4. Restablecimiento deAlimentadores de Media Tensión

EPS DISTRIBUCIONPROCEDIMIENTOS OPERATIVOS Y CRITERIOS PARA LA OPERACIÓN DE REDES GENERALES DE DISTRIBUCION

ALCANCE Y CONTENIDO.

1. Esquemas básicos de protección en subestaciones y

circuitos de media y baja tensión.

2. Esquemas de acción remedial y esquemas de

protección del sistema.

3. Parámetros y límites operativos para operación segura

del SEN.

4. Restablecimiento de Alimentadores de Media Tensión

5. Restablecimiento de Buses de Media y Equipos de

Transformación.

6. Restablecimiento de Interruptores que pertenecen a

Esquemas de Acción Remedial.


Básicamente un Ingeniero Operador

Obtiene sus insumo para operar la red General de distribución. de Fuentes

diversas tales como:

Sistemas SCADA

Manuales, procedimientos, Diagramas, Libro de Operación.

Sistemas de Gestión de Licencias.

Intercomunicación con Operadores de Zonas de transmisión, CENACE,

Despachadores ISC.

Intercomunicación con personal de Operación y Mantenimiento de redes

Generales de Distribución.

INTRODUCCIÓN


Siendo la principal y mas importante el sistema SCADA es decir la UCM.

Recibiendo en ella señalización de Alarmas, Mediciones y estados. Previamente

cargados en una base de datos de acuerdo a los elementos a controlar en una

subestación.

Enviando a través de ella Controles , para aperturas, cierres y bloqueos.


Por lo cual todo lo que el operador sabe y se entera de la operación en tiempo

real, proviene de este medio.

De ahí la importancia de que el operador interprete correctamente la información

que reconoce en la UCM, la analice y ejecute acciones que permitan atender los

sucesos de la operación, contingencias o disturbios de manera correcta,

priorizando la seguridad del personal, instalaciones y la continuidad del suministro.




Protecciones eléctricas 50, 51, 87,67, 81,27.

Protecciones Mecánicas 49,63.




Protecciones eléctricas de sobre corriente en redes de distribución:

50, 51, 50N, 50F. Estas son programadas en restauradores,

seccionalizadores, seccionadores y fusibles.




El diagrama esquemático de protecciones de una Subestación, nos muestra los

esquemas

Instalados, las zonas de protección, funciones y zonas de operación de estos.

Permitiendo con ello analizar y tomar decisiones operativas con certeza. La

señalización de la operación de estos esquemas son los que el sistema SCADA

muestra en las pantallas de la UCM y son los elementos con los que cuenta el

operador para tomar sus decisiones y efectuar las maniobras.

Por ejemplo:

IN-53010 ALIMENT CD I N - 5 3 0 1 0 A L I M E N T C D ABIERTO CERRADO

PR-50N 53010 CD P R - 5 0 N 5 3 0 1 0 C D NORMAL OPERO

El operador debe interpretar que en la subestación el esquema de protección de

sobre corriente 50N del alimentador 53010 , OPERO. Y que el interruptor se

encuentra abierto.




Cuando en la UCM se recibe una alarma de operación de una protección primaria

de un Transformador de Potencia (87, 86, 63P, 49).

Es indicativo que tenemos fuera de servicio un Transformador y que abrieron sus

interruptores en alta y media tensión.




Por lo anterior es indispensable descartar un posible daño en el mismo, por lo

tanto debe ser revisado por el personal especialista de equipo primario y

protecciones, y el operador de distribución deberá transferir la carga afectada por

los medios de respaldo disponibles (otro transformador o por la red de

distribución), en este caso el operador debe aplicar el procedimiento para

restablecer equipos de transformación.




Para el caso particular de la protección de sobre temperatura (49); recordemos

que esta se da por pasos y que antes de presentarse el disparo, se presentan

alarmas que permiten tomar acciones preventivas para evitar que se produzca el

disparo. Además de que todo transformador por su diseño es capaz de soportar

las corrientes de carga para su capacidad nominal sin enfriamiento Ej. TD3-

18/24/30MVA (ONAN/ONAF/ONAF), sin sufrir calentamientos.




También recordemos que la operación de un relevador 86 bloquea cualquier

mando de cierre remoto o manual y se restablece de forma mecánica o eléctrica

que es necesario retirar antes de poder efectuar otro mando en muchos casos

este bloqueo se da de forma local en la subestación.


Cuando en la UCM se recibe la alarma de operación de una protección

secundaria o de respaldo (51, 51NT, 50) es indicativo que por alguna razón la

protección primaria de otro elemento de la subestación no libró el evento

correctamente o tuvo retardo, por lo que para evitar daños la protección de

respaldo actuó.

Por ejemplo cuando dispara el interruptor general de baja del transformador

(42010/52010) y opera protección 51NT, nos indica que el transformador esta

sano, que no hay ningún tipo de falla que le permita operar normalmente y que la

causa de este evento muy probablemente se originó en el Bus de media tensión e

inclusive en un alimentador. Por lo que para este caso el operador de distribución

deberá aplicar el procedimiento de restablecimiento de bus de media tensión.




Cuando en la UCM señaliza la operación de una protección del interruptor de

un alimentador 50N, 50F, 51N, 51F. Nos indica que en la subestación el

esquema de protección de sobre corriente de un alimentador operó.

En algunos casos para estas funciones también estará programada la operación

de un 79 (recierre) y cuando termine el ciclo de recierres programado el

interruptor puede quedar abierto si es falla franca, o cerrado si la falla fue

transitoria.




Adicionalmente la UCM nos indicará la magnitud de la corriente de corto

circuito, en caso de que así estuviese programado.

Este tipo de eventos son los más recurrentes en las redes generales de

distribución. Por lo que el operador con estos datos y con apoyo de sus

diagramas, libro de operación y planes de contingencia deberá restablecer la

carga afectada y poner en condiciones de operación normales el alimentador

afectado.

Es importante tener separadas las alarmas de la protección operada y la

magnitud de la corriente de falla, para tomar decisiones mas precisas y evitar

así prueba sobre falla y esfuerzos eléctricos al transformador, interruptores y

conductores.




Las protecciones de sobre corriente para redes de baja tensión, están

instaladas generalmente en el propio transformador de distribución, pudiendo

ser fusibles o interruptores termomagneticos y la capacidad de estos será

limitada por la capacidad del propio transformador . En algunos casos cuentan

con señalización para indicar su estado (abierto o cerrado).




2. Esquemas de acción remedial y esquemas de protección del

sistema.

Para mantener la estabilidad del sistema, el CENACE realiza estudios y

simulaciones para implementar acciones remediales que implican restricciones

en la demanda o en la generación. Ya que ante un evento potencialmente

catastrófico para el sistema, es preferible la afectación de una parte de él.



sistema.

Criterio P - 18. Ante eventos críticos extremos en los que se presente la

desconexión consecutiva o simultanea de tres o mas elementos creíbles de

ocurrir, el sistema eléctrico de Transmisión, que involucra las RNT, deberá

mantener la estabilidad con la operación de esquemas de protecciones

especiales como 81s y 27s, DAC, DAG, etc.

Criterio OP- 18. En el Estado Operativo Normal, el CENACE podrá utilizar los

recursos de potencia activa disponibles con el objetivo de mantener la

frecuencia en los rangos establecidos en el Manual Regulatorio de

Estados Operativos.

En el código de red se enuncia lo siguiente:



sistema.

II. Unidades de Central Eléctrica, Transportistas y Distribuidores

Criterio OP- 24. Las Unidades de Central Eléctrica, Transportistas y

Distribuidores deben coordinarse con el CENACE para establecer el

Esquema de Protección del Sistema por inestabilidad de frecuencia.

Criterio OP- 25. Es obligación de las Unidades de Central Eléctrica,

Transportistas y Distribuidores mantener en todo momento disponible para

el CENACE, los Esquemas de Protección de Sistema para inestabilidad de

frecuencia.



sistema.

Otros esquemas remediales comúnmente aplicados son DAC (disparo

automático de carga) y DAG (disparo automático de generación).

Estos están diseñados específicamente para controlar contingencias severas y

bien definidas por salidas de elementos de la red que pudiesen poner en riesgo la

estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.



sistema.

Por ejemplo: ante la salida de una línea con un flujo muy alto, es probable que la

red se sobrecargue y se produzca una afectación en el suministro de la energía

eléctrica total de esa área, por lo que es preferible restringir carga (tiro de carga)

de una magnitud tal que sea soportada por la red. En este caso se aplica un

DAC.

Y un DAG es aquel que provoca la salida de sincronismo de un generador o un

grupo de generadores, para controlar una contingencia severa del sistema.


3. Parámetros y límites operativos para operación segura del SEN.

Control de Tensión

a. El CENACE debe utilizar los recursos de potencia reactiva disponibles

en las instalaciones de la RNT, RGD y Participantes del MEM para

asegurar que se cumplan los criterios de Confiabilidad coordinando e

instruyendo a los Transportistas, Distribuidores y/o Participantes del

MEM en las acciones de control a ejecutar para mantener los niveles de

tensión de los nodos dentro de límites establecidos en el Manual

Regulatorio de Estados Operativos. El CENACE, como responsable del

Control Operativo de la red, debe asegurar que se cumplan todos los

criterios de Confiabilidad aplicables a control de tensión y potencia

reactiva.



Control de Tensión

b. Deberá existir coordinación entre Transportistas y Distribuidores para la

conexión o desconexión de elementos de compensación de potencia

reactiva fija, en niveles de tensión iguales o menores a 35 kV, con la

finalidad de mantener la tensión en los rangos establecidos en el Manual

Regulatorio de Estados Operativos.

30

Control de Tensión

c. Deberá existir coordinación entre Transportistas y Distribuidores para realizar

los cambios de derivaciones o posición en el cambiador de derivaciones bajo

carga en bancos de transformación cuyo nivel de tensión en el lado de baja

tensión sea menor o igual a 35 kV, con la finalidad de mantener la tensión en

los niveles establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos.

d. El operador del CENACE podrá ordenar cualquier acción de control de tensión

al operador del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM en

cualquier nivel de tensión.

e. Es obligación del Transportista, del Distribuidor y Participantes del MEM

cumplir con los límites operativos de capacidad de los elementos bajo su

responsabilidad en cualquiera de los Estados Operativos del SEN.



31

Control de Tensión

f. Ningún operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM hará

cambios en el estado o funcionamiento en los elementos de compensación de

potencia reactiva del MEM, sin autorización del operador del CENACE.

g. El CENACE es responsable de la definición, así como de coordinar la

implementación, modificación o retiro de EPS para control automático de

tensión (PR-27 o PR-59).



32

Control de Tensión

h. Es responsabilidad del Transportista, Distribuidor o Participantes del MEM la

implementación, mantenimiento y disponibilidad de los EPS para control

automático de tensión (PR-27 o PR-59), así como enviar al CENACE las

señales necesarias en tiempo real para la administración del EPS.

i. En Estado Operativo Normal, la magnitud de tensión de todas las barras de

las subestaciones Eléctricas de la RNT y RGD que correspondan al MEM

deben estar dentro de los rangos establecidos en el Manual Regulatorio de

Estados Operativos.



33

Control de tensión

j. Es responsabilidad de los Centros de Control de las Centrales Eléctricas,

observar los siguientes lineamientos:

i. Para las Centrales Eléctricas, el CENACE enviará consigna de factor de

potencia (FP), Potencia reactiva (MVAr) o señal de tensión requerida a la

UTR de la Central Eléctrica, misma que será replicada a todas sus Unidades

de Central Eléctrica para su cumplimiento de manera automática, con base

en lo determinado en el Manual Regulatorio de Interconexión. Los

aerogeneradores y centrales fotovoltaicas se interconectarán al SEN con la

última consigna de FP, MVAr o tensión que tengan registrada en su UTR.



34

Control de tensión

ii. El operador del CENACE podrá comunicarse con el operador de la Central

Eléctrica para instruirle una orden de despacho de potencia reactiva por un

monto específico y/o tensión de generación o barras, para cumplir con los

límites de tensión establecidos en el Manual Regulatorio de Estados

Operativos.



35

Control de tensión

ii. El operador de la Central Eléctrica informará al operador del CENACE una

vez que la instrucción se haya realizado. En caso de no cumplir con la

instrucción por falla en el equipo, el operador de la Central Eléctrica deberá

inmediatamente informar al operador que le dio la instrucción y solicitar una

Licencia.



36

Control de Frecuencia

El CENACE es el responsable del control de frecuencia del SEN y para ello:

a. Es responsabilidad de las Centrales Eléctricas poner a disposición del

CENACE el despacho de sus Unidades de Central Eléctrica, manteniendo su

disponibilidad para participar en el control de frecuencia de acuerdo al Manual

Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales

Eléctricas al SEN.



37


b. Es responsabilidad de los Participantes del MEM acatar las instrucciones de

conexión y desconexión de carga en función de las instrucciones emitidas por

el CENACE para el control de la frecuencia.

c. Es responsabilidad de los Transportistas y Distribuidores acatar las

instrucciones emitidas por el CENACE para el control de la frecuencia.



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d. Ante el disparo de circuitos, alimentadores, líneas y Unidades de Central

Eléctrica por operación de esquemas de baja o alta frecuencia, los

Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM deberán informar

inmediatamente al CENACE, de forma verbal a través del nivel operativo

superior, los elementos disparados y protecciones operadas, procediendo a

su registro. El restablecimiento estará sujeto a las instrucciones que emita el

CENACE.



39

Control de Flujos en el SEN

Es responsabilidad de los Centros de Control de los Transportistas, Distribuidores

y Participantes del MEM, observar los siguientes lineamientos:

a. Es responsabilidad de los Centros de Control de las Unidades de Central

Eléctrica, Usuarios Calificados, Transportistas y Distribuidores, entregar al

CENACE en la puesta en servicio de un nuevo elemento del MEM o cada vez

que existan cambios, una relación de la información de acuerdo con el Anexo

3 de este manual sobre la capacidad del equipo primario, indicando la

descripción del equipo, sus características, capacidad nominal de operación y

ajuste de sobrecarga en donde aplique. Para el caso de Unidades de Central

Eléctrica adicionalmente entregarán sus rampas de incremento/decremento

de carga, curvas de capabilidad, curvas de arranque en frio, tibio y caliente,

rampa del Control Automático de Generación (CAG), etc.



40


b. Se mantendrán implementados esquemas de disparos automáticos de

generación, los cuales son posicionados con base en los criterios

establecidos por el CENACE, siempre que sea necesario por condiciones

operativas preventivas o correctivas para limitar la generación de la Central

Eléctrica.

c. El CENACE es responsable de la administración, definición, coordinación de

la implementación, modificación, retiro y pruebas de validación de los EAR

para control de flujos en el SEN.



41


d. Es responsabilidad del

Transportista, Distribuidor o

Participantes del MEM la

implementación, mantenimiento

y disponibilidad de los EAR para

control de flujos en el SEN, así

como enviar al CENACE las

señales necesarias en tiempo

real para la administración del

EAR.



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e. En caso de modificaciones de las condiciones del SEN, el Transportista,

Distribuidor o Participante del MEM efectuarán las adecuaciones necesarias

para incorporar nuevos EAR o modificar los actuales, previa solicitud del

CENACE.



43


f. El CENACE debe:

i. Evaluar la seguridad del SEN en tiempo real, identificando las variables

eléctricas y eventos que presenten situaciones de riesgo en la operación del

mismo.

ii. Mantener la integridad del SEN, evitando la ocurrencia de situaciones de

riesgo.

iii. Proteger los elementos que componen el SEN de daños que pongan en

riesgo la operación.



44


A su vez, la supervisión de la RNT y de las RGD se realizará de manera no

limitativa y de la siguiente forma:

iv. El CENACE debe establecer los criterios y márgenes que son usados para la

determinación de los límites de seguridad de los elementos de la RNT y las

RGD que corresponden al MEM, así como de las compuertas de flujo, las

cuales publicará de acuerdo a las Reglas del MEM.

v. El CENACE deberá supervisar que los elementos y las compuertas de flujo

de la RNT y RGD se encuentren operando dentro de los límites de seguridad

establecidos.



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vi. Los Centros de Control de la RNT y RGD deben supervisar que los equipos

dentro de su ámbito se encuentren operando dentro de sus límites

operativos.

g. El CENACE podrá solicitar a los Centros de Control de Centrales Eléctricas

intermitentes que limiten o ajusten su generación mediante elementos

automáticos a un valor establecido para asegurar el cumplimiento de los

Criterios de Confiabilidad.




4.- Restablecimiento de Alimentadores de Media Tensión

1. Para una falla de sobrecorriente con disparo del alimentador, puede o no tener un

recierre (79) de acuerdo a los tiempos programados con protección 50N, 50F, 51N y

51F.

2. Al presentarse disparo de un circuito de distribución, el Ingeniero Operador de

Distribución (OD) verifica las protecciones operadas en el control supervisorio.

3. Una vez que se haya efectuado el ciclo de recierre y el alimentador quede abierto

se inicia con el proceso de análisis y seccionamiento para ubicar la falla.

4. Si no opera el recierre y no hay una licencia vigente (en vivo o muerto), el OD

deberá bloquear el recierre del interruptor y hacer una prueba de cierre por control

supervisorio o mediante el operador de subestación.

5. Si hay una o más licencias vigentes se localiza al personal y se confirma que se

encuentren fuera de peligro y fuera de la línea antes de efectuar cualquier maniobra.

6. Si la prueba de cierre es positiva se concluye con la recuperación de la carga.



7. Si la prueba es negativa se procede con la detección de la falla.

8. El OD deberá efectuar el seccionamiento de la falla de acuerdo a la información

obtenida por medio del control supervisorio, y recuperar la carga por los medios

disponibles.

9. Los equipos con protección instalados a lo largo de los circuitos se encuentran

coordinados de tal forma que las fallas se libran adecuadamente.

10. Una vez seccionado el circuito, el personal de campo revisa el tramo donde se

infiere se ubica la falla hasta localizarla. Al respaldar la máxima carga posible, deberá

utilizar todos los enlaces disponibles en el entendido de conservar una buena

regulación de tensión y evitar sobrecarga en los circuitos de respaldo.

11. Se otorgan licencias de emergencia para el patrullaje y reparación de la falla.

12. Una vez reparada la falla, se normaliza la carga del circuito y se habilitan los

recierres de los equipos involucrados en las maniobras.



13. Todos los restauradores; independientemente si son normalmente abiertos o

normalmente cerrados, están ajustados para soportar el mismo valor de carga

del alimentador, así mismo sus protecciones están ajustadas para que la

detección de corrientes de falla sean bidireccionales.

14. Todos los restauradores cuentan de uno a tres recierres; incluidos los

equipos normalmente abiertos (utilizados como enlace), quedando bloqueado su

recierre al término de su ciclo.

15. Una vez que un restaurador ejecutó su ciclo de recierres y quedó abierto, el

OD deberá considerar como falla franca declarada y evitara ejecutar una prueba

de cierre sin que haya hecho un seccionamiento del tramo fallado.

16. Antes de otorgar una licencia en muerto en la red de distribución, el OD

deberá solicitar la apertura de las cuchillas asociadas al EPROSEC (entiéndase

lado fuente y lado carga ) para cumplir con un punto visible abierto.



17. El OD deberá instruir al personal a que verifique ausencia de potencial antes

de maniobrar equipos que no estén diseñados para operar con carga; así mismo

antes de instalar equipos de puesta a tierra.

18. Antes de cerrar un equipo en el que se vaya a energizar un tramo de línea o

un elemento de la Red de Distribución, el OD deberá confirmar que el personal

de campo se encuentre a una distancia de seguridad de la instalación a

energizar y ésta no cuente con equipos de puesta de tierra instalados.



Acciones que realiza el Operador del Centro de Control de Distribución (CCD)

para restablecer un circuito.

1.- Recopilación y análisis de información

En esta primera fase, el Operador del CCD anota los datos importantes del evento

como son:

Hora del Disparo, Circuito, protección operada, equipos involucrados en el disparo

(operación de algún equipo coincidente con el del alimentador), corriente de corto

circuito, carga afecta, revisar si se tiene alguna licencia en proceso sobre el circuito

afectado.

Todos estos datos el operador los recaba de su Unidad Central Maestra (UCM) y del

sistema de gestión integral de licencias (GIL)



2.- Maniobras de restablecimientos con equipos telecontrolados.

Como sabemos aproximadamente el 80 % de los eventos son transitorios,

siendo estos ocasionados por algún movimiento de la línea, algún animal que

rompe distancia con la línea, algún golpe a los postes con un vehículo, etc. En

base a esto el operador únicamente recopila información e inmediatamente

realiza lo descrito en el punto 3, notifica a personal de campo (ISC/ CCC/

Operación y Mantenimiento) para realizar el patrullaje del circuito y obtener así

la causa del mismo.

Por otra parte si el evento es permanente (falla franca), el operador se vale de

los Equipos de Seccionamiento Telecontrolados y Diagramas actualizados de la

Red General de Distribución a su cargo para restablecer el circuito afectado.



3.- Notificar al personal de campo.

Por medio del sistema SCADA pueden operar los equipos de seccionamiento

de forma remota dando al Operador la capacidad de:

Abrir, Cerrar , Bloquear el recierre del equipo, Activar el disparo por falla a

tierra, Activar el mantenimiento en línea viva. Además puede consultar la

corriente de falla y la carga que tiene el equipo. Todo esto con la finalidad de

restablecer el circuito al 100% en el menor tiempo posible.

En caso de que la afectación persista se solicitara personal de campo ISC/

CCC/ Operación y Mantenimiento para continuar con las maniobras , punto 4.

También pudiese ejecutar un esquema de automatismo previamente

programado en su UCM.



4.- Maniobras de restablecimiento con personal de campo.

Después de notificar al Despachador del ISC o CCC del evento, el Operador del

CCD revisa sus diagramas, el plan de restablecimiento, realiza análisis de carga

para dictar maniobras de restablecimiento.

Ejemplo :

Con base a los puntos anteriores tenemos las siguientes maniobras de

restablecimiento del circuito VAJ 53070:


Restablecimiento de Alimentadores de Media Tensión



RESTABLECIMIENTO DEL CIRCUITO VAJ 53070 OPERANDO PROTECCION 50

CASO 1 OPERA 50

MANIOBRA (1) UBICACIÓN MANIOBRA (2)PRUEBA

( 1)

% DE CARGA

RESTABLECIDAMANIOBRA ( 3)

PRUEBA

(2)

% DE CARGA


PRUEBA

(3)

% DE CARGA

RESTABLECIDA

ABRIR RESTAURADOR

R1 T23-202

EN CALLE MIXTECOS ENTRE ZACATECAS Y CALLE TLANEPANTLA

TENAYUCA

CIERRE DEL ALIMENTADOR

VAJ-53070POSITIVA 50%

CERRAR RESTAURADOR R1 T23-

202

POSITIVA 75%

PATRULLAR DE C-O-G-T23 417 HACIA

RSTAURADOR R2 EN CALLE LAZARO CARDENAS

CASIESQ. CON VENUSTIANO CARRANZA ,LOCALIZAR Y CORREGIR

FALLA

POSITIVA 100%

ABRIR RESTAURADOR

R1 T23-202

EN CALLE MIXTECOS ENTRE ZACATECAS Y CALLE TLANEPANTLA

TENAYUCA

CIERRE DEL ALIMENTADOR

VAJ-53070NEGATIVA 0%

CERRAR RESTAURADOR

T 23 560 DE ENLACE DEL VAJ 53180 EN CALLE

MORELOS ENTRE

VENUSTIANO CARRANZA Y

FELIPE ANGELES

POSITIVA 85%

PATRULLAR DE RESTAURADOR R1 T 23

202 HACIA INTERRUPTOR S.E. VALLEJ LOCALIZAR Y

CORREGIR FALLA

POSITIVA 100%

SUBESTACION VALLEJO

CIRCUITO VAJ- (53070)

DEMANDA MINIMA (A) 179

DEMANDA MEDIA (A) 298

DEMANDA MAXIMA (A) 324

PICK UP F 480

PICK UP N 60 A



RESTABLECIMIENTO DEL CIRCUITO VAJ 53070 OPERANDO PROTECCION 51

CASO 1 OPERA 51MANIOBRA (1) UBICACIÓN MANIOBRA (2)

PRUEBA

(1)

% DE CARGA

RESTABLECIDAMANIOBRA (3)

PRUEBA

(2)

% DE CARGA


PRUEBA

(3)

% DE CARGA

RESTABLECIDA

ABRIR CUN -T23-499

EN CALLE JAIME NUNO ENTRE

CENTRO ESCOLAR Y TECNOLOGICO

CERRAR C.O.G. T23 140 UBICADAS EN

FCO. VILLA ESQ. JAIME NUNO

POSITIVA 65%

CERRAR C.O.G. T23 978 ENLACE CON GUA 53110

EN CALLE EMILIANO ZAPATA

ESQ FCO. VILLA

POSITIVA 95%

PATRULLAR DEL RESTAURADOR R2 A LAS CUN

T23 499 EN CALLE JAIME NUNO

ENTRE CENTRO ECOLAR Y AV. TECNOLOGICO LOCALIZAR Y

CORREGIR FALLA

POSITIVA 100%

ABRIR CUN -T23-499

EN CALLE JAIME NUNO ENTRE

CENTRO ESCOLAR Y TECNOLOGICO

CIERRE DE PRUEBA DEL ALIMENTADOR

VAJ 53070NEGATIVA 0%

ABRIR LA T23 499 EN CALLE JAIME NUNO ENTRE

CENTRO ESCOLAR Y TECNOLOGIC Y ABRI T23 417

CALLE ADOLFO LOPEZ MATEOS

ESQ. AMARANTO

POSITIVA 75%

PATRULLAR DE LAS CUN T23 417 HACIA LAS T 23 499, Y CERRAR T 23 517 ENLACE

CON GUA 53060 LOCALIZAR Y

CORREGIR FALLA

POSITIVA 100%

SUBESTACION VALLEJO

CIRCUITO VAJ- (53070)

DEMANDA MINIMA (A) 179

DEMANDA MEDIA (A) 298

DEMANDA MAXIMA (A) 324

PICK UP F 480

PICK UP N 60 A



El procedimiento anterior se hace mas eficiente si tenemos el dato de la magnitud de lacorriente de falla, la comparamos con los niveles de corto circuito calculados de acuerdoa la topología de la red y elegimos el punto de seccionamiento mas próximo a laubicación de la falla para minimizar los clientes afectados y las maniobras a ejecutar.


5. Restablecimiento de Buses de Media Tensión y Equipos de

Transformación.


5. Restablecimiento de Buses de Media Tensión y Equipos de

Transformación.

Nota: este procedimiento debe ser establecido en común acuerdo entre la

Zona de operación de Transmisión (tercer nivel) y el Centro de Control de

Distribución (cuarto nivel) respondiendo a las necesidades y políticas

particulares.


6.- Restablecimiento de Interruptores que pertenecen a Esquemas de

Acción Remedial.

Cuando opera un esquema de acción remedial por 81 (alta o baja frecuencia) el OD

deberá de abstenerse de efectuar cualquier maniobra que implique energizar o

respaldar la carga y alimentadores que operaron por esta condición.

Deberán reportarse con su nivel operativo superior (zonas de operación de

transmisión tercer nivel) y reportar el evento indicando el paso operado. Y deberán

registrar y cuantificar la demanda, clientes y el tiempo de afectación. Y solicitar

instrucciones para el cierre de los interruptores. Debiendo ejecutar esta acción

hasta que expresamente le sea autorizado.

En el sistema SIAD en el menú 5D (TIRO DE CARGA) se encuentran registrados

los bloques de tiro de caga manual automático y tarifa interrumpible. Que ya fue

aprobada y autorizada por cada División.


Restablecimiento de Interruptores que pertenecen a Esquemas de Acción

Remedial.

Cuando opera un esquema remedial DAC , el OD deberá de abstenerse de efectuar

cualquier maniobra que implique energizar o respaldar la carga y alimentadores que

operaron por esta condición.

Deberán reportarse con su nivel operativo superior (zonas de operación de

transmisión tercer nivel) y reportar el evento indicando el DAC operado. Y deberán

registrar y cuantificar la demanda, clientes y el tiempo de afectación. Y solicitar

instrucciones para el cierre de los interruptores. Debiendo ejecutar esta acción

hasta que expresamente le sea autorizado.

En el caso del DAG solo aplica para centrales generadoras.


POR SU ATENCIÓN GRACIAS

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