Inventos patentados en España.

Inventos patentados en España.

Inventos patentados en España en los últimos 80 años. Clasificación Internacional de Patentes CIP 2013.

MÉTODO Y SISTEMA PARA GESTIONAR COMUNICACIONES EN SISTEMAS DE CONTROL Y SUPERVISIÓN INDUSTRIALES.

Patente de Invención. Resumen:

El método comprende usar los modelos de referencia seguidos por el grupo TC 57 de la IEC para llevar a cabo comunicaciones entre un ordenador principal central y una pluralidad de dispositivos de computación

, y también comprende proporcionar un mecanismo de SIP dentro de un modelo de arquitectura de TC57 para llevar a cabo dichas comunicaciones entre dicho ordenador principal central y dicha pluralidad de dispositivos de computación, mediante el establecimiento de sesiones de SIP y la posterior expedición de mensajes.

El sistema está dispuesto y previsto para implementar el método.

Solicitante: TELEFONICA, S.A..

Nacionalidad solicitante: España.

Inventor/es: CABELLO MEDINA,ISIDRO.

Fecha de Publicación de la Concesión: 16 de Julio de 2012.

Clasificación Internacional de Patentes: H04L29/06 (..caracterizadas por un protocolo [5]).

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MÉTODO Y SISTEMA PARA GESTIONAR COMUNICACIONES EN SISTEMAS DE CONTROL Y SUPERVISIÓN INDUSTRIALES.
Descripción:

MÉTODO Y SISTEMA PARA GESTIONAR COMUNICACIONES EN SISTEMAS DE CONTROL Y SUPERVISiÓN INDUSTRIALES Campo de la técnica 5 La presente invención se refiere, en general, en un primer aspecto, a un método para gestionar comunicaciones en sistemas de control y supervisión industriales, según el grupo TC 57 de la lEC, y particularmente a un método que comprende proporcionar un mecanismo de SIP para llevar a cabo dichas comunicaciones. 10 Un segundo aspecto de la invención se refiere a un sistema adaptado para implementar el método del primer aspecto. En una realización preferida, la presente invención se refiere al campo de los sistemas de control y supervisión en el área tecnológica relacionada con elementos en la red de distribución eléctrica y las posibilidades de integración con tecnologías de 15 telecomunicaciones de NGN en una arquitectura de monitorización y control de este tipo. Específicamente hay algunos elementos extendidos ampliamente usados en redes de comunicaciones para la red de distribución de potencia para la supervisión y el control de los diferentes elementos desplegados que podrían beneficiarse de las funcionalidades ofrecidas por la arquitectura de NGN de telecomunicaciones. Esta 2 O invención adapta la arquitectura de supervisión y control a la evolución futura de la red de distribución de potencia eléctrica hacia un concepto de red de distribución inteligente, en el que no sólo será necesario supervisar y controlar los elementos de la red de distribución eléctrica sino también considerar nuevos elementos conectados tales como DER (del inglés "Distributed Energy Resources": Recursos energéticos 25 distribuidos) y PHEV (del inglés "Power assisted Human Electrical Vehicles": Vehículos eléctricos para seres humanos asistidos por potencia) . Estado de la técnica anterior Supervisión, control y adquisición de datos 3 O Los sistemas de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA, del inglés "Supervisor y Control and Data Acquisition") se usan para monitorizar y controlar una planta o equipo en industrias tales como telecomunicaciones, control de aguas y residuos, energía, transporte y refinería de gas y petróleo. Estos sistemas abarcan la transferencia de datos entre un ordenador principal central de SCADA y varias unidades terminales remotas (RTU, del inglés "Remote Terminal Units") y/o controladores lógicos programables (PLC, del inglés "Programmable Logic Controllers") , y el ordenador principal central y los terminales operadores. Un sistema de SCADA recopila información (tal como dónde se ha producido una fuga en una 5 tubería) , transfiere la información de vuelta al sitio central, después avisa a la estación local de que se ha producido una fuga, llevando a cabo el análisis y control necesarios, tal como determinar si la fuga es crítica, y presentando visualmente la información de una manera lógica y organizada. Un sistema de SCADA realiza cuatro funciones: 10 1. Adquisición de datos. 2. Comunicación de datos en red. 3. Presentación de datos. 4. Control. Estas funciones se realizan por cuatro clases de componentes de SCADA: 15 1. Sensores (ya sean digitales o analógicos) y relés de control que actúan de interfaz directamente con el sistema gestionado. 2. Unidades de telemetría remotas (RTU, del inglés "Remote Telemetr y Units") . Son pequeñas unidades informatizadas desplegadas en el campo en ubicaciones y sitios específicos. Las RTU sirven como puntos de recogida locales para recopilar 2 O informes de los sensores y entregar comandos a los relés de control. 3. Unidades maestras de SCADA. Son consolas informáticas mayores que sirven como procesador central para el sistema de SCADA. Las unidades maestras proporcionan una interfaz humana al sistema y regulan automáticamente el sistema gestionado en respuesta a entradas de sensores. 25 4. La red de comunicaciones que conecta la unidad maestra de SCADA con las RTU en el campo. La figura 1 muestra un diagrama de SCADA simplificado que incluye un ordenador principal central conectado a varias RTU a través de una red y respectivos 30 multiplexores MUX. Los sensores indicados anteriormente no se han ilustrado, pero están en comunicación con las RTU.

Arquitectura de protocolo de referencia

SCADA está integrado en el modelo de referencia seguido por el grupo TC 57 de la lEC (del inglés "International Electrotechnical Commission": Comisión electrotécnica internacional) . Generalmente el grupo TC 57 de la lEC desarrolla y mantiene normas internacionales para sistemas y equipos de control de sistemas de 5 potencia, incluyendo EMS (del inglés "Energy Management System": Sistema de gestión de energía) , SCADA (supervisión, control y adquisición de datos) , automatización de la distribución, teleprotección e intercambio de información asociada para información en tiempo real y no en tiempo real, usada en la planificación, funcionamiento y mantenimiento de sistemas de potencia. lEC 61850 10 (modelos de datos y servicios para comunicación) e lEC 61970 (modelos de información para EMS) , lEC 61968 (modelos de información para DMS) son las próximas normas en el mercado global. La figura 1 muestra la arquitectura de referencia teniendo en cuenta el trabajo actual del grupo TC 57 de la lEC. El principal problema aquí es conseguir la interoperabilidad del nuevo concepto 15 de SCADA (generalmente representado por lEC 61970/86) Y el protocolo de transmisión de datos lEC 61850. El grupo TC 57 entiende las necesidades del futuro e intenta unificar las normas ya desarrolladas en un sistema. La figura 2 ilustra un modelo de TC57 simplificado para SCADA y la figura 3 una arquitectura de referencia de TC57 completa. 2 O La gestión de sistemas de potencia abarca una amplia gama de funciones de negocio. Las normas desarrolladas dentro del grupo TC57 para el intercambio de información para soportar esas funciones de negocio incluyen las siguientes normas de la lEC (los grupos de trabajo responsables se muestran entre paréntesis) : - 60870-5: normas para el control y la adquisición de datos fiable en enlaces de 25 datos en serie de banda estrecha o a través de redes de TCP/IP entre subestaciones y maestros de SCADA. - 60870-6: normas para el intercambio de datos operacionales en tiempo real entre centros de control a través de redes de área amplia (WAN) . Esta norma se conoce de manera oficial como TASE-2 y de manera no oficial como ICCP. 30 - 61334: normas para comunicaciones de datos a través de sistemas portadores de líneas de distribución. - 61850: normas para comunicaciones y adquisición de datos en subestaciones. Estas normas se conocen de manera no oficial como normas de protocolo UCA2. También incluyen normas para la comunicación de centrales

hidroeléctricas, monitorización y control de recursos energéticos distribuidos y centrales hidroeléctricas. -61970: normas para facilitar la integración de aplicaciones dentro de un centro de control, incluyendo las interacciones con operaciones externas en la distribución así

como otras fuentes externas/sumideros de información necesarios para las operaciones en tiempo real. Incluyen las partes de generación y transmisión de la CIM, las normas de interfaz de GID, y las normas XML para el intercambio de modelos de sistemas de potencia.

- 61968: normas para interfaces de sistemas de gestión de distribución (DMS)

para el intercambio de información con otros sistemas de IT. Incluyen las partes de gestión de distribución de las normas de mensajes CIM y XML para el intercambio de información entre una variedad de sistemas de negocios, tales como gestión de activos, gestión de orden de trabajo, GIS, etc.

- 62325: normas para comunicaciones en mercados de la energía 15 desregularizados. -62351: normas para la seguridad de la comunicación y los datos.

La figura 4 muestra una estructura de la norma de TC57 para sistemas de potencia.

El protocolo lEC 870-5-101 e lEC 870-5-104

La norma lEC 60870-5-101 es una norma de protocolo de comunicaciones internacional para el telecontrol de sistemas de transmisión de potencia eléctrica, que está adoptándose de manera generalizada en muchos países en todo el mundo.

La norma especifica el uso de enlaces permanentes conectados directamente entre estaciones de telecontrol. Pueden usarse cables de banda base dedicados, portadora sobre línea de potencia o radio para la comunicación de canales analógicos o pueden usarse enlaces digitales directos. En la actualidad se desea cada vez más usar la norma 60870 para la 30 comunicación entre estaciones de telecontrol a través de servicios de Internet. La lEC ha publicado con este fin una nueva norma adjunta denominada lEC 60870-5-104.

La norma lEC 60870-5-104 (también conocida como lEC 870-5-104) es una norma internacional, publicada en 2000 por la lEC (Comisión electrotécnica internacional) . Tal como puede observarse a partir de la denominación completa de la

norma "Acceso a redes utilizando perfiles de transporte normalizados por la norma lEC 60870-5-101", su capa de aplicación se basa en lEC 60870-5-101. La norma lEC 60870-5-104 permite la comunicación entre una estación de control y una subestación a través de una red TCP/IP convencional. El protocolo TCP 5 se usa para la transmisión de datos segura orientada a la conexión. La norma lEC 60870-5-104 limita los tipos de información y los parámetros de configuración definidos en la norma lEC 60870-5-101, lo que significa que no todas las funciones disponibles en la norma lEC 60870-5-101 están soportadas por la norma lEC 60870-5-104. Por ejemplo, la norma lEC 60870-5-104 no soporta sellos de fecha y 10 hora cortos (formato de 3 bytes) , la longitud de los diversos elementos de dirección se fija a valores máximos definidos. Pero en la práctica, los vendedores combinan con mucha frecuencia la capa de aplicación de lEC 60870-5-101 con el perfil de transporte de lEC 60870-5-104, sin prestar atención a estas restricciones. Esto puede conducir a problemas si un dispositivo aplica estrictamente la norma. La interoperabilidad entre 15 dispositivos de diferentes vendedores se garantiza mediante la lista de interoperabilidad, que viene definida por la norma. En la lista, se define la gama de funciones para cada dispositivo marcando las funciones aplicables. El denominador común entre las listas de diferentes vendedores define la gama de funciones posible. La mayor ventaja de la norma lEC 60870-5-104 es que permite la 20 comunicación a través de una red convencional, lo que permite una transmisión de datos simultánea entre diversos dispositivos y servicios. Aparte de esto, las mismas ventajas e inconvenientes se aplican a las normas lEC 60870-5-104 Y lEC 60870-5101. Los problemas que todavía hay que tratar son la definición de comunicación con sistemas o redes redundantes y, con el uso de Internet, el cifrado de datos. 25 Ambos protocolos coexisten o no dependiendo de la implementación del fabricante. La relación entre los dos protocolos puede resumirse así: El protocolo lEC 60870-5-101 funciona en conexiones en serie. Las RTU de la serie E pueden configurarse para soportar el protocolo lEC 60870-5-101 como un dispositivo de RTU esclavo. La norma lEC 60870-5-101 puede funcionar en múltiples 3 O puertos en serie. El protocolo lEC 60870-5-104 funciona en interfaces de IP. Las RTU de la serie E soportan la norma lEC 60870-5-104 en interfaces de Ethernet e interfaces en serie PPP como dispositivo de RTU esclavo. La norma lEC 60870-5-104 puede funcionar en múltiples interfaces de IP. La unidad de datos de servicios de aplicación (ASDU: del inglés "Application Service Data Unit") en las normas lEC 870-5-101 e lEC 870-5-104 La información del protocolo lEC 870-5-101 puede transportarse en unidades 5 que se denominan ASDU y encapsulan la información de datos que se refiere a uno o más dispositivos, especialmente las RTU. La ASDU (Unidad de datos de servicios de aplicación) es un mensaje, según un formato especificado, que se origina a partir de la aplicación y se pasa a niveles inferiores de la pila de comunicaciones. Véase el protocolo lEC 60870. 10 Según el modelo de EPA (del inglés "Enhanced Performance Architecture": Arquitectura de rendimiento mejorado (EPA) , seguida en los protocolos 60870) en general se añade algo de APCI (del inglés Application Protocol Control Information": Información de control de protocolo de aplicación) a la ASDU para formar la APDU (del inglés "Application Protocol Data Unit": Unidad de datos de protocolo de aplicación) . 15 Sin embargo la APCI no es necesaria en el protocolo lEC 60870-5-101, de modo que la APDU es igual a la ASDU. Los mensajes en serie, vistos desde fuera de las estaciones, tienen una estructura anidada que se deriva de la estructura en capas del protocolo (véase la figura 5) . 20 La figura 5 ilustra esquemáticamente una descripción general de la APDU, la figura 6 una descripción general de la APCI y la figura 7 una descripción detallada de la APDU. Con respecto a la figura 7, la identificación de tipo (TypeID) incluida en la misma indica el tipo de información que intercambia la unidad maestra con las RTU: el 25 TypelD <O> no se usa. El intervalo de números de 1 a 127 se usa para definiciones normalizadas de la norma lEC 60870-5-101. El intervalo de 128 a 135 se reserva para el encaminamiento de mensajes. Los números desde 136 hasta 255 son para usos especiales. El intervalo de números desde 128 hasta 255 es privado y no se define en la norma, pero se recomienda que los campos de identificador de unidad de datos de 3O las ASDU privadas tengan el mismo formato que las ASDU normalizadas. Comunicaciones basadas en IP e Internet para SCADA Con la llegada y la creciente popularidad de las conexiones en red IP por cable e inalámbrica's, los sistemas de SCADA también migraron al canal principal de IP universal. Los beneficios proporcionados al implementar soluciones basadas en IP son realmente significativos; ancho de banda mayor y usado con mayor eficacia; protocolos de IP normalizados y familia de aplicaciones de red; mejora de las conexiones en red y la interoperabilidad. 5 Hay algunos beneficios de usar Internet en los sistemas de SCADA: eliminación de costes de línea dedicada (o cobros de larga distancia cuando se usan líneas de marcación) ; los protocolos de Internet eliminan la necesidad de una arquitectura de interrogación/respuesta y por tanto reducen el tráfico de datos y así mejoran la capacidad de respuesta; y los protocolos de Internet permiten usar 10 herramientas web en el desarrollo y mantenimiento del software de ordenador principal reduciendo así el coste y posiblemente los tiempos de desarrollo. También se obtiene otro beneficio: librarse de las limitaciones de un protocolo de SCADA legado. En un sistema de SCADA basado en Internet, el software de ordenador principal gestiona de manera inherente protocolos de Internet (por ejemplo 15 TCP/IP, UDP, HTTP, etc.) y formatos de datos de Internet (por ejemplo HTML, XML, etc.) , de modo que cualquier RTU de fabricante, ordenador de flujo o controlador que soporten protocolos de Internet pueden conectarse al sistema. El beneficio de esta interoperabilidad es que el usuario del sistema puede seleccionar equipos basándose en factores apropiados tales como funcionalidad, precio, rendimiento y calidad, sin 2 O preocuparse por el protocolo de comunicaciones y si es compatible o no con el sistema existente. El beneficio definitivo de permitir el direccionamiento IP a nivel de dispositivo es que puede usarse cualquier navegador (PC, teléfono móvil, Palm, buscapersonas bidireccional, etc.) desde cualquier parte del mundo para obtener datos y tomar el 25 control. El uso de protocolos de Internet no es totalmente sencillo. Dado que los sistemas de SCADA están diseñados para obtener fiabilidad, disponibilidad e integridad de datos, debe darse mayor consideración a la confidencialidad y la 3 O autenticación. Actualmente hay algunos fabricantes que implementan la comunicación TCP/IP en sistemas de SCADA, pero la mayoría de esos sistemas están aislados de la Internet completa. Se comenzaron discusiones en muchos foros para adaptar los sistemas de SCADA a la evolución de los sistemas de energía hacia una red de distribución inteligente y de esa manera será necesaria la evolución hacia un sistema de SCADA basado en Internet. Protocolo de SIP y TISPAN/NGN para SCADA en escenarios de red de distribución 5 inteligente Actualmente, algunas iniciativas están comenzando a estudiar la evolución de la red de distribución de energía jerárquica actual hacia una red de generación distribuida, con recursos energéticos distribuidos, y en la que los diferentes participantes, generadores, operadores de transporte, operadores de distribución, 10 prosumidores, mercados, etc., podrían colaborar en un mercado de la energía liberalizado y descentralizado. La coordinación entre diferentes elementos en la red distribuida necesita soluciones, con toda probabilidad a nivel de IP, para reproducir un entorno similar a Internet. 15 Una de las mejores propuestas de comunicaciones y coordinación apunta a un protocolo de SIP como la manera para integrar las funcionalidades de telecomunicaciones de NGN con las necesidades de la red de distribución eléctrica. Un elemento clave de muchas iniciativas de red de distribución inteligente es el soporte para vehículos eléctricos enchufables (PEV) . Las baterías de PEV tienen que 2 O cargarse desde la red de distribución, por supuesto, pero también pueden aportar energía a la red de distribución durante los momentos de consumo máximo. Estas dos operaciones requieren una medición sofisticada para soportar la realización de cargos y abonos en cuentas de energía asociadas con el uso de, y la alimentación a, la red de distribución. Además, como los PEV son automóviles, tendrán que soportar una 25 medición móvil. Por ejemplo, el dueño de un PEV que necesite cargar la batería cuando esté lejos de casa querrá que el coste de esa energía se cargue a su cuenta, no a la cuenta del dueño de la casa que esté visitando. El registro de ubicación de SIP proporciona soporte nativo para la movilidad de usuarios y dispositivos. Un usuario de SIP puede ser localizado independientemente de la ubicación y la conexión de red. 3 O Esta funcionalidad es crítica para soportar la medición móvil cuando el PEV, por ejemplo, necesita conectarse a un sistema de energía de respaldo diferente del usado por el contador fijo local.

Problemas con las soluciones existentes:

Los problemas con SCADA y otras aplicaciones de TC-57 se deben a que son sistemas que se diseñaron en la década de 1980 y siguen usándose debido a la confianza que dan sus muchos años en el mercado, y por ese motivo se utilizan en muchas redes de potencia. Los protocolos de SCADA se diseñaron teniendo en 5 cuenta entornos de comunicaciones en serie ruidosos, y el uso de códigos de redundancia cíclica (CRC) , o tecnología similar, está presente para la detección y corrección de errores. El emisor del mensaje calculará el CRC y lo adjuntará al mensaje. El dispositivo de recepción calculará el CRC para el mensaje y lo comparará con el valor recibido 10 con el mensaje. Si se perdió un bit durante la transmisión, el CRC indica que se produjo un error durante la transmisión. Otra característica común de los protocolos de SCADA es la incapacidad de proporcionar servicios de autenticación o validación. Éste es el motivo principal por el que los sistemas de SCADA asumen un nivel de confianza implícita. Por ejemplo, 15 cuando una RTU recibe un mensaje, se comprueba la fuente del mensaje, y si se conoce esa fuente, se aprueba la petición. No se realizan preguntas. Además de las vulnerabilidades del protocolo, los enlaces de comunicación están sujetos a ataques de tipo "Man in the Middle". Los sistemas de SCADA de distribución eléctrica están geográficamente dispersados, y es común que las 2O conexiones con dispositivos o instalaciones remotas se realicen mediante marcación, líneas alquiladas o radios de SCADA. Aunque los ataques específicos para cada uno de esos métodos de comunicación son diferentes, todos ellos pueden verse comprometidos. Actualmente, los sistemas de potencia ya aceptan una penetración sustancial 25 de DG (generación distribuida) y funcionan en entornos competitivos. En el futuro, como resultado de la liberalización y las regulaciones políticas, los sistemas de potencia tendrán que tratar con la integración a gran escala de DG y DER, así como métodos de almacenamiento, y proporcionar agentes de mercado con los medios para garantizar un funcionamiento flexible y seguro. Tal como se mencionó anteriormente, 3O esto no puede realizarse con las herramientas operativas de los sistemas de potencia tradicionales usadas actualmente que usan sistemas de información muy limitados tales como SCADA. Deben emprenderse algunas acciones para adaptar los sistemas actualmente usados a la integración prevista de dispositivos de DG y DER. En el caso de la presente invención se presta atención especial a una posible evolución de los sistemas de SCADA (supervisión, control y adquisición de datos) . Un problema futuro previsto es la incapacidad de soportar la movilidad y la integración con Internet. La movilidad es un elemento clave en la evolución futura de la 5 red de distribución jerárquica actual hacia una distribuida. Especialmente para el escenario que considera muchos PEV que podrían enchufarse en muchos lugares diferentes de la red de distribución y se necesitan ciertos mecanismos de monitorización, control y facturación. 10 Descripción de la invención Es necesario ofrecer una alternativa al estado de la técnica que cubra las lagunas encontradas en el mismo, superando las limitaciones expresadas anteriormente en el presente documento, y particularmente permitiendo aprovecharse del uso de los mecanismos de protocolo de inicio de sesión (SIP, del inglés "Session 15 Initiation Protocol") . Para ello, la presente invención proporciona, en un primer aspecto, un método para gestionar comunicaciones en sistemas de control y supervisión industriales, que comprende usar los modelos de referencia seguidos por el grupo TC 57 de la lEC para llevar a cabo comunicaciones entre un ordenador principal central y una pluralidad de 2 O dispositivos de computación. Al contrario que las propuestas conocidas, el método del primer aspecto de la invención comprende, de una manera característica, proporcionar un mecanismo de SIP dentro de un modelo de arquitectura de TC57 para llevar a cabo dichas comunicaciones entre dicho ordenador principal central y dicha pluralidad de 25 dispositivos de computación, mediante el establecimiento de sesiones de SIP y la posterior expedición de mensajes. El uso de SIP puede proporcionar algunas ventajas a las propuestas basadas en TC57 convencionales, tales como servicios de localización y presencia. Y, por supuesto, cuando el sistema que va a supervisarse y controlarse es una red de 3 O distribución eléctrica, la integración de la comunicación de los trabajadores en la red de distribución eléctrica en el uso de escenarios de multimedia sobre IP (IMSITISPAN) . Además, la posibilidad de desarrollar nuevos servicios ad hoc para la red de distribución de energía. Mediante el método de la invención, y particularmente mediante la manera en que usa SIP, se abren nuevas posibilidades para la evolución de SCADA, EMS, DMS y otras aplicaciones identificadas en el modelo de TC-57 de la lEC. En una realización, el método comprende usar dicho ordenador principal 5 central como unidad maestra y dichos dispositivos de computación como unidades esclavas, comprendiendo dichas comunicaciones el establecimiento de sesiones de SIP y el envío de mensajes, para dicha unidad maestra y dichas unidades esclavas, y comprendiendo el método llevar a cabo las siguientes etapas secuencialmente: - una etapa, llevada a cabo por la unidad maestra y las unidades esclavas de 10 manera sincronizada, de enviar a un REGISTRADOR, mediante un proceso de REGISTRO: - una notificación que indica la dirección IP y el URL de quien acepta las llamadas, por dicha unidad maestra; y - una notificación que indica la dirección IP y el URL de quien acepta las 15 llamadas, por cada unidad esclava; y una etapa de transacción de mensajes instantáneos que transportan información de monitorización y control, en forma de unidades de datos de protocolo de aplicación encapsuladas, o APDU, entre la unidad maestra y las unidades esclavas. 2O En una realización, el método comprende proporcionar una capa de SIP en un modelo de capas de TC57 para lEC 60870. En una realización más específica, el método comprende proporcionar dicha capa de SIP entre una capa de aplicación de lEC 60870-5-101 o lEC 60870-5-105 Y una capa de transporte de TCP de dicho modelo de capas de TC57 para lEC 60870. 25 Según una realización del método del primer aspecto de la invención, ésta comprende proporcionar una capa intermedia, o bloque de adaptación entre capas, entre dicha capa de aplicación de lEC 60870-5-101 o lEC 60870-5-105 Y dicha capa de SIP, para llevar a cabo tareas de adaptación entre capas con respecto a dicha capa de SIP y capas de aplicación de lEC. 30 Tal como se mencionó anteriormente, según el modelo EPA (del inglés "Enhanced Performance Architecture" (EPA) : Arquitectura de rendimiento mejorado, seguida en protocolos 60870) en general se añade algo de APCI (información de control de protocolo de aplicación) a la ASDU para formar la APDU (unidad de datos de protocolo de aplicación) . Sin embargo la APCI no es necesaria en el protocolo lEC 60870-5-101, de modo que la APDU es igual a la ASDU. Sin embargo, en esta invención se mantiene la APCI para tener la capacidad de admitir funcionalidades ahora definidas para escenarios legados en enlaces 5 digitales directos entre la estación maestra y las RTU. La LPCI (del inglés "Link Protocol Control Information": Información de control de protocolo de enlace) , añadida a la APDU para formar la LPDU (del inglés "Link Protocol Data Unit ": Unidad de datos de protocolo de enlace) , se ignora en esta invención ya que esta parte de la trama corresponde a la capa de enlace, y era necesario definirla cuando se consideraba la 1 O conexión directa con enlaces asíncronos, cuando el protocolo especificaba que, para velocidades de transmisión de hasta 1200 bits/segundo, la capa física debía convertir cada bit transmitido directamente en una de dos frecuencias, representando el estado binario uno y el estado binario cero respectivamente. En una realización particular, dichas tareas que van a llevarse a cabo por dicha 15 capa intermedia son: - leer las APDU de la capa de aplicación de lEC 60870-5; - determinar la dirección URI de SIP de la unidad maestra si el mensaje procede de la unidad esclava, o la dirección UDI de SIP de la unidad esclava si el mensaje procede de la unidad maestra; 20 - interpretar la información en las APDU; - pasar la información a la capa de SIP para establecer el REGISTRO básico y la transacción de mensajes instantáneos; e - invocar de manera autónoma servicios NGN de una NGN, red de próxima generación, desde la unidad esclava o desde la unidad maestra. 25 El método comprende, en una realización específica, dividir dicha capa intermedia en los cuatro subbloques siguientes para llevar a cabo las siguientes funciones indicadas: - un primer subbloque, o interfaz de APDU, que actúa de interfaz con la capa de 60870-5 para leer el flujo de datos de APDU y selecciona los diferentes campos de 3O APDU para extraer información de dirección e información de comando; - un segundo subbloque que procesa datos recibidos desde dicho primer bloque y los transfiere a una capa de interfaz de SIP de un cuarto subbloque; - un tercer subbloque, o capa de servicio de NGN, que procesa e interpreta la información recibida desde dicho primer bloque para generar nuevos servicios de

NGN, tales como alarmas, servicios de localización y servicios multimedia, y enviarlos a dicho cuarto subbloque; y -un cuarto subbloque, o capa de SIP de interfaz, que: -en una primera dirección recibe la información enviada por dichos segundo y tercer subbloques, y la envía a dicha capa de SIP, tras traducirla y adaptarla a los protocolos de la capa de SIP, y -en una segunda dirección recibe la información desde dicha capa de SIP y la envía a dichos segundo y tercer subbloques, que la pasarán a dicho primer bloque En una realización, dicho ordenador principal central es un ordenador principal central de supervisión, control y adquisición de datos, SCADA, y dichos dispositivos de computación son unidades terminales remotas y/o controladores lógicos programables. Aunque el método puede aplicarse a diferentes clases de sistemas, en una realización se aplica a la gestión de comunicaciones de sistemas de control y supervisión industriales relacionados con elementos en una red de distribución eléctrica, para supervisar y controlar elementos fijos y/o móviles de dicha red de distribución eléctrica, tales como elementos de los siguientes grupos: recursos energéticos distribuidos, DER, y vehículos eléctricos para seres humanos asistidos por potencia, PHEV.

Un segundo aspecto de la invención se refiere a un sistema para gestionar comunicaciones en sistemas de control y supervisión industriales, que comprende una arquitectura según los modelos de referencia seguidos por el grupo TC 57 de la lEC, incluyendo una red y, conectados a la misma, un ordenador principal central y una pluralidad de dispositivos de computación.

En el sistema del segundo aspecto de la invención, dicha red, dicho ordenador principal central y dicha pluralidad de dispositivos de computación están todos dispuestos y previstos para establecer comunicación entre los mismos según el método del primer aspecto de la invención. Mediante el método y el sistema de la invención, particularmente mediante la 30 introducción de un novedoso bloque en el modelo de referencia de TC 57, las funcionalidades de sistemas de control y supervisión usadas en la industria como SCADA se adaptan para integrarse con las posibilidades ofrecidas por las arquitecturas TISPAN de NGN seguidas por las compañías de telecomunicaciones. De esta manera se establece un nuevo método de supervisión y control aplicado a escenarios industriales en los que se sigue el modelo de TC-57. Esto será una primera etapa en la integración de sistemas de supervisión y control en la evolución futura de la red de distribución de potencia. Tal como se mencionó anteriormente, más específicamente la invención funciona con la introducción del protocolo SIP en el protocolo lEC 60870-104. Este protocolo funciona sobre IP y en esta invención se propone la introducción del protocolo SIP para permitir que los sistemas de SCADA usen los servicios y las funcionalidades de NGN de telecomunicaciones según TISPAN IMS.

La presente invención introduce un novedoso mecanismo para la coordinación entre maestros (SCADA, EMS, etc.) y esclavos (unidades remotas, RTU, etc.) en cualquier escenario de supervisión y control industrial para infraestructuras de energía, agua, gas, etc., pero especialmente para la sincronización de elementos en futuras redes de distribución inteligentes. Este nuevo mecanismo se basa en la introducción de SIP dentro del proceso de comunicación entre SCADA maestro y RTU esclavas. El uso de SIP abre la posibilidad de que la RTU inicie la comunicación en el momento en el que haya cualquier acontecimiento que requiera la atención de SCADA maestro. Tal como se mencionó anteriormente, este mecanismo será válido, especialmente, para cualquier elemento introducido en la futura red para la red de distribución de energía distribuida.

Breve descripción de los dibujos Las ventajas y características anteriores y otras se entenderán más completamente a partir de la siguiente descripción detallada de realizaciones, con referencia a los dibujos adjuntos (algunos de los cuales ya se han descrito en la sección de Estado de la técnica anterior) , que deben considerarse de manera ilustrativa y no limitativa, en los que: la figura 1 muestra un diagrama de SCADA simplificado y elementos incluidos en el mismo; la figura 2 muestra un modelo de TC57 simplificado para SCADA; 30 la figura 3 muestra una arquitectura de referencia de TC57 completa; la figura 4 muestra una estructura normalizada de TC57 para sistemas de potencia; la figura 5 ilustra esquemáticamente una descripción general de la APDU; la figura 6 muestra esquemáticamente una descripción general de la APCI;

la figura 7 es una descripción detallada ilustrada esquemática de la APDU; la figura 8 diferencia entre el modelo OSI de 7 capas y EPA de 3 capas; la figura 9 representa un modelo de capas de SIP; la figura 10 muestra una arquitectura simplificada de introducción de SIP en 5 una arquitectura de comunicación para el protocolo lEC 60870, según el método del primer aspecto de la invención; la figura 11 muestra una etapa específica del método de la invención, particularmente referida a un resumen del registro de SIP, en una realización; la figura 12 muestra otra etapa específica de una realización del método de la 10 invención, específicamente relativa a un proceso de transacción de registro; la figura 13 muestra otra etapa de una realización del método de la invención, particularmente referida a una transacción de mensajes instantáneos SCADA maestro - RTU de SIP; la figura 14 muestra un modelo de TC 57 una vez que se han introducido en el 15 mismo una capa de SIP y una capa de adaptación entre capas según una realización del método del primer aspecto de la invención; las figuras 15a a 15c son descripciones ilustrativas específicas de los subbloques primero, segundo, tercero y cuarto en los que se divide la capa de adaptación entre capas según una realización del método de la invención; 2 O la figura 16 muestra una implementación de la adaptación entre capas en el lado de la ESTACiÓN MAESTRA, en una realización del método de la invención; y la figura 17 muestra una implementación de la adaptación entre capas en el lado de la RTU, también en una realización del método de la invención. 25 Descripción detallada de varias realizaciones La norma lEC 60870-104 encapsula la ASDU (unidad de datos de servicio de aplicación) a través de la capa de transporte de TCP. Según el método del primer aspecto de la invención, se introduce una capa de SIP entre lEC 60870-5-104, o lEC 60870-5-101, en la capa de aplicación y la capa de transporte de TCP, tal como se 3O muestra en la figura 10 en una realización sencilla. De esta manera las funciones de SCADA se beneficiarán de las funcionalidades de red NGN. Los protocolos lEC 870-5 se basan en un modelo de referencia de arquitectura de rendimiento mejorado (EPA) de tres capas para una implementación más eficaz dentro de RTU, contadores, relés y otros lEO. Adicionalmente, EPA define una funcionalidad de aplicación básica para una capa de usuario, que está situada entre la capa de aplicación de OSI y el programa de aplicación. Esta capa de usuario añade interoperabilidad para funciones tales como sincronización de reloj y transferencias de archivos. En la figura 8 se muestra el modelo de capas para OSI, EPA Y TC 57 5 respectivamente. Según el método de la invención, se adapta una capa de SIP para la comunicación en el protocolo lEC 60870-5, tal como se muestra en la figura 10, teniendo en cuenta la figura 8 y la figura 9, mostrando esta última una representación de capas de SIP sobre TCP. 10 En esta invención sólo se considerará el plano de control de SIP, no el transporte de RTP. El diagrama de comunicación entre SCADA maestro y RTU esclava Tras la implementación de SIP en lEC 60870-5-101 e lEC 60870-5-104, en las 15 figuras 11 a 13 se explica una descripción simplificada de cómo se establece la conexión entre una unidad de SCADA maestra y una RTU esclava. En una primera etapa, los diferentes elementos deben REGISTRARSE y, después de eso, intercambiar información de control y análisis mediante métodos de protocolo de RFC 3428 de mensajes instantáneos en SIP. De manera resumida, ese 2 O proceso puede describirse mediante las siguientes etapas: - primera etapa, llevada a cabo por la unidad maestra y la unidad esclava (RTU) de manera sincronizada, de registrarse en un elemento REGISTRADOR. Véanse las figuras 11 y 12. El primer agente usuario (UA) (en este caso la estación maestra de SCADA) 25 notifica la dirección IP y el URL de quien acepta las llamadas. El segundo UA (en este caso la estación esclava RTU) notifica la dirección IP y el URL ("contacto") de quien acepta las llamadas. "Caducidad" indicará durante cuánto tiempo es válido el registro. Después de dicha secuencia de REGISTRO se inicia la transacción de mensajes instantáneos que transportan la información de monitorización y control 30 entre SCADA y RTU, tal como se muestra en la figura 13. Puesto que la APDU tiene un tamaño máximo de 253 bytes y el mensaje instantáneo de 1300 bytes, no hay necesidad de dividir la APDU para encapsularla dentro de una trama de SIP de mensajes instantáneos.

A continuación se realiza una descripción de una realización más elaborada de la invención con referencia a las figuras 14 y 15a a 15c. Tal como se indicó anteriormente, la base de la presente invención consiste en la especificación de un nuevo elemento dentro del modelo de arquitectura de TC 57 de la lEC de tal manera que se establecerá un nuevo método para la comunicación en el sistema de SCADA. Este nuevo elemento permitirá la comunicación entre sistema maestro y el esclavo en la comunicación de SCADA con RTU, mediante el método basado en el establecimiento de una sesión de SIP y el envío de MENSAJES.

Aunque para la realización sencilla descrita anteriormente se introduce una capa de SIP directamente entre una capa de aplicación de lEC 60870-5 Y la capa de transporte de TCP (véase la figura 10) , en la realización más elaborada mostrada en la figura 14 se dispone una capa intermedia entre dicha capa de SIP y la capa de aplicación de lEC.

Dicha capa intermedia es una capa de adaptación entre capas que lleva a cabo 15 las siguientes funciones:

• Leer la APDU desde la capa de lEC 60870.

• Determinar la dirección UDI o URI de SIP del otro agente usuario, unidad maestra o RTU.

• Interpretar la información en la APDU.

• Pasar la información a la capa de SIP para establecer el REGISTRO básico y la transacción de mensajes instantáneos.

• Invocar de manera autónoma servicios de NGN de una red NGN desde la RTU o desde la unidad maestra.

Este elemento de adaptación entre capas leerá la trama de APDU desde la 25 capa de lEC 60870 Y traducirá esta información a la capa de SIP.

Descripción detallada de la adaptación entre capas:

El bloque de adaptación entre capas está compuesto por cuatro subbloques, ilustrados en las figuras 15a, 15b y 15c:

1. Un primer subbloque (subbloque 1) , interfaz de APDU, que actúa de interfaz con la capa de 60870-5 para leer el flujo de datos de APDU y selecciona los diferentes campos de APDU para extraer información de dirección e información de comando.

2. Un segundo subbloque (subbloque 2) , que procesa los datos recibidos y generará la información para la capa de interfaz de SIP.

3. Un tercer subbloque (subbloque 3) , capa de servicio de NGN, que interpretará la información de la capa de interfaz de APDU para generar nuevos posibles servicios de NGN

4. Un cuarto subbloque (subbloque 4) , capa de SIP de interfaz, que recibe la información mencionada anteriormente para generar la información necesaria en la capa de SIP. 10 Subbloque 1, interfaz de APDU: Este subbloque se implementa mediante las rutinas adecuadas que leerán el flujo de datos de APDU a partir de la estructura de APDU para traducirlo al comando de SIP correcto en los subbloques 2 y 3. Mirando la estructura de ASDU, el campo de dirección de RTU es el que sigue 15 al campo de motivo de la transmisión. Y el objeto de información corresponde a la dirección de los dispositivos que generaron la información que se necesita para la consulta. El subbloque 1 debe tomar esta dirección y transformarla en una URI de SIP, que corresponde a la dirección de RTU si el generador de mensajes instantáneos es la unidad maestra (SCADA) , y UDI de SIP que corresponde a la unidad maestra si el 2 O mensaje instantáneo parte de la RTU. En la dirección inversa transformará la URI de SIP en la dirección correcta para la APDU.

Subbloques 2 Y 3, traductores desde el bloque de interfaz de SIP de servicios de TC57 60870 y al generador de servicios de NGN:

En esta invención, el subbloque 2 sólo pasa información de APDU al subbloque 4 y a la capa de SIP, para comunicar la estación maestra y esclava, a través de la red NGN.

El subbloque 2 toma la información generada en el subbloque 1, Y las URI generadas, y pasa la APDU y las URI al subbloque 4 para permitir que el módulo de 30 SIP inicie la comunicación de NGN entre la unidad maestra y la RTU, o viceversa si recibe información desde la capa de SIP, pasándola por tanto al subbloque 1.

El subbloque 3 lleva a cabo las funciones de leer la APDU e interpretar los comandos, y de generar nuevos servicios de NGN a través de la red NGN, por ejemplo alarmas, servicios de localización, servicios multimedia, etc.

Subbloque 4, interfaz con SIP: Este subbloque toma la información anterior y la pasa a la capa de SIP, que genera los mensajes para la red NGN. 5 Este subbloque traduce y adapta la información a los protocolos en los que se basan SIP, HTTP. Y, a la inversa, toma la información recibida de la capa de SIP y la pasa a los subbloques 2 y 3. Cambios en el formato de trama de ASDU para adaptarse para extraer nuevas 10 funcionalidades de la red NGN. Para la introducción de SIP en TC 57, específicamente el método de la presente invención considera la transparencia con respecto a la trama de APDU en el transporte mediante mensajería instantánea. En una realización, se realiza una reserva de bits en el campo ID de tipo de tal 15 manera que los códigos (no especificados en la norma) en la norma lEC 60870, 128255, se usan para la invocación de nuevos servicios en la red NGN. Implementación de caso de uso La implementación del método de la invención mediante casos de uso depende 2O de las diferentes implementaciones de los fabricantes. A continuación se describe una implementación de caso de uso específico haciendo referencia sólo a la funcionalidad básica de la comunicación entre estación maestra de SCADA y RTU, pero no a la generación de nuevos servicios de NGN llevada a cabo por el subbloque 3. 25 Una representación de nivel superior en diagrama de dicha implementación de caso de uso es tal como sigue: 1. RUTINA_REGISTRO <camp01 OPCIONES><camp02 DIRECCiÓN> Esta rutina generará los servicios permitidos y las direcciones permitidas para la comunicación a través de SIP. Se pondrá en contacto con el 30 elemento REGISTRADOR de la RED IMSrrISPAN. 2. RUTINA_LEER <camp01 APDU><camp02 Byte 9, Byte 10, Byte 11, ORIGINADOR>

Esta rutina lee la APDU del bloque de 60870-5-101 Y 104 Y extrae la dirección de RTU de los bytes 9-11. Esta información será necesaria para generar la URI necesaria en el proceso de mensajes instantáneos de SIP.

3. RUTINA_COPIAR <camp01 APDU> Esta rutina copiará la APDU a la rutina de SIP para transportarla en el mensaje instantáneo a la RTU.

4. RUTINA_ TRADUCIR_URI <camp01 APDU _DIRECCIÓN_RTU><camp02 DIRECCiÓN ESTACiÓN MAESTRA> Esta rutina traducirá la dirección de 60870-101 y 104 en la APDU, bytes 911, para generar una dirección URI, para usarla en el protocolo SIP. También añade la URI que corresponde a la estación maestra para permitir que la RTU envíe de vuelta el mensaje instantáneo a la estación maestra. En la RTU también genera la dirección URI que corresponde a la RTU para registrarse en el elemento REGISTRADOR en la red NGNIIMS. Además, en el lado de RTU esta rutina recibe la DIRECCIÓN_ESTACIÓN_MAESTRA a partir de RUTINA_LEER_SIP para permitir que la RTU se comunique a través de SIP con la estación maestra correcta.

5. RUTINA_ESCRIBIR_SIP <camp01 DIRECCiÓN RTU> <camp02 MÉTODO=mensaje instantáneo> <camp03 APDU> <camp04 DIRECCiÓN ESTACiÓN MAESTRA> Esta rutina escribirá la dirección URI de RTU generada en el método de mensaje instantáneo, e incluirá la trama de APDU para transportarla a la RTU.

6. RUTINA_LEER_SIP <camp01 DATOS_MENSAJEJNSTANTÁNEO> Esta rutina leerá el mensaje instantáneo recibido en la estación maestra.

7. RUTINA_TRANSFERIR <camp01 APDU> Esta rutina leerá la APDU a partir de la RUTINA_LEER_SIP y la pasará al bloque de 60870-101 y 104.

Las figuras 16 y 17 muestran implementaciones respectivas de la adaptación entre capas en, respectivamente, el lado de ESTACiÓN MAESTRA Y de RTU, en una realización del método de la invención usando la rutina del caso de uso que acaba de describirse.

Ventajas de la invención La presente invención proporciona un método para una primera integración de los sistemas de control y supervisión industriales con la red de telecomunicaciones 5 NGN Y aprovecha una arquitectura de comunicación multimedia integrada sobre IP y con tres posibilidades para abrirse a Internet.

Los sistemas actuales no son lo suficientemente flexibles y la mayoría de los conceptos y funcionalidades de los mismos se han quedado en las necesidades de cuando se crearon en la década de 1980. Pero en tal situación, la presente invención proporciona un método que puede aplicarse a una futura red de distribución evolucionada prevista en la que los conceptos de DER (elementos energéticos distribuidos) y DG (generación distribuida) son importantes. La consecuencia más importante de esta integración es la introducción de funcionalidades de NGN como movilidad, localización y presencia, que podrían ser útiles para que las empresas energéticas avancen en la evolución de la red de distribución hacia la red de distribución inteligente que tendrá tratar con DER (recursos energéticos distribuidos) , DG (generación distribuida) y PEV. Para las compañías de telecomunicaciones se prevé cierto mercado futuro, en el que son importantes no sólo las aplicaciones de medición inteligentes, sino también todas las necesidades de sincronización, autenticación y movilidad en una red eléctrica crítica con incluso muchos más dispositivos que los incluidos en las soluciones de Internet actuales, que necesitarán una monitorización y control fiables (por ejemplo: DER, PEV, subestaciones, contadores) y la integración en un mercado liberalizado de Internet.

En la presente situación la red de energía y los sistemas de supervisión no están listos para un despliegue masivo de PEV. En este caso se necesitan funciones de movilidad de NGN y SIP y esta invención proporciona los mecanismos para implementarlas. Por otro lado, la presente invención propone el uso de algunos de los servicios 30 de NGNIIMSITISPAN para mejorar la sincronización y la integración del proceso de energía considerando la arquitectura de nivel superior propuesta en NIST para una red de distribución inteligente.

Un experto en la técnica podrá introducir cambios y modificaciones en las realizaciones descritas sin apartarse del alcance de la invención tal como se define en las reivindicaciones adjuntas.

Siglas y abreviaturas: ASDU (unidad de datos de servicio de aplicación) APCI (información de control de protocolo de aplicación) APDU (unidad de datos de protocolo de aplicación) CIM (modelo de información común)

DG (generación distribuida) DER (elementos energéticos distribuidos) DMS (sistema de gestión de la distribución) GID (definición de interfaz genérica) lEC (protocolo de comunicaciones internacional)

NIST (instituto nacional de normas y tecnología) RTU (unidades terminales remotas) PHEV (vehículos eléctricos para seres humanos asistidos por potencia) Referencias [1] Report to NIST on the Smart Grid Interoperability Standards Roadmap. EPRI. 10 de agosto de 2009.

[2] Harmonization of CIM with lEC Standards-EPRI-Technical Report.

[3] lEC 60870-5-101 Transmission Protocols, companion standards especially for basic telecontrol tasks-2006.

[4] lEC 60870-5-104 Transmission Protocols, Network access for lEC 60870-5101 using standard transport profile-2006.

[5] Desarrollo de una interfaz hacia el protocolo lEC 870-5 para una unidad terminal remota de un sistema SCADA-Óscar Mauricio Vargas Fallas -Proyecto de Graduación 2002.

[6] Supervisor y Control and Data Acquisition (SCADA) Systems -OFFICE OF THE MANAGER NATIONAL COMMUNICATIONS SYSTEM 2004.

[7] Position Paper SIP -Open Communications for Smart Grid Devices -Joe 15 DiAdamo junio de 2009.




Reivindicaciones:

1. Método para gestionar comunicaciones en sistemas de control y supervisión industriales, que comprende usar los modelos de referencia seguidos por el grupo TC 57 de la lEC para llevar a cabo comunicaciones entre un ordenador principal central y una pluralidad de dispositivos de computación, en el que el método se caracteriza porque comprende proporcionar un mecanismo de SIP dentro de un modelo de arquitectura de TC57 para llevar a cabo dichas comunicaciones entre dicho ordenador principal central y dicha pluralidad de dispositivos de computación, mediante el establecimiento de sesiones de SIP y la posterior expedición de mensajes.

2. Método según la reivindicación 1, que comprende usar dicho ordenador principal central como unidad maestra y dichos dispositivos de computación como unidades esclavas, y en el que dichas comunicaciones que comprenden el establecimiento de sesiones de SIP y el envío de mensajes, para dicha unidad maestra y dichas unidades esclavas, comprende llevar a cabo las siguientes etapas secuencialmente: -una etapa, llevada a cabo por la unidad maestra y las unidades esclavas de manera sincronizada, de enviar a un REGISTRADOR, mediante un proceso de REGISTRO:

- una notificación que indica la dirección IP y el URL de quien acepta las llamadas, por dicha unidad maestra; y -una notificación que indica la dirección IP y el URL de quien acepta las llamadas, por cada unidad esclava; y -una etapa de transacción de mensajes instantáneos que transportan información de monitorización y control, en forma de unidades de datos de protocolo de aplicación encapsuladas, o APDU, entre la unidad maestra y las unidades esclavas.

3. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende proporcionar una capa de SIP en un modelo de capas de TC57 para lEC 60870.

4. Método según la reivindicación 3, que comprende proporcionar dicha capa de SIP entre una capa de aplicación de lEC 60870-5-101 o lEC 60870-5-105 Y

una capa de transporte de TCP de dicho modelo de capas de TC57 para lEC 60870. 5. Método según la reivindicación 4, que comprende proporcionar una capa intermedia, o bloque de adaptación entre capas, entre dicha capa de aplicación 5 de lEC 60870-5-101 o lEC 60870-5-105 Y dicha capa de SIP, para llevar a cabo tareas de adaptación entre capas con respecto a dicha capa de SIP y capas de aplicación de lEC. 6. Método según la reivindicación 5, en el que dichas tareas que van a llevarse a cabo por dicha capa intermedia son: 10 - leer las APDU de la capa de aplicación de lEC 60870-5; - determinar la dirección URI de SIP de la unidad maestra si el mensaje procede de la unidad esclava, o la dirección UDI de SIP de la unidad esclava si el mensaje procede de la unidad maestra; - interpretar la información en las APDU; 15 - pasar la información a la capa de SIP para establecer el REGISTRO básico y la transacción de mensajes instantáneos; e - invocar de manera autónoma servicios NGN de una NGN, red de próxima generación, desde la unidad esclava o desde la unidad maestra. 7. Método según la reivindicación 6, que comprende dividir dicha capa intermedia 20 en los cuatro subbloques siguientes para llevar a cabo las siguientes funciones indicadas: - un primer subbloque, o interfaz de APDU, que actúa de interfaz con la capa 60870-5 para leer el flujo de datos de APDU y selecciona los diferentes campos de APDU para extraer información de dirección e información de 25 comando; - un segundo subbloque que procesa datos recibidos desde dicho primer bloque y los transfiere a una capa de interfaz de SIP de un cuarto subbloque; - un tercer subbloque, o capa de servicio de NGN, que procesa e 30 interpreta la información recibida desde dicho primer bloque para generar nuevos servicios de NGN y enviarlos a dicho cuarto subbloque; y - un cuarto subbloque, o capa de SIP de interfaz, que: - en una primera dirección recibe la información enviada por dichos segundo y tercer subbloques, y la envía a dicha capa de SIP, tras traducirla y adaptarla a los protocolos de la capa de SIP, y - en una segunda dirección recibe la información desde dicha capa de 5 SIP y la envía a dichos segundo y tercer subbloques, que la pasarán a dicho primer bloque. 8. Método según la reivindicación 7, en el que dichos nuevos servicios de NGN generados por dicho tercer subbloque son al menos uno del grupo que comprende: alarmas, servicios de localización y servicios multimedia. 10 9. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicho ordenador principal central es un ordenador principal central de supervisión, control y adquisición de datos, SCADA, y dichos dispositivos de computación son unidades terminales remotas y/o controladores lógicos programables. 10. Método según la reivindicación 10, que se aplica a la gestión de 15 comunicaciones de sistemas de control y supervisión industriales relacionados con elementos en una red eléctrica. 11. Método según la reivindicación 10, que se aplica a la supervisión y el control de elementos fijos y móviles de dicha red eléctrica. 12. Método según la reivindicación 11, que se aplica a la supervisión y el control de 20 elementos de al menos uno de los siguientes grupos: recursos energéticos distribuidos, DER, y vehículos eléctricos para seres humanos asistidos por potencia, PHEV. 13. Sistema para gestionar comunicaciones en sistemas de control y supervisión industriales, que comprende una arquitectura según los modelos de referencia 25 seguidos por el grupo TC 57 de la lEC, incluyendo una red y, conectado a la misma, un ordenador principal central y una pluralidad de dispositivos de computación, en el que el sistema se caracteriza porque dicha red, dicho ordenador principal central y dicha pluralidad de dispositivos de computación están todos dispuestos y previstos para establecer comunicación entre los 30 mismos según el método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores.
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