¿Qué es el ICCP?
El Protocolo de Comunicaciones entre Centros de Control (ICCP o IEC 60870/TASE.2) es el estándar mundial de facto para la comunicación del centro de control en el sector de la energía eléctrica. Permite el intercambio de datos dentro de los sistemas de servicios públicos, así como entre los diferentes servicios públicos y las agrupaciones de energía, las organizaciones regionales de transmisión (RTO), los operadores de sistemas independientes (ISO) y los generadores no eléctricos. El ICCP, o protocolo TASE.2, permite el intercambio de datos históricos y en tiempo real, incluidos el estado, los valores medidos, los datos de programación, los comandos del operador y más. El ICCP se basa en la especificación de mensajes de fabricación (MMS o ISO 9506) y permite roles de cliente y servidor. El ICCP y el MMS permiten que las conexiones TCP/IP sean entrantes, salientes o ambas, independientemente del rol de cliente/servidor.
¿Qué es el ICCP seguro?
El ICCP seguro es simplemente un ICCP canalizado mediante seguridad de la capa de transporte (TLS). En otras palabras, se basa en certificados y tiene algún protocolo adicional de firma de mensajes. La especificación técnica IEC TS 62351-4 define el ICCP seguro.
El ICCP y las empresas de servicios públicos
Hoy en día, muchos de nosotros damos por sentadas las comunicaciones y los datos en tiempo real. Antes de los años 90, no era así. El ICCP comenzó en 1991 como un esfuerzo de las empresas eléctricas, los grupos de apoyo al protocolo de intercambio de datos (WSCC, IDEC y ELCOM), EPRI, consultores y vendedores de SCADA/EMS para desarrollar un estándar global y completo para el intercambio de datos en tiempo real dentro del sector de las empresas eléctricas que fuera totalmente compatible con ISO.
Antes del ICCP, las empresas de servicios públicos recurrían a protocolos internos o propios, no basados en normas ISO, como WEIC, ELCOM e IDEC, para intercambiar datos en tiempo real. Ese mismo año se creó el grupo de trabajo Utility Communication Specification (UCS) para elaborar la especificación del protocolo, desarrollar un prototipo de aplicación, probar la especificación, presentarla para su normalización y realizar pruebas de interoperabilidad entre los proveedores que la desarrollaron.
¿Cómo establecieron las empresas de servicios públicos comunicaciones y control en tiempo real?
La historia del ICCP comenzó en mayo de 1991, cuando el grupo de trabajo 07 del Comité Técnico 57 de la CEI (TC57 WG07) pidió al Grupo de Trabajo de Comunicaciones de WSCC que creara unas directrices para la normalización internacional. Este grupo consideró que una mejor solución sería reunir las cuatro normas competidoras (WSCC, IDEC, ELCOM y MMS) para desarrollar una norma totalmente conforme con ISO.
Comenzar con un grupo de trabajo
En septiembre de 1991 se convocó la primera reunión de la Utility Communications Specification (UCS). Cualquier empresa de servicios públicos, proveedor u organización comprometida con el desarrollo de un estándar integral podía asistir. La reunión tuvo dos resultados principales. Los asistentes: 1) reconocieron las ventajas de aunar esfuerzos para crear una norma de comunicaciones, y 2) crearon un grupo de trabajo para completar la labor de creación de una norma.
¿Cuáles son las ventajas de crear una norma de comunicación?
En 1991, la Utility Communications Specification (UCS) determinó las múltiples ventajas de un esfuerzo combinado para crear una norma de comunicaciones para el sector de los servicios públicos. Estas son sus ventajas
- Implementaciones más rápidas y menos costosas gracias al uso de las normas ISO
- Reducción de los costos globales gracias a una mayor aceptación y base de instalación
- Funcionalidad mejorada incorporada mediante normas CEI/ISO desarrolladas a lo largo de varios años.
- Sin obsolescencia tecnológica
- Más servicios públicos conectados gracias al abaratamiento de los costos
- Reducir al mínimo la duplicación de esfuerzos en el desarrollo y mantenimiento de diferentes normas.
- Compatibilidad con varios proveedores
- Funcionalidad basada en los requisitos definidos por el usuario
Elección de un estándar de comunicación
Durante los meses siguientes, el grupo de trabajo celebró reuniones internas y con organizaciones de normalización del sector, como los grupos de trabajo de la International Electrotechnical Commission (IEC), el Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) y el National Institute of Standards and Technology (NIST). Durante estas reuniones, el grupo de trabajo evaluó las opciones de hacer compatibles los protocolos WSCC e IDEC para comunicarse frente a definir los requisitos de un nuevo protocolo. Decidieron que sería más productivo trabajar en un nuevo protocolo y realizaron un estudio de viabilidad del MMS.
Evaluar el estándar
El grupo de trabajo de la UCS completó una evaluación comparativa de MMS para determinar la sobrecarga de MMS ejecutando mensajes periódicos bloqueados por ICCP. Los resultados preliminares mostraron un aumento del 6 al 10 % en bits/mensaje transmitidos al utilizar MMS para el servicio de mensajería ICCP frente a un enfoque personalizado de omitir la capa de presentación. Esto no aumentaría los costos recurrentes de los medios de red significativamente. Sobre la base de los resultados del índice de referencia, el grupo de trabajo de la UCS aprobó el uso de MMS para la UCS/ICCP.
Desarrollar la especificación funcional
Una vez que el estudio de viabilidad demostró que el MMS era una alternativa viable de capa superior al software personalizado, el grupo de trabajo dirigió sus esfuerzos a tres áreas: 1) desarrollar la especificación funcional para un nuevo protocolo que utilizara MMS; 2) determinar cómo se podía demostrar el protocolo, y 3) decidir a quién se enviaría para su aceptación como estándar.
Generar la aceptación del sector
La UCS presentó el ICCP al Grupo de Trabajo (WG) 07 del Comité Técnico (TC) 57 de la CEI como propuesta de norma de protocolo. Al mismo tiempo, el WG-07 también estaba considerando un estándar basado en ELCOM (ELectricity utilities COMmunications)-90 en lugar de ROSE. El TC-57 eligió un enfoque de doble protocolo. Esto permitió una aplicación que cumpliría los requisitos de los mercados comunes europeos de 1992 y el desarrollo a largo plazo de un protocolo más completo. El TC-57 designó el protocolo basado en ELCOM-90 como TASE.1 (Tele-control Application Service Element-1) y el protocolo basado en ICCP sobre MMS TASE.2.
En el marco del Integrated Utility Communications Project de EPRI, se llevaron a cabo una serie de demostraciones y seminarios relacionados. Una de las demostraciones consistió en implementar y probar el protocolo en Western Area Power Administration's (WAPA) Loveland Area Office y en Ohio Edison Company, con un tercer nodo en un proveedor para demostrar las capacidades de enrutamiento y conexión en red.
Los datos en directo entre el centro de control de WAPA en Loveland (Colorado) y el centro de control de Ohio Edison en Wadsworth (Ohio) se transfirieron a través del nuevo ICCP por una red de comunicaciones que enlazaba los dos centros de control con un nodo situado en el proveedor de Florida. Los datos fluyen directamente entre los servicios o a través del nodo del proveedor bajo el control del protocolo basado en MMS/OSI.
La demostración se completó a finales de 1994 y se basó en los principales bloques de funcionalidad ICCP, incluido el intercambio de objetos del centro de control y las comunicaciones con operadores remotos. Con el tiempo, el estándar ICCP se ha ido perfeccionando, pero sigue siendo el preferido para los centros de control.
La FERC 2222 aumenta la demanda de conectividad ICCP
En septiembre de 2020, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) aprobó la norma final Order 2222 (PDF). Esta norma permite a los agregadores de recursos energéticos distribuidos (DER) competir en todos los mercados eléctricos mayoristas organizados regionales. El objetivo de la medida es permitir que las nuevas tecnologías se conecten y participen en igualdad de condiciones, mejorando la competencia, fomentando la innovación y reduciendo los costos de la energía para los consumidores.
Los DER se ubican en el sistema de distribución, en un subsistema de distribución o detrás del contador del cliente. Abarcan desde el almacenamiento eléctrico y la generación intermitente hasta la generación distribuida, la respuesta a la demanda, la eficiencia energética, el almacenamiento térmico y los vehículos eléctricos y sus equipos de carga.
La norma final permite a estos recursos participar en los mercados mayoristas regionales organizados de capacidad, energía y servicios auxiliares junto con los recursos tradicionales. Múltiples DER pueden agregarse para satisfacer requisitos mínimos de tamaño y rendimiento que no podrían cumplir individualmente. También significa una mayor demanda de conectividad ICCP por parte de todos los recursos agregados que entran en línea para participar en los mercados energéticos, según los requisitos de datos y control de cada ISO/RTO.
Establecer conectividad ICCP
Aunque cada ISO/RTO norteamericana tiene sus propios requisitos de información y control, el ICCP es el protocolo elegido para la conectividad en tiempo real, con el fin de facilitar y rentabilizar la compra y venta de energía. 
El ICCP permite el intercambio de datos históricos y en tiempo real sobre la supervisión y el control del sistema eléctrico. Esto incluye valores medidos, datos de programación, datos de contabilidad energética y mensajes del operador. El intercambio de datos puede producirse entre múltiples sistemas EMS de centros de control; EMS y sistemas DCS de centrales eléctricas; EMS y sistemas SCADA de distribución; EMS y otros sistemas de servicios públicos, y EMS/SCADA y subestaciones.