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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
2
• 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.
4
- 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 (%).
5
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)
6
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
8
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..
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