[Parte 1 de 6. Traducción de esta sección, manteniendo coherencia con las partes anteriores.]
UK Power Networks opera redes de distribución en el sureste de Inglaterra con una población en crecimiento rápido de recursos energéticos distribuidos: parques solares, almacenamiento por baterías, plantas de energía a partir de residuos. Cada nueva conexión de RE se traduce en ajustes actualizados de protección en múltiples subestaciones. Cada cambio de modelo de relé implica la validación del firmware, la logística de piezas de repuesto y la formación. A gran escala, el modelo tradicional —un relé dedicado por bayo, un proveedor por relé— se convierte en un cuello de botella de coordinación.
El proyecto Constellation es el intento de UK Power Networks de romper con este modelo. Financiado por la Competencia de Innovación de Redes de Ofgem (presupuesto: £17,82 millones, mayo de 2021 a septiembre de 2026), la idea consiste en reemplazar los relés de protección a nivel de bayo por software de protección virtualizado que se ejecuta en ordenadores de subestación. La protección de bayo, la protección de área amplia, la gestión de RE —todo como máquinas virtuales en hardware compartido, comunicándose internamente a través del bus de proceso IEC 61850 y entre sitios mediante 5G de Vodafone.
En enero de 2025, la primera subestación Constellation entró en funcionamiento en Maidstone, Kent. La planta de energía de residuos Allington Energy se convirtió en la primera generadora distribuida conectada a través del nuevo sistema. Se planean cinco subestaciones inteligentes más en el sureste de Inglaterra antes de que finalice la prueba en septiembre de 2026.
De centralizada a virtualizada
El punto de partida es la protección y control centralizados (CPC). El SSC600 de ABB consolida la protección a nivel de bayo en un solo dispositivo —una unidad que gestiona hasta 30 bays mediante el bus de proceso IEC 61850, reemplazando un panel de relés de alimentación individuales.
El software SSC600, lanzado por ABB en 2023, da el siguiente paso: separa el software de protección del hardware. Se ejecuta en Linux KVM o VMware Edge Compute Stack (ESXi 7.x y posteriores), en procesadores Intel Xeon Gold estándar. Pueden compartir un solo servidor múltiples instancias de SSC600 SW, cubriendo subestaciones mayores de 30 bays. Los algoritmos de protección son el mismo código probado —solo cambia la plataforma de ejecución.
Para Constellation, esto abre una posibilidad específica: soluciones de protección de múltiples proveedores coexistiendo en el mismo ordenador de subestación. ABB proporciona protección centralizada de bayo y protección de área amplia. GE Vernova aporta el PhasorController para inteligencia local en el borde y gestión de RE. Siemens entrega protección adaptativa —actualización automática de ajustes de protección mediante MMS IEC 61850. Todo funciona como software sobre infraestructura compartida.
La Arquitectura
La arquitectura de Constellation tiene tres capas.
A nivel de proceso, las unidades de fusión en cada bayo digitalizan las mediciones de los transformadores instrumentales y las publican como valores muestreados IEC 61850-9-2 en la red LAN del bus de proceso. Los comandos de control del interruptor regresan como mensajes GOOSE según IEC 61850-8-1 a través de la misma red. En esta arquitectura no existen IEDs a nivel de bayo —las UMs y la entrada/salida del interruptor se conectan directamente a la protección centralizada mediante conmutadores Ethernet.
A nivel de estación, las computadoras de subestación alojan las funciones de protección virtualizadas. Cada aplicación de protección se ejecuta en una máquina virtual dedicada en VMware ESXi. El sistema está completamente duplicado: dos computadoras de subestación, conmutadores Ethernet redundantes, utilizando el Protocolo de Redundancia Paralela (PRP) para un conmutación de red sin interrupciones. El Protocolo de Tiempo de Precisión (PTP) sincroniza todos los dispositivos.
A nivel de área amplia, las subestaciones y sitios de generación distribuida (DER) se comunican a través de la red 5G SA de Vodafone utilizando R-GOOSE (GOOSE enrutable). Los mensajes de protección viajan entre sitios geográficamente separados, no solo entre bayos dentro de una sola subestación.
flowchart BT
subgraph PL["Nivel de Proceso"]
CT["CTs / VTs"] --> MU["Unidades de Fusión"]
CB["Disyuntores"]
end
subgraph PB["Red de Bus de Proceso (redundancia PRP)"]
SW["Conmutadores Ethernet"]
end
subgraph SL["Nivel de Estación"]
SC1["Computadora de Subestación A\n(VMware ESXi)"]
SC2["Computadora de Subestación B\n(VMware ESXi)"]
VM1["VM: Protección de Bayo\n(ABB SSC600 SW)"] --- SC1
VM2["VM: Inteligencia de Borde\n(GE PhasorController)"] --- SC1
VM3["VM: Protección Adaptativa\n(Siemens)"] --- SC1
end
subgraph WA["Nivel de Área Amplia"]
WAN["Red 5G de Vodafone\n(slicing de red)"]
DER["Sitio DER\nComputadora de Subestación"]
end
MU -->|"IEC 61850-9-2\nValores Muestreados"| SW
SW -->|"IEC 61850-8-1\nGOOSE"| CB
SW --> SC1
SW --> SC2
SC1 -->|"R-GOOSE\nsobre 5G SA"| WAN
WAN -->|"R-GOOSE"| DER
Protección de Pérdida de Mains en Área Amplia
Constellation también implementa un esquema de protección en área amplia para la detección de pérdida de mains (LoM) en generación distribuida (DER) — aquí es donde el enlace 5G demuestra su valor en la arquitectura.
La protección tradicional de pérdida de mains se basa en mediciones locales — típicamente la tasa de cambio de frecuencia (ROCOF). El problema es bien conocido: durante perturbaciones de frecuencia en área amplia (por ejemplo, cuando un gran generador se desconecta en el sistema de transmisión), los relés ROCOF en los sitios de DER pueden interpretar erróneamente la desviación de frecuencia como un aislamiento y desconectar los generadores. Esta desconexión en cascada de DER agrava el evento de frecuencia.
El enfoque de Constellation combina cinco funciones en un esquema coordinado:
Desconexión por transferencia desconecta las unidades de generación distribuida aisladas cuando el disyuntor superior se abre — una orden directa mediante R-GOOSE sobre 5G, sin necesidad de medición de frecuencia local.
Bloqueo basado en ROCOF es la parte que merece estudio. Cuando la protección centralizada en la subestación principal detecta una perturbación de frecuencia a nivel del sistema (no un aislamiento local), transmite un comando "bloquear ROCOF" mediante R-GOOSE a todos los sitios de DER conectados. La protección local ROCOF en el DER se inhibe durante la duración de la perturbación, evitando desconexiones falsas.
Reconexión segura evita la reconexión des sincronizada de la generación distribuida tras un evento de aislamiento.
Supervisión de comunicación monitorea continuamente la recepción de mensajes R-GOOSE. Si la conexión 5G se interrumpe, se activa como respaldo la protección local ROCOF.
Respaldo local de ROCOF se ejecuta continuamente a menos que sea bloqueado por una orden de área amplia, garantizando que la protección nunca se pierda, solo se refine.
sequenceDiagram
participant PS as Subestación Primaria<br/>(Protección Centralizada)
participant 5G as Red 5G<br/>(R-GOOSE)
participant DER as Sitio DER<br/>(Protección Local)
Note over PS,DER: Operación normal — ROCOF local activo en DER
PS->>PS: Detecta perturbación en la frecuencia del sistema<br/>(ROCOF > 1 Hz/s, no aislamiento local)
PS->>5G: R-GOOSE: Bloquear ROCOF
5G->>DER: R-GOOSE: Bloquear ROCOF
DER->>DER: ROCOF local inhibido
Note over PS,DER: La frecuencia se recupera — sin disparos falsos en DER
PS->>5G: R-GOOSE: Desbloquear ROCOF
5G->>DER: R-GOOSE: Desbloquear ROCOF
DER->>DER: ROCOF local reactivado
Lo que mostraron las pruebas de laboratorio
Antes de que cualquier hardware fuera instalado en Maidstone, el equipo de Constellation realizó pruebas extensas en laboratorio. La configuración utilizó un simulador de sistema eléctrico en tiempo real que alimentaba dos unidades de protección centralizadas mediante valores muestreados IEC 61850-9-2. La red simulada modelaba secciones de barras de 33 kV (Main 1 y Main 2) con múltiples puntos de conexión de generación distribuida (DG). Un simulador separado inyectó retardos configurables en los mensajes R-GOOSE para replicar la latencia de 5G.
El caso de estudio de PAC World (Kulmala et al.) informa en detalle los resultados de la prueba de bloqueo de ROCOF. Durante la prueba, la frecuencia del sistema descendió por debajo de 47 Hz durante aproximadamente 300 milisegundos, con la tasa de cambio superando el umbral de 1 Hz/s. La protección centralizada detectó la perturbación, la clasificó como de alcance sistémico (no un aislamiento local) y transmitió comandos de bloqueo de ROCOF a cuatro unidades de generación distribuida mediante R-GOOSE. No se produjeron disparos falsos: la frecuencia se recuperó por encima del umbral de protección contra frecuencia baja antes de que transcurrieran los 500 milisegundos de tiempo de operación.
La conclusión de los autores es directa: "la protección centralizada virtualizada cumple con los requisitos de protección con retardos y confiabilidad equivalentes a los de hardware dedicado, siempre que el hardware cumpla con los requisitos definidos para él."
Esa última cláusula es importante. La virtualización no hace mágicamente aceptable un hardware deficiente. La computadora de la subestación debe ofrecer entradas/salidas de red consistentes y de baja latencia. Los recursos de CPU y memoria deben reservarse — no compartirse con cargas no críticas. La sincronización PTP debe mantenerse. Estos son requisitos de ingeniería, no riesgos teóricos, y el equipo de Constellation tuvo que abordar cada uno de ellos durante las pruebas de integración en el Centro de Demostración de Redes Eléctricas (PNDC) de la Universidad de Strathclyde, cerca de Glasgow.
gantt
title Cronograma del Proyecto Constellation
dateFormat YYYY-MM-DD
axisFormat %Y
section Proyecto
Constellation (Ofgem NIC) :2021-05-04, 2026-09-29
section Diseño y Laboratorio
Diseño y desarrollo del sistema :2021-05-04, 2022-12-31
Pruebas en laboratorio (ABB) :2022-06-01, 2023-06-30
section Integración con PNDC
Configuración del entorno de pruebas de PNDC :2023-01-01, 2023-12-31
Integración de Maidstone WAP y SAT :done, 2023-06-01, 2023-12-31
section Pruebas en campo
Prueba pasiva de red en Maidstone :active, 2025-01-21, 2026-03-31
Entrega del entregable 5 de Ofgem :milestone, 2024-11-29, 0d
Pruebas activas de red (planificadas) :2026-04-01, 2026-09-29
section Hitos
Anuncio de la alianza con Vodafone 5G :milestone, 2021-07-22, 0d
Primera subestación inteligente en funcionamiento :milestone, 2025-01-21, 0d
Finalización de la prueba :milestone, 2026-09-29, 0d
Nota: los límites exactos de las fases son aproximados cuando las fuentes públicas solo indican orden, sin fechas específicas. Los hitos con fechas exactas provienen de los documentos de UKPN, Vodafone y Ofgem.
La instalación en Maidstone es una prueba de red pasiva: la subestación inteligente monitorea y analiza junto con la protección existente, sin ser el sistema de protección principal. Se presentó a Ofgem un entregable que abarca "una revisión y análisis de las lecciones aprendidas tras la instalación en el sitio y la demostración de la prueba pasiva de red a mitad de camino" el 29 de noviembre de 2024. El plan del proyecto también incluye una fase de pruebas activas de red y un informe de operaciones diarias (BAU) antes de que finalice la prueba en septiembre de 2026.
De dónde proviene la capacidad
UK Power Networks estima que aplicar este enfoque en toda su red podría liberar 1,4 GW de capacidad adicional para la conexión de energías renovables descentralizadas (DER) — sin necesidad de construir nueva infraestructura. El mecanismo es doble. La inhibición de ROCOF a nivel de área amplia evita desconexiones falsas de DER durante eventos de frecuencia del sistema, lo que permite a los distribuidores de energía (DNO) conectar más DER a los mismos alimentadores sin superar su umbral de riesgo de desencadenamiento en cascada. La protección adaptativa actualiza dinámicamente los parámetros mediante MMS basándose en la topología real de la red, reemplazando los cálculos estáticos de peor caso que dejan capacidad sin utilizar. El comunicado de prensa de UKPN sitúa el margen potencial en hasta un 50% de capacidad adicional "cuando sea seguro hacerlo".
La pila completa de IEC 61850, finalmente funcionando como estaba diseñada
Durante años, muchos ingenieros han considerado IEC 61850 como "solo otro protocolo" — a menudo limitado a GOOSE para bloqueos o MMS para sondeos de SCADA, mientras que los valores muestreados (sampled values) se desestimaban como demasiado complejos y costosos para su uso en distribución. Constellation es un caso en el que toda la pila funciona conjuntamente y el resultado es más que incremental. SV (9-2) digitaliza el bus de proceso. GOOSE (8-1) transporta comandos de disparo. R-GOOSE extiende la señalización de protección a través de una red WAN 5G. MMS proporciona actualizaciones en tiempo real de ajustes para protección adaptativa. Si se elimina cualquiera de estos componentes, la arquitectura se desmorona.
La virtualización plantea sus propias preguntas de ingeniería. ¿Qué hipervisor? ¿Cuáles son las latencias máximas en condiciones de carga? ¿Cómo se partitionan los recursos de CPU y memoria entre las máquinas virtuales de protección y todo lo demás en el servidor? El equipo de Constellation evaluó VMware ESXi, Linux KVM y contenedores Docker con parches PREEMPT_RT. Estas no son preguntas nuevas — ya en 2019, la experiencia de puesta en marcha con protección centralizada basada en ISAS mostró que las dependencias del kernel, la compatibilidad de controladores de NIC y la programación en tiempo real son obstáculos prácticos que consumen meses de tiempo de proyecto (Anoshin, Golovin, Svistunov, PAC World Edición 050). Constellation opera a una escala mayor, pero los desafíos de cualificación son los mismos.
La tecnología 5G es un transporte viable a gran escala para la señalización de protección — con condiciones. El slicing de red proporciona el canal de baja latencia y alta confiabilidad que necesita R-GOOSE. Una conexión móvil de banda ancha de mejor esfuerzo no sería aceptable.
El modelo multi-proveedor plantea preguntas en ambos lados de la mesa. Para los proveedores, el cambio de vender un relé autónomo a entregar un componente de software en el hardware de otro cambia el producto, el modelo de soporte y la relación comercial. Para las empresas eléctricas, una subestación donde ABB proporciona protección de bay, GE Vernova gestiona la gestión de fuentes distribuidas (DER) y Siemens se encarga de los ajustes adaptativos significa que no hay un único proveedor responsable del sistema en su conjunto. ¿Quién posee la integración? ¿A quién llamas a las 2 de la mañana cuando una máquina virtual de protección no inicia tras un reinicio del servidor? Estas no son preguntas técnicas — son cuestiones de adquisición y operación que la industria aún no ha respondido.
Fuentes
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Kulmala, A., Raipala, O., Hovila, P., Yazadzhiyan, B., Dantas, R., Scoble, C. "Protección y control centralizados virtualizados — Estudio de caso del proyecto Constellation." PAC World. pacw.org
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UK Power Networks. "Constellation." Innovación de UKPN. innovation.ukpowernetworks.co.uk
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ABB. "ABB lanza la primera solución mundial de protección y control virtualizada." Centro de noticias, 2023. new.abb.com
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UK Power Networks. "La primera subestación inteligente del Reino Unido instalada como la próxima generación de tecnología eléctrica." 21 de enero de 2025. ukpowernetworks.co.uk
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Vodafone UK. "Primera mundial: UK Power Networks utilizará 5G de Vodafone en subestaciones inteligentes." 22 de julio de 2021. vodafone.co.uk
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GE Vernova. "UK Power Networks: La primera subestación inteligente del mundo." gevernova.com
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ABB. "La tecnología ABB permite a la red del Reino Unido integrar más energía renovable." Centro de noticias. new.abb.com
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UK Power Networks. "Informe de avance del Proyecto Constellation." Diciembre de 2024. cloudfront.net (PDF)
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Anoshin, A., Golovin, A., Svistunov, N. "Protección centralizada basada en software: experiencia de puesta en marcha." PAC World, Número 050, diciembre de 2019. pacw.org