

• Señalización Alarma

III. MODELO DE DATOS

La configuración de todos los productos Arteche que

cumplen con la Norma IEC 61850, se realiza mediante

ficheros XML y se pueden validar contra los esquemas

definidos por la norma (validación XMLSchema).

Para cumplir con la especificación SAS de CFE se define un

LD por cada función de protección o control que se configure

en el equipo.

La nomenclatura para los LD está normalizada, por lo que se

generara automáticamente, una vez introducidos los

parámetros necesarios para ello.

Definición de nomenclatura:

YYY#####ZZZXXXXn, donde:

- YYY: Identificación de la subestación a la que

pertenece el equipo (3 caracteres). Este campo lo debe

introducir el usuario.

- #####: Identificación del elemento (línea, banco,

interruptor, etc) al que se encuentra asociada la función

3

(posición). Este campo lo debe introducir el usuario (5

caracteres).

- ZZZ: Identificación del dispositivo físico que contiene

la función. La lista de posibles elementos está

normalizada, y se define en la tabla 4 del documento de

especificación SAS de CFE (3 caracteres). El usuario

seleccionará uno dentro de la lista de los posibles.

- XXXX: Nombre del Dispositivo lógico. La lista de

posibles elementos está normalizada, y se define en la

tabla 3 del documento de especificación SAS de CFE (4

caracteres). El usuario seleccionará una dentro de la

lista de las posibles funciones de protección y control.

- N: Un carácter para identificar de forma única el LD.

Ejemplo:

MCAD01LVE93K90MCAXCBR1/

Q0_XCBR1.TrCoiSup1

Supervisión de la Bobina de Disparo No1, del

Interruptor de la Línea 93K90 de la Subestación

“Lomas Verdes”. Esta señal se capta a través del

MCAD01, que es un Controlador de Bahía de la familia

saTECH BCU de Arteche

Cada función específica dentro del LD se representa con un

LN. El apéndice A del documento de especificación SAS de

CFE (Parte 2.1) se enumera los LN de los que debe disponer

cada función de Protección y Control.

Se utilizan nodos lógicos de tipo GGIO para entregar la

información no disponible en los LN detallados en el

Apéndice A, cumplen do con la siguiente nomenclatura:

PREFIJOGGIOn donde:

- PREFIJO:Identificación del LN para determinar el

tipo de información que contiene

(máximo 8 caracteres).

- GGIO: Clase del LN

- N: Número de instancia del LN

La configuración del funcionamiento del equipo se almacena

en un LD independiente ( ‘GENERAL’.)

a. Modelado de las Tarjetas de Captación

Se define en el ICD del IED una plantilla para cada piso. El

nombre se genera con el siguiente formato:

xxGGIOx, donde xx se corresponde con los códigos

de las tarjetas que forman el piso.

Se definen los siguientes DO:

- NamPlt

- Beh

- Health

- ASGFailCom: Indicación de fallo de comunicación

con el piso a través del bus.

- ASGFailRel: Indicación de fallo de relé de

selección.

- ASGFailFPGA: Indicación de fallo de FPGA.

- Un ‘Indn’ para cada entrada, donde ‘n’ es el número

de entrada digital en el piso

Para tarjetas de salidas digitales:

- Un ‘SPCSOn’ para cada salida, donde ‘n’ es el

número de salida digital en el piso.

Para tarjetas de entradas analógicas:

- Un ‘AnInn’ para cada entrada, donde ‘n’ es el

número de entrada analógica en el piso.

Para tarjetas analógicas de captación directa (4U / 4I), por

cada tarjeta de captación se definen los siguientes DO:

- Un ‘AnInn’ (n=1,4) de CDC ‘MV’ para cada

entrada analógica no compleja (sólo magnitud).

- Un ‘ASGAnInCn’ (n=1,34), de CDC ‘CMV’ para

cada entrada analógica compleja (magnitud y

ángulo).

- ASGPhsAPrRt.setMag.i (ASG): Corriente nominal

de fases (primario)

- ASGPhsAScRt.setMag.i (ASG): Corriente nominal

de fases (secundario)

- ASGNetAPrRt.setMag.i (ASG): Corriente nominal

de neutro (primario)

- ASGNetAScRt.setMag.i (ASG): Corriente nominal

de neutro (secundario)

- ASGPhsVWPrRt.setMag.f (ASG): Tensión nominal

de fases (primario)

- ASGPhsVWScRt.setMag.f (ASG): Tensión nominal

de fases (secundario)

- ASGSynVWPrRt.setMag.f (ASG): Tensión nominal

del canal de sincronía (primario)

- ASGSynVWScRt.setMag.f (ASG): Tensión

nominal del canal de sincronía (secundario)

- ASGVolWiring (ENG): Tipo de conexión.

- ASGPhsRot (ENG): Rotación de fases ABC.

- ASGNomFreq (ENG): Frecuencia nominal.

Para la primera tarjeta de captación directa del piso los

nombres de los DO no llevan índice, si existe una segunda

tarjeta de captación, a los nombres de los DO de

configuración para esta segunda tarjeta se les añadirá el

índice ‘2’.

Por cada piso se crea en el CID una instancia de la clase

correspondiente al modelo de tarjeta correspondiente,

utilizando el siguiente criterio:

- INOUT_GGIOn, cuando el piso no es de captación

directa, donde ‘n’ es el piso donde se sitúa la tarjeta,

siendo ‘1’ el piso superior.

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- CAPT_GGGIOn, cuando el piso es de captación

directa, donde ‘n’ es el piso donde se sitúa la tarjeta,

siendo ‘1’ el piso superior.

El ICD dispone de un LN instanciado del tipo

LEDxx_OUTGGIO (LED_GGIO1), que representa los leds

del equipo, donde xx es el número de leds del equipo y de un

LN instanciado del tipo GAPC (LOG_GAPC1), para

permitir la definición de lógicas genéricas.

A su vez, cada modelo de equipo tiene un fichero IID

asociado en Base de Datos que define las funciones de

Protección y/o Control que es capaz de realizar. Para ello, en

el fichero IID estará definido un LD por cada función de

control o protección que implementa. A partir del nombre de

cada LD se obtiene la función correspondiente.

b. Relación ESTADO – MANDO – CILO

En el caso de elementos controlables, el mando se define en

un LN (CSWI) y el estado en otro (XCBR, XSWI), que se

encuentran en LD diferentes. Los enclavamientos (LN CILO)

se encuentran en el mismo LD que el LN CSWI. Si el

controlable es un interruptor, el LN RSYN se define en otro

LD diferente. Para poder relacionar los LN definidos para un

mismo elemento controlable, se utilizará el prefijo, que debe

ser el mismo en los tres LN (o cuatro, cuando se trata de un

interruptor).

Una vez definidas las funciones de control, se presentarán los

LN generados, para que el usuario seleccione los LN que

definen cada elemento controlable, e introduzca un prefijo

para él.

c.- Definición de señales

Una vez definidas las capacidades del equipo se puede

proceder a definir las señales dentro del equipo. Las señales a

configurar son:

- Los DO contenidos en los LN correspondientes a las

funciones de Protección y Control seleccionadas para el

equipo.

- Los DO del LD GENERAL, que incluye los LN

necesarios para configurar el funcionamiento del

equipo.

- Las señales recibidas por goose.

Se muestra la lista de señales a configurar, referenciándolas

de dos formas posibles, su referencia 61850 y su texto

normalizado asociado. Para cada señal, se define:

Asociación del origen de la señal (dentro de las

capacidades dadas de alta en el equipo). El origen

puede ser:

a. Puntos de captación directa (puede ser la

composición de varios puntos).

b. Puntos de protocolos maestros (puede ser la

composición de más de un punto)..

c. Resultado de una lógica. La asociación se

realizará en este caso desde el módulo de lógicas

(RF-BCU11).

La asociación de origen no se permitirá a todos los DO,

quedan excluidos:

- Señales calculadas (cada señal calculada es el

resultado de un cálculo implícito en el equipo).

- Señales contenidas en los DO de los LN GGIO que

representan las tarjetas de captación y los equipos

esclavos de protocolos convencionales.

Si se trata de un elemento controlable, asociación del

destino de la señal (dentro de las capacidades dadas de

alta en el equipo) para realizar el mando. El destino

puede ser:

a. Puntos de captación directa (puede ser la

composición de más de un punto).

b. Puntos de protocolos maestros (puede ser la

composición de más de un punto).

c. Led.

Para cada protocolo esclavo, dirección de la señal

asignada en dicho protocolo.

Asociación de acrónimos para el tratamiento de la

señal.

Los acrónimos se modelan en el DA ‘d’ del DO

correspondiente a la señal que se está configurando.

Cada acrónimo se distingue por una etiqueta. El

separador para los diferentes acrónimos es el carácter

‘:’.

Texto descriptivo para la señal.

Se modela en el campo ‘desc’ del DA ‘d’, dentro del

DO correspondiente a la señal que se está configurando.

Parámetros de configuración en función del tipo de

señal

a. Entradas analógicas:

i. Umbral de cambio

ii. Valor mínimo en cuentas

iii. Valor máximo en cuentas

iv. Valor mínimo de ingeniería

v. Valor máximo de ingeniería

vi. Unidades

vii. Multiplicador de unidades

viii. Configuración para la generación de

alarmas y eventos:

- Límite HH.

- Límite H.

- Límite LL.

- Límite L.

- Porcentaje de variación (%).

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b. Entradas digitales simples:

i. Tiempo de consolidación de valor (Valor

por defecto 0).

ii. Inversión de valor (por defecto no se

invierte).

c. Entradas digitales dobles:

i. Tiempo de tránsito entre estados (Valor por

defecto 0).

d. Salidas digitales:

i. Salida mantenida /pulso

ii. Si salida por pulso, tiempo de pulso (ms).

iii. Modelo de control

iv. Alarma por fallo en ejecución de mando

e. Contadores (sólo para los contadores de

estadísticas de comunicaciones):

i. Habilitación/Deshabilitación del congelado

de contadores

ii. Si está habilitado el congelado de

contadores, periodo de congelación de

contadores (segundos).

iii. Habilitación/Deshabilitación del reseteo de

contadores.

iv. Si está habilitado el reseteo de contadores,

periodo de reseteo (segundos).

v. Origen para los periodos de congelación y

reseteo.

vi. Valor de ingeniería que representa cada

pulso de contador.

d.- Definición de lógicas

El usuario puede configurar las lógicas cumpliendo el

estándar IEC61131 en formato de Diagrama de Bloques (ver

Figura No.6).

Figura 3 Funciones lógicas

Se dispone de un conjunto muy amplio de funciones lógicas,

entre ellas (ver Figura No.6):

- Operadores booleanos (AND, OR, NOT)

- Operadores aritméticos sencillos (>, <, =, +, -, >=, >=)

- Temporizadores ON / OFF /TP

- Flancos de subida, bajada o ambos.

- Funciones matemáticas

El usuario podrá seleccionar cada entrada de lógica de la lista

de las señales disponibles en el equipo (DO), cuyo CDC sea

ST, MX, CF o SP y seleccionar la salida de la lógica de la

lista de señales disponibles en el equipo (DO), cuyo CDC sea

ST, MX o CO.

Las señales resultado de lógicas pueden ser configuradas

como cualquier otra señal (direccionamiento esclavo,

acrónimos…). Se puede asociar el resultado de una lógica a

un mando.

IV. TOPOLOGIAS TIPICAS

El sistema saTECH es muy flexible y soporta los siguientes

tipos de arquitecturas de control:

a. SCU simple con HMI integrado y comunicación con

despacho vía protocolos de red

La SCU realiza la función de Gateway y SCADA local de la

subestación (HMI) integrado en mismo equipo, permite la

comunicación con hasta 8 despachos de control. SCU

conectada vía enlace Ethernet sencillo o redundante con el

bus de estación y dispone de acceso a visualización de HMI a

través de puerto operación local, permitiendo control local de

planta o subestación con soporte de base datos en equipo

SCU. Ver Figura No4

Figura No.4 Topología SCU simple con HMI integrado

b. SCU simple con HMI independiente y comunicación

con despacho vía protocolos de red.

SCU con función de Gateway comunicando con hasta 8

despacho de control. Permite una sencilla configuración para

el mapeo de señales a cada despacho de control. En este caso

se dispone de un SCADA local de subestación (HMI)

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independiente comunicando con todos los IEDs de la

subestación. Dispone de base de datos duplicada en SCU y

HMI, si falla SCU mantenemos operación local con HMI,

por lo que se incrementa fiabilidad del sistema. Ver Figura

No.5

Figura No.5 Topología SCU simple con HMI independiente

c. SCU dual con HMI dual independiente y

comunicación con despacho vía protocolos de red

En esta configuración se dispone de 2 SCUs redundantes en

esquema hot-standby, con enlace de redundancia entre SCU

por distintos interfaces y HMI conectados al bus de estación

comunicando directamente por 61850 con IEDs y con SCU.

Posibilidad de conexión hasta con 8 despachos por ethernet o

puerto serie, con base de datos redundante con

sincronización automática entre los dos SCU. Ver Figura

No.6

Figura No.6 Topología SCU dual con HMI dual

V. PROYECTOS DESARROLLADOS

En la Figura No7 se muestra un resumen de los diferentes

SAS-IEC 61850 desarrollado con varios clientes en

diferentes países:

Figura No.7 Ejemplos de SAS-Arteche

En la Figura No8 se muestra el diagrama unifilar de la

Subestación “Lomas Verdes” en el Estado de México:

Figura No.7 Unifilar Sub “Lomas Verdes”

En la Figura No.8 se muestra el diagrama de arquitectura de

comunicaciones utilizado, con redundancia a nivel de SCU y

de HMI

En la Figura No9. se muestra la vista del unifilar general en

el HMI del sistema

En la Figura 10 y 11 se muestran ejemplos de los gabinetes

de control y de campo utilizados en los diferentes sistemas

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Figura No.8 Diagrama de comunicaciones

Figura No.9 Unifilar general HMI

Figura No.10 Gabinetes de control

Figura No.11 Gabinetes de campo

VII. CONCLUSIONES

1. La norma IEC61850 no impone cambios en los criterios

de automatización, pero da la ocasión de realizar una

reflexión acerca de los métodos, formas y funciones

sobre los que descansa la automatización actual de

subestaciones. Ofrece, 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

2. La norma IEC61850 propicia nuevas arquitecturas y

diseños, hasta hoy muy difíciles de implementar.

3. Pero seguimos en las manos de diseñadores para poder

sacar partido de todas las herramientas y capacidades de

los nuevos equipos diseñados específicamente bajo

IEC61850.

VIII. BIBLIOGRAFÍA

[1] Sistemas de Automatización de Subestaciones, CFE, México [2] Norma IEC 61850. Edició 1 y Edición 2

[3] Eric Udren, Steven Kunsman, Dave Dolezilek, “Significant Substation

Communication Standardization Developments,” Proceedings of the 2nd Annual Western Power Delivery Automation Conference,

Spokane, WA, April 4-6, 2000.

[4] Benefits of IEC61850 Networking, Ralph Mackiewicz; Presentation at UCA International User’s Group meeting, CIGRÉ conference, Paris,

September 2004. Available online at http://www.ucainternational.org,

“Library” section. [5] Lessons Learned Making UCA Configurable, Grant Gilchrist; Paper for

DistribuTECH 2002. Available in the proceedings or from the author, grant.gilchrist@ge.com.

[6] B.Kruimer Substation Automation – Historical Overview IEC 61850

Seminar, KEMA, Amsterdam, August 2003 [7] IEC 61850 “Communication networks and systems in substations”,

2002-2005 (www.iec.ch)

[8] G. Brunello Microprocessor-based relays - an enabler to Scada integration Electricity Today, Issue 4, 2003, page 10-11

[9] K.P. Brand, C. Brunner, W. Wimmer Design of IEC 61850 based

Substation Automation Systems according to customer requirements, Paper B5-103 of the B5 Session at CIGRE Plenary Meeting, Paris,

2004, 8 pages

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IX. BIOGRAFÍAS

Alexis Martínez del Sol nació en Cienfuegos Cuba

en 1964. Recibió el grado de Doctor en Ciencias Técnicas en la Universidad Central de Las Villas,

Cuba en 1997. En el período de 1987 -1999 trabajó

en la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Central de Las Villas donde fue profesor

Asistente, Jefe del departamento de

Electroenergética y Miembro del Consejo Científico. De 1999- 200 fue Profesor Investigador Titular C del Departamento de Ingeniería Mecánica Eléctrica de la Universidad de Guadalajara. Fue

miembro del Sistema Nacional de Investigadores (Nivel I). A partir del año

2005 se vinculo al desarrollo de investigaciones científicas en la empresa Arteche Medición y Tecnología SA de CV. De 2007-2011 fue Director de

Protección, Control y Medición del Grupo Arteche. Actualmente es el

Product Leader de ACP. Su área de investigación está relacionada con el análisis de la operación, control y protección de sistemas eléctricos de

potencia y el desarrollo de software de aplicación. e.mail:

alexis.martinez@sacnet.es

John Galiatsatos nació en Alicante (España) en 1966. Es Ingeniero (Bsc) y Msc. en

Telecommunication Systems por Essex University

(Inglaterra) donde acabó sus estudios en 1989. Ha trabajado en el sector de automatización de energía e

integración de energía desde hace más de 25 años

desempeñando cargos desde Ingeniero de Diseño en Indra o Director de Ingeniería y Proyectos en varias

empresas del sector como Sitel Sistemas Electrónicos

y Eliop. Desde 1999 hasta 2001 trabajó en Radio Nacional de España (R.N.E.) como

Asesor de Nuevas Tecnologías y en 2012 se incorporó al Grupo Arteche en México como Director de Arteche ACP, S.A. de C.V..