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MÉXICO

CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

GUÍA CFE L0000-70

AGOSTO 2009

PARA USO INTERNO DE LA CFE ACUERDO-01/COMITÉ DE CALIDAD DE ENERGÍA 23-FEB-2012


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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO _________________________________________________________________________1 2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________1 3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________1 4 DEFINICIONES _____________________________________________________________________2 4.1 Armónica de Tensión _______________________________________________________________2 4.2 Calidad de la Energía _______________________________________________________________3 4.3 CENACE __________________________________________________________________________3 4.4 Cliente ____________________________________________________________________________3 4.5 Compatibilidad Electromagnética _____________________________________________________3 4.6 Desbalance de Tensión ______________________________________________________________3 4.7 Fluctuación de la Tensión (Flicker)_____________________________________________________3 4.8 Frecuencia Fundamental _____________________________________________________________3 4.9 Índice de Planeación (Ip) _____________________________________________________________3 4.10 Índice para el Cliente (Ic) _____________________________________________________________3 4.11 Interrupción________________________________________________________________________3 4.12 Proveedor _________________________________________________________________________3 4.13 “Sag” _____________________________________________________________________________4 4.14 “Swell” ____________________________________________________________________________4 5 PERTURBACIONES PERMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, POR

PROCESO Y POR TENSIÓN___________________________________________________________5 6 VALORES INDICATIVOS PARA ARMÓNICOS ____________________________________________8 7 PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA___________ ______________________________________________9 8 PUNTOS DE MEDICIÓN _____________________________________________________________10 9 EQUIPO DE MEDICIÓN ______________________________________________________________10 10 TIPOS DE REPORTES ______________________________________________________________10 10.1 Reporte de Compatibilidad de “Sags” _________________________________________________10


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10.2 Reporte de “Sags” por Áreas ________________________________________________________11 11 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS PARA SOLUCIÓN Y/O CONTROL _____________12 11.1 Generales_________________________________________________________________________12 11.2 Proceso CENACE __________________________________________________________________12 11.3 Proceso Generación________________________________________________________________13 11.4 Proceso Transmisión _______________________________________________________________13 11.5 Proceso Distribución _______________________________________________________________14 11.6 Clientes __________________________________________________________________________14 12 REQUISITOS DE CALIDAD DE ENERGÍA QUE DEBEN CUMPLIR LOS CLIENTES______________14 13 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________16 APÉNDICE A IMPORTANCIA DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA CADENA DEL SUMINISTRO__________18 APÉNDICE B ANÁLISIS DE EVENTOS EN EL ÁREA DE CONTROL NORESTE ________________________ 21 APÉNDICE C ANTECEDENTES DE EVENTOS EN LA DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN CENTRO-ORIENTE _____________________________________________________________ 32 APÉNDICE D EFECTOS SOBRE EQUIPOS ESPECÍFICOS EN BAJA TENSIÓN ________________________ 36 APÉNDICE E CADENA PRODUCTIVA DEL SUMINISTRO__________________________________________ 38 TABLA 1 PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA – VALORES TÍPICOS EN NODOS DE MEDIA

TENSIÓN ( 13, 2 A 34,5 kV)____________________________________________________________5 TABLA 2 PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA – VALORES TÍPICOS EN NODOS DE MEDIA

TENSIÓN ( 69 A 138 kV) ______________________________________________________________6 TABLA 3 PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA – VALORES TÍPICOS EN NODOS DE MEDIA

TENSIÓN ( 161 A 400 kV) _____________________________________________________________7 TABLA 4 VALORES INDICATIVOS DE NIVELES DE PLANEACIÓN PARA ARMÓNICOS DE TENSIÓN (EN %

DE LA TENSIÓN NOMINAL) __________________________________________________________8 TABLA 5 VALORES INDICATIVOS DE NIVELES DE CLIENTE PARA ARMÓNICOS DE TENSIÓN ( EN % DE LA TENSIÓN NOMINAL)10 __________________________________________________8 TABLA 6 DISTORSIÓN ARMÓNICA MÁXIMA PERMITIDA EN CORRIENTE PARA TENSIONES HASTA 69

KV_______________________________________________________________________________16 TABLA 7 DISTORSIÓN ARMÓNICA MÁXIMA PERMITIDA EN CORRIENTE PARA TENSIONES HASTA 161

KV_______________________________________________________________________________16


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FIGURA 1 GRÁFICA DE PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ____________________________________________________________9

FIGURA 2 REPORTE DE INCIDENCIAS DE “SAGS” _______________________________________________11 FIGURA 3 REPORTE POR “SAGS” POR ÁREAS__________________________________________________12


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1 OBJETIVO Determinar la calidad de la energia en base a las características y los límites de las perturbaciones de la misma, suministrada con la cadena productiva de los procesos operativos del sistema eléctrico nacional. Consultar la problemática descrita en el Ápendice A.

2 CAMPO DE APLICACIÓN Todos los servicios de energía eléctrica con tensión igual o mayor a 13,2 kV, que sean proporcionados por Comisión Federal de Electricidad a clientes de suministro, clientes de interconexión como lo son los productores independientes, autoabastecedores, cogeneradores y Luz y Fuerza del Centro. Donde los puntos de monitoreo, se establecen de conformidad con el “Procedimiento para la Elaboración del Balance de Energía Eléctrica”, MED-7001-CFE-LFC.

3 NORMAS QUE APLICAN

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

NMX-J-098-ANCE-1990 Sistema Eléctricos de Potencia – Suministro – Tensiones Eléctricas Normalizadas.

NMX-J-550/3-2-ANCE-2005 Compatibilidad Electromagnética (Emc) - Parte 3-2: Límites - Límites para las Emisiones de Corriente Armónicas (Aparatos con Corriente de Entrada = 16 A por Fase.

NMX-J-550/4-7-ANCE-2005 Compatibilidad Electromagnética (Emc) - Parte 4-7: Técnicas de Prueba y Medición - Guía General de Instrumentación y Medición para Armónicas e Interarmónicas, en Sistemas de Suministro de Energía Eléctrica y Equipo Conectado a Estos.

NMX-J-550/4-15-ANCE-2005 Compatibilidad Electromagnética (Emc) - Parte 4-15: Técnicas de Prueba y Medición - Medidor de Parpadeo - Especificaciones de Funcionamiento y Diseño.

NMX-J-550/4-30-ANCE-2008 Compatibilidad Electromagnética (EMC) - Parte 4-30: Técnicas de Prueba y Medición - Métodos de Medición y Estudio de Calidad de la Energía Eléctrica.

NMX-Z-055-IMNC-1997 Metrología - Vocabulario de Términos Fundamentales y Generales.

IEC 60050-161-1990 International Electrotechnical Vocabulary. Chapter 161: Electromagnetic Compatibility.

IEC 60050-300-2001 International Electrotechnical Vocabulary - Electrical and Electronic Measurements and Measuring Instruments - Part 311: General Terms Relating to Measurements - Part 312: General Terms Relating to Electrical Measurements - Part 313: Types of Electrical Measuring Instruments -


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Part 314: Specific Terms According to the Type of Instrument.

IEC 61000-3-8-1997 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 3: Limits - Section 8: Signalling on Low - Voltage Electrical Installations - Emission Levels, Frequency Bands and Electromagnetic Disturbance Levels.

IEC 61000-4-7-2002 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-7: Testing and Measurement Techniques - General Guide on Harmonics and Interharmonics Measurements and Instrumentation, for Power Supply Systems and Equipment Connected Thereto.

IEC 61000-4-11-2004 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-11: Testing and Measurement Techniques - Voltage Dips, Short Interruptions and Voltage Variations Immunity Tests.

IEC 61000-4-30-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-30: Testing and Measurement Techniques – Power Quality Measurement Methods.

IEC TR 61000-2-8-2002 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 2-8: Environment - Voltage Dips and Short Interruptions on Public Electric Power Supply Systems With Statistical Measurement Results.

IEC TR 61000-3-6-2008 Limits - Assessment of Emission Limits for the Connection of Distorting Instalations to MV, HV and EHV Power System.

IEC TR 61000-3-7-2008 Limits - Assessment of Emission Limits for the Connection of Fluctuating Instaltions to MV, HV and EHV Power System.

IEC TR 61000-3-8-2008 Limits - Enviroment - Voltage Dips and Short Interruptions on Public Electic Power Supply Systems with Statistical Measurement Results.

CFE G0000-48-2008 Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos.

CFE L0000-45-2005 Desviaciones Permisibles en las Formas de Onda Tensión y Corriente, en el Suministro y Consumo de Energía Eléctrica.

NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en vigor

en la fecha de la convocatoria de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa.

4 DEFINICIONES 4.1 Armónica de Tensión Tensión sinusoidal de frecuencia igual a un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la tensión de suministro.


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4.2 Calidad de la Energía

Características eléctricas de un punto determinado del sistema eléctrico, evaluadas con respecto a un conjunto de parámetros y sus valores de referencia, relacionados a la compatibilidad electromagnética entre el suministrador y los clientes. 4.3 CENACE Centro Nacional de Control de Energia de la CFE. 4.4 Cliente Persona física o moral reponsable del uso de la energía eléctrica suministrada por la CFE, previo contrato por las partes.

4.5 Compatibilidad Electromagnética Habilidad de un aparato o de un sistema para funcionar en su entormo electromagnético de manera satisfactoria y sin introducir perturbaciones electromagnéticas intolerantes cualesquiera, dentro de este entorno.

4.6 Desbalance de Tensión Condición en un sistema trifásico en el que las magnitudes de las tensiones y/o las diferencias angulares relativas no son iguales. 4.7 Fluctuación de la Tensión (Flicker) Variaciones de la luminiscencia de lámparas debidas a fluctuaciones de la envolvente de tensión. 4.8 Frecuencia Fundamental La frecuencia fundamental es la misma que la frecuencia nominal del sistema. 4.9 Índice de Planeación (Ip)

Valor que se planea por parte del proveedor, para cada uno de los parámetros de la energía eléctrica, en los diferentes puntos de suministro a los clientes.

4.10 Índice para el Cliente (Ic)

Valor comprometido con el cliente para cada uno de los parámetros de la energía eléctrica, en el punto de suministro por parte del proveedor. 4.11 Interrupción

Abatimiento de la tensión hasta valores entre 0 p.u. y 0,1 p.u. de la tensión nominal; en una o más fases; en un punto del sistema eléctrico, pudiendo ser momentánea, temporal o sostenida, dependiendo de su duración.

4.12 Proveedor Suministrador de servicios de energía eléctrica.


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4.13 “Sag”

Decremento repentino de la tensión de suministro a un valor entre el 0,9 p.u. y 0,1 p.u. del valor nominal de dicha tensión de suministro; seguido de una recuperación de la tensión después de un período corto de entre un ciclo a la frecuencia de sistema y 1 min. 4.14 “Swell” Incremento repentino de la tensión de suministro a un valor entre de 1,1 p.u. y 1,8 p.u. del valor nominal de dicha tensión de suministro; seguido de una recuperación de la tensión después de un período corto de entre un ciclo a la frecuencia de sistema y 1 min.


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5 PERTURBACIONES PERMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, POR PROCESO Y POR TENSIÓN.

TABLA 1 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de media tensión ( 13, 2 a 34,5 kV)

Contribución de Eventos por Porceso Fenómeno por evento Tipo Magnitud

(pu) Duración Cliente (cantidad)

Periodo de Evaluación G T C D

Momentáneas < 0,1 1 ciclo – 3 s 13 Anual 0 3 NA 10

Temporal < 0,1 3 s – 1 min 25 Anual 4 5 1 15 Interrupción

Sostenida 0 > 1 min 9 Anual 2 2 1 4

Instantaneo 0,1 – 0,9 1 - 30 ciclos 74 Anual 0 4 NA 70

Momentáneo 0,1 – 0,9 30 ciclos – 3 s 33 Anual 0 3 NA 30 Sag

Temporal 0,1 – 0,9 3 s – 1 min 14 Anual 3 1 NA 10


Momentáneo 1,1 – 1,4 30 ciclos – 3 s 11 Anual 0 1 NA 10 Swell

Temporal 1,1 – 1,2 3 s – 1 min 12 Anual

5 1 NA 6

Límites por Proceso Fenómenos de tensión en estado

estable Tipo

Ventana de

medición Límite

Cliente (porcentaje de cumplimiento)


Sobre tensión 10 min + 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA +5% Vnom +5 % Vnom Variación de larga duración Bajo tensión 10 min - 7 % Vnom 95 % Semanal NA NA -5% Vnom -7% Vnom

Desbalance Tensión 10 min 2 % 95 % Semanal NA 2 % NA 2 % Distorsión

armónica total Tensión 10 min 6,5 % (1) 95 % Semanal NA NA NA 6,5 %

Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal NA NA +0,5% NA Variación de frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal NA NA -0,5% NA

Flicker Tensión 2 horas > 25 Hz (1) 100 % Semanal

NA NA NA >25 Hz (4) Notas:

1 Valores evaluados en el punto de acoplamiento común (PAC) con el cliente, los cuales no deben ser rebasados para evitar su propagación en el sistema 2 Para el sistema de Baja California Sur, la variación de la frecuencia será de ± 0,8% 3 Las interrupciones sostenidas incluyen las interrupciones programadas 4 Parámetro de evaluación y control por aportación del cliente al sistema 5 Para el proceso del CENACE la interrupción es por la apertura accidental de interruptores


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TABLA 2 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de alta tensión ( 69 a 138 kV)

Contribución de Eventos por Porceso Fenómeno por

evento Tipo Magnitud (pu) Duración Cliente

(cantidad) Periodo de Evaluación G T C D










2 1 NA 3

Límites por Proceso Fenómenos de

tensión en estado estable

Tipo Ventana

de medición

Límite Cliente

(porcentaje de cumplimiento)




armónica total Tensión 10 min 3 % (1) 95 % Semanal NA 3 % NA 3 %

Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal(2) NA NA +0,5% NA Variación de frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal(2) NA NA -0,5% NA





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TABLA 3 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de extra alta tensión ( 161 a 400 kV)

Contribución de Eventos por Porceso Fenómeno por

evento Tipo Magnitud (pu) Duración Cliente

(cantidad) Periodo de Evaluación G T C D










2 1 NA 0

Límites por Proceso Fenómenos de

tensión en estado estable

Tipo Ventana

de medición

Límite Cliente

(porcentaje de cumplimiento)




armónica total Tensión 10 min 3 % (1) 95 % Semanal NA 3 % NA NA

Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal (2) NA NA +0,5% NA Variación de frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal (2) NA NA -0,5% NA





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6 VALORES INDICATIVOS PARA ARMÓNICOS

TABLA 4 - Valores indicativos de niveles de planeación para armónicos de tensión (en % de la tensión nominal)

Algunos armónicos no múltiplos de 3 Algunos armónicos múltiplos de 3 Armónicos pares

Orden % de Armónicos de tensión Orden % de Armónicos de tensión Orden % de Armónicos

de tensión MT AT-EAT MT AT-EAT MT AT-EAT

2

5 5 2 2 1,6 1,5

7 4 1,5 3 4 2 4 1 1

11 3 1,5 9 1,2 1 6 0,5 0,5

13 2,5 1 15 0,3 0,3 8 0,4 0,4

17 1,6 1 21 0,2 0,2 10 0,4 0,4

19 1,2 0,7 > 21 0,2 0,2 12 0,2 0,2

23 1,2 0,7 > 12 0,2 0,2

25 1,2 0,2 + 0,5 (25/h)

0,2 + 0,5 (25/h)

NOTA: Distorsión total de armónicos DATT (THD): 6,5 % en redes de MT y 3 % en redes de AT. TABLA 5 - Valores indicativos de niveles de cliente para armónicos de tensión (en % de la tensión nominal)

Orden de armónico % de Tensión de armónico de MT

% de Tensión de armónico de AT-EAT

3 5 2,5 5 6 3,0 7 5 2,5

11 3,5 1,7 13 3 1,7 17 2 1,2 19 1,5 1,2 23 1,5 0,8 25 1,5 0,8

THD 8 4


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7 PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA En la figura 1 se muestra la gráfica de perturbaciones de corta y larga duración de los parámetros de la energía eléctrica.

FIGURA 1 – Gráfica de perturbaciones de corta y larga duración de los parámetros de la energía eléctrica


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8 PUNTOS DE MEDICIÓN Con objeto de obtener la base de datos para los puntos de medición, se establece el siguiente formato:

9 EQUIPO DE MEDICIÓN Las características y parámetros del equipo de medición están indicados en la especificación CFE G0000-48. 10 TIPOS DE REPORTES 10.1 Reporte de Incidencia de “Sags” Es un método para reportar los “Sags” por nodo o sitio. El gráfico de la figura 2 se obtuvo de 6 años de monitoreo en 20 nodos o sitios de alta tensión y muestra el número de eventos por año en función de la severidad del evento. Este reporte evalúa el desempeño o comportamiento operativo del suministro en cuanto a eventos “Sags” en un nodo o sitio específico. Es de gran utilidad para informar al cliente la incidencia anual de “Sags” a la que pueden estar expuestos los equipos para que de ser necesario instale la protección adecuada y no afecte a los procesos de producción.

G R T ST T Su b es ta ció n C U E M arca M o de loF u n cio n es d e

m ed ic io n d e PQ

Baja C a lif orn ia Val le Aero puerto D o sBaja C a lif orn ia Val le C hap ulte pecBaja C a lif orn ia Val le C ent roBaja C a lif orn ia Val le C ety sBaja C a lif orn ia Val le F ertim exBaja C a lif orn ia Val le G onza lez O rt egaBaja C a lif orn ia Val le H id algoBaja C a lif orn ia Val le R os itaBaja C a lif orn ia Val le M ex ical iBaja C a lif orn ia Val le M ex ical i o rienteBaja C a lif orn ia Val le O rizab a Baja C a lif orn ia Val le N ac oza riBaja C a lif orn ia Val le Parq ue Ind ust ria lBaja C a lif orn ia Val le Pak a rdBaja C a lif orn ia Val le R ío N uevoBaja C a lif orn ia Val le R um oros aBaja C a lif orn ia Val le R uíz C or tin ezBaja C a lif orn ia Val le San ta Is abe lBaja C a lif orn ia Val le Sán ch ez T a boadaBaja C a lif orn ia Val le T ec nológ icoBaja C a lif orn ia Val le W is te riaBaja C a lif orn ia Val le Siderurg icaBaja C a lif orn ia Val le C erro P rieto U n oBaja C a lif orn ia Val le C erro P rieto D o sBaja C a lif orn ia Val le C erro P rieto T resBaja C a lif orn ia Val le C uat ro

F un c io n es d e m ed ic io n d e PQ 1.- In ter rupc io n ( I) 2 .-S AG (S) 3 . -S W EL L (SW ) 4 .- D es balanc e (D v ) 5 .- D isto ro sion A rm onic a (Arm ) 6 .-F rec ue ncia (F r) 7 .- F lick er (F ) 8 .- T odos

C U E " C lav e u so d e E n erg ia" gene ra ción (G ), D is tr ib uc ión (D ), L uz y F uerza del C entro (LF C ) , Im po rta ción /E xp ortac ión (I /E) , P ro duc tor Inde pendiente (PI) , A utoab ast ece dor (A) , C ogen erador (C ), E ntre R eg ione s d e T rans m is ión (T ) y entre Á reas de C o ntro l(A C ).

C O M E N T AR IOS (C U M PL IM IEN T O N O R M A IEC 6 1000-4 -3 0)


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FIGURA 2 – Reporte de incidencias de “Sags”

10.2 Reporte de “Sags” por Áreas Es un método para definir a través de áreas específicas de magnitud/duración para proveer una guía generalizada del origen de los “Sags”. (Véase figura 3). “Sags” en el área Y reflejan a los que se pueden esperar en los sistemas de media y alta tensión contra los cuales los clientes deben proteger a los equipos sensibles. “Sags” en las áreas X1 y X2 reflejan el tiempo de liberación normal de los esquemas de protección de alta tensión y por consiguiente un número de eventos significantes pueden ocurrir en esta área. Los clientes con equipo sensible deben protegerse contra al menos los “Sags” que se posicionan en el área X1 porque son los más frecuentes. “Sags” en el área T reflejan fallas cercanas las cuales no son esperadas frecuentemente. “Sags” en el área S refleja a los que ocurren cuando se usan los esquemas de protección por impedancia o cuando el tensión de recuperación se demora. “Sags” en las áreas Z1 y Z2 no son comunes en los sistemas de alta tensión, particularmente los eventos en el área Z2 porque reflejan problemáticas en la operación de las protecciones, son más comunes en los sistemas de media tensión.

Por

cien

tode

Ten

sión

Nom

inal

Duración (ms)

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

010 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800

5-10 EVENTOS

0-5 EVENTOS

10-15 EVENTOS

15-20 EVENTOS25-30 EVENTOS

Por

cien

tode

Ten

sión

Nom

inal

Duración (ms)

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

010 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

010 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800

5-10 EVENTOS

0-5 EVENTOS

10-15 EVENTOS

15-20 EVENTOS25-30 EVENTOS


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FIGURA 3 - Reporte de “Sags” por Áreas

11 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS PARA SOLUCIÓN Y/O CONTROL 11.1 Generales

a) Elaborar estudios de calidad de energía (flujos armónicos, potencia, “flicker”, transitorios, capacidades interruptivas, resonancia, entre otros).

b) Monitoreo de los parámetros de calidad de energía para la toma de decisiones.

c) Seguimiento a la operación de los equipos de compensación, así como también capacidades

interruptivas de las instalaciones eléctricas. d) Reconfiguración de alimentadores clasificándolos por fuerza y por equipos sensibles. e) Evaluación de los parámetros de calidad en comités de confiabilidad. f) Optimización de la ubicación de las nuevas plantas generadoras.

11.2 Proceso CENACE 11.2.1 Regulación de la calidad de la tensión en estado estable 400 kV a 69 kV

a) Desconexión de bancos de capacitores “shunt”. b) Conexión de reactores en autotransformadores, buses y líneas.

c) Desconexión de bancos de capacitores en serie.

d) Ajuste de tensiones de referencia y pendientes en compensador estático de vars.

e) Ajuste de posición de derivaciones en autotransformadores y transformadores.


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f) Despacho de generación por control de tensión.

g) Operación de unidades como condensadores sincronos y ajustes de tensión en terminales.

h) Ajuste de tensión en terminales de los generadores.

i) Apertura de líneas de transmisión. 11.2.2 Regulación de la calidad de la frecuencia en estado estable

a) Generadores sintonizados para operación en control automático de generación. b) Despacho de generadores para operación en el control automático de generación.

c) Despacho de generación con margen de reserva para regulación primaria.

d) Despacho de generación con margen de reserva para regulación secundaria.

e) Restablecimiento permanentemente el margen de reserva para regulación secundaria.

f) Supervisión, evaluación y retroalimentación a generación del comportamiento de los

turbogeneradores en la regulación primaria y secundaria.

g) Realización de pruebas notificadas de regulación primaria y no notificadas. 11.3 Proceso Generación

a) Verificación anual de índices de respuesta de sistemas de excitación. b) Verificación anual de las características de los limitadores de mínima y máxima excitación.

c) Verificación anual de los índices de respuesta de regulación primaria.

d) Verificación trimestral de los índices de respuesta de regulación secundaria.

e) Implantación de compensación de reactivos de acuerdo a requerimientos del CENACE.

f) Mantenimiento de la coordinación de protecciones de generador, acuerdo a la evolución del

sistema eléctrico de potencia (SEP). 11.4 Proceso Transmisión 11.4.1 Para 400 kV

a) Coordinación de protecciones y balanceo de cargas.

11.4.2 Para 230 kV

a) Considerar en el diseño de línea aspectos de coordinación de aislamiento (niveles ceráunicos) medio ambiente (aves, contaminación, vandalismo, entre otros).


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11.4.3 Para 161 kV

a) Sistemas de tierras con bajos valores de resistencia a tierra. b) Blindaje adecuado al diseño de la línea.

c) Compensación reactiva en base a bancos de capacitores y/o filtros según requerimientos.

d) Robustecer buses (compensadores estáticos de vars).

11.5 Proceso Distribución

11.5.1 Para 138 kV

a) Realizar la coordinación de protecciones de cada alimentador por necesidad de los clientes en

cada uno de estos con criterios de calidad de energía. 11.5.2 Para 115 kV

a) Administrar la compensación reactiva entre niveles de tensión, procurando mantener al mínimo la transferencia de potencia reactiva.

11.5.3 Para 69 kV

a) Modernización de equipo en cuanto a tensiones nominales (ejemplo: transformadores de potencia).

b) Seguimiento de la disponibilidad y óptima operación.

11.5.3 Para 34,5 kV -23 kV -13,8 kV

a) Monitoreo y evaluación de los parámetros de calidad de energía.

11.6 Clientes a) Identificación de clientes potencialmente generadores de armónicas, “flicker”, “Sags”, entre

otros. b) Trabajo conjunto con los clientes para la atención de la compensación reactiva con las mejores

prácticas y economía. c) Compensación lo más cercano a las cargas (líneas de producción).

12 REQUISITOS DE CALIDAD DE ENERGÍA QUE DEBEN CUMPLIR LOS CLIENTES El cliente debe presentar los siguientes estudios al solicitar un servicio:

a) Cortocircuito.


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b) Compensación de reactivos o flujos de potencia.

c) Variaciones de tensión (arranque de motores y cargas grandes, entre otros).

d) Flujos armónicos.

e) Medición de calidad de energía en el punto de acoplamiento común. El objetivo de presentar estos análisis es de verificar que la calidad de energía en el punto de acoplamiento común no se deteriore con la entrada de la carga del cliente. Esto con el fin de que los reactivos que necesita se suministren dentro de su planta para alcanzar un factor de potencia igual o superior al 0,90, así como para asegurar los niveles armónicos de corriente se encuentren dentro de lo que marca la especificación CFE L0000-45, y que las variaciones de tensión que pudieran provocar sus cargas no perjudiquen a otros clientes cercanos. Los estudios deben contener la información siguiente:

a) Diagramas unifilares. b) Datos de la fuente de alimentación: tensión de origen, cortocircuito trifásico, entre otros.

c) Datos de placa de todos los equipos.

d) Datos de cargas no lineales y lineales.

e) Espectro de armónicas de las cargas.

f) Datos de bancos de capacitores. g) Datos de filtros.

Los estudios deben realizarse para diferentes escenarios:

a) Generación mínima. b) Generación máxima.

c) Con espectros armónicos de las cargas.

d) Con valores armónicos reales en el punto de acoplamiento común (fuente).

e) Con diferentes factores de carga.

f) Con y sin bancos de capacitores.

g) Con y sin filtros.

En la etapa de pruebas se deben hacer mediciones de calidad de energía para verificar que los estudios fueron realizados en forma correcta y que efectivamente está cumpliendo con los niveles armónicos de corriente que aparecen en las tablas, según sea el caso. Actualmente es importante que todo estudio que se realice tome en cuenta los aspectos de calidad de energía:


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a) Satisfacción del cliente. b) Evitar obras civiles innecesarias.

c) Evitar daños de equipos.

d) Eficientar operación de equipos.

En las tablas 6 y 7 se presentan los valores armónicos de corriente que deben acordarse con los clientes de acuerdo a la tensión de alimentación en el punto de acoplamiento común y a su impedancia relativa.

TABLA 6 - Distorsión armónica máxima permitida en corriente para tensiones hasta 69 kV.

Para armónicas impares (%) Impedancia relativa (I SC / IL ) h < 11 11< h < 17 17< h < 23 23< h < 35 h > 35

Distorsión Total de

Demanda DTD (%)

(ISC

/ IL ) < 20 4 2 1,5 0,6 0,3 5

20 < (ISC

/ IL ) < 50 7 3,5 2,5 1 0,5 8

50 < (ISC

/ IL ) < 100 10 4,5 4 1,5 0,7 12

100 < (ISC

/ IL ) < 1000 12 5,5 5 2 1 15

(ISC

/ IL ) > 1000 15 7 6 2,5 1,4 20

TABLA 7 - Distorsión armónica máxima permitida en corriente para tensiones mayores de 161 kV.

Para armónicas impares (%) Impedancia relativa (I

SC / I

L )

h < 11 11 < h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35 > h

Distorsión Total de

Demanda DTD (%)

(ISC

/ IL ) < 50 2 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5

(ISC

/ IL ) > 50 3 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75

Hay dos condiciones necesarias para compatibilidad electromagnética:

a) El equipo del cliente debe tener niveles de inmunidad mayores que los niveles de compatibilidad especificados para cualquier fenómeno dado.

b) Los disturbios emanando de las instalaciones o el equipo del cliente deben estar por debajo de

los límites de emisión autorizados del sistema para que su efecto acumulativo no implique un riesgo inadmisible de exceder los niveles de compatibilidad.

13 BIBLIOGRAFÍA [1] Power Quality Indices and Objetives Final WG Report ; CIGRE JWG C4.07/Cired.

[2] Sankaran, C. Power Qualit; 2002.

[3] BS EN 50160, 2000 Voltage Characteristics of Electricity Supplied by Public Distribution Systems.


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090821

[4] IEEE Std 1346; 1998 (R2004) IEEE Recommended Practice for Evaluating Electric Power System Compatibility with Electronic Process Equipment.

[5] MED-7001-CFE-LFC Procedimiento para la Elaboración del Balance de Energía Eléctrica.


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APÉNDICE A

IMPORTANCIA DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA CADENA DEL SUMINISTRO

En los últimos años la percepción del cliente, que se evidencia por el resultado de las diversas encuestas practicadas, muestra que los atributos a los que se les califica con mayor importancia son los que están relacionados con las variaciones de la tensión y con requerimientos que obedecen a problemas operativos de sus esquemas de control y protección; pasando a otra escala de importancia aquellos que estan referidos a la continuidad del suministro. Asi mismo se observa que ante los eventos originados por fallas de instalaciones en los sistemas de extra-alta y alta tensión se presentan, perturbaciones relacionadas con la tensión, que requieren la identificación y aplicación de acciones para controlar o minimizar efectos y repercusiones adicionales, tales eventos a su vez son acompañados de pérdida importante de carga y no unicamente en los sitios directamente relacionados con la(s) falla(s) sino que también involucra carga distribuida en diferentes puntos del SEN. En la actualidad, representa para las Divisiones de Distribución una actividad con incrementada incidencia de requerimiento por parte de los clientes de suministro, la atención correspondiente a problemas relacionados con la calidad de la energía particularmente con los grandes clientes y con aquellos que emplean en sus procesos de producción o de control sistemas y equipamientos microprocesados con niveles de sensibilidad que deben de considerarse en su aplicación tanto por el suministrador como por el propio cliente. Por consecuencia la Subdirección de Distribución, para uniformizar criterios de evaluación y de respuesta a requerimientos de los clientes de suministro en lo correspondiente al tema “calidad de energía”, implementó en el año de 2001, el “Procedimiento para Determinar y Evaluar los Compromisos de Suministro” clave ROM-4525; para proporcionar al cliente un suministro de energía eléctrica de calidad, donde los atributos del servicio que se comprometan fueran, parámetros con los valores propuestos en el citado procedimiento, en lo correspondiente: a la continuidad, a las variaciones en la tensión y en la frecuencia del SEN, así como la distorsión armónica de la onda fundamental. Asi también en los comité de confiabilidad del suministro se realiza el análisis de los eventos relevantes registrados y para los casos en que, por las caracteristicas de alcance y repercusión por la afectación de la carga y al cliente (véase Apéndices B y C), el analisis tiene el propósito de hacer del conocimiento de las entidades que integran la cadena productiva del suministro (véase Apéndice D), para que en primera instancia instrumenten acciones armonizadas que permitan soluciones para aplicación en la ingeniería de diseño, en la construcción, en el mantenimiento, y con las practicas operativas de las instalaciones del servicio público de energía eléctrica así como en la orientación y/o coordinación con el cliente para que exista compatibilidad técnica entre los alcances y parámetros de suministro con sus sistemas, equipos y practicas que aplican en la utilización del suministro de energía eléctrica por los procesos e instalaciones propias del cliente. Por lo anterior, a propuesta del Comité de Ingeniería de Distribución de la Subdirección de Distribución se tomó el acuerdo con el Comité de Confiabilidad Noreste de formar un grupo de trabajo interdisciplinario para elaborar un documento institucional que normativamente describa la metodología para la definición, medición y registro de los parámetros asociados a la calidad de la energía; mismo que permita la interacción de las entidades que integran la cadena del suministro para optimizar la toma de decisiones. De conformidad con lo establecido en el Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, en su capítulo V, del suministro y la venta de energía eléctrica; el articulo 18 señala que: “El suministrador deberá ofrecer y mantener el servicio en forma de corriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones alta, media y baja, disponibles en la zona de que se trate, observando lo siguiente:


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I) Que la frecuencia sea de 60 Hertz, con una tolerancia de 0.8 % en más o en menos, y II) Que las tolerancias en el voltaje de alta, media o baja tensión no excedan de 10 % en más o en

menos y tiendan a reducirse progresivamente.” Lo deseable para los párametros regulados conforme al Reglamento de la Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica, es que mantengan un comportamiento estable en el alcance de un valor nominal, dentro de rangos normalizados y con una forma de onda sinusoidal perfecta; sin embargo en el desempeño operativo de las instalaciones tanto las del suministrador como las del cliente se tienen factores, perturbaciones, que afectan a los parámetros mencionados, la utilización misma de la energía suministrada es uno de los factores que causan la variación de dichos parámetros. El flujo de energía eléctrica a los aparatos y equipos de los clientes, produce circulación de corrientes que son aproximadamente proporcionales a la demanda del cliente. A medida que las corrientes circulan por los conductores, producen caídas de tensión; de manera que la magnitud de la tensión de alimentación para un cliente en un momento dado, es función de las caídas de tensión en todos los componentes del sistema a través del cual está conectado y está determinada tanto por la demanda de ese cliente como por las demandas simultáneas de los demás clientes. La variación de la tensión se debe también a que la demanda de cada cliente varía constantemente y se tiene además, otra variación por el grado de coincidencia de las demandas de todos los clientes en un alimentador dado. Por esta razón, esta guía trata sobre las características de tensión en términos estadísticos y probabilísticos; pero considerando situaciones normalmente esperadas y no condiciones inusuales, tales como la coincidencia de las demandas de varios equipos y de varios clientes. Cada componente de la red está sujeta a daños y fallas debido a los esfuerzos eléctricos, mecánicos y químicos originados por diversas causas, incluyendo condiciones climáticas extremas, la operación normal, el deterioro con el envejecimiento; así como afectaciones debidas a las actividades humanas, de aves y otros animales. Esos daños pueden afectar e incluso interrumpir el suministro a uno o varios clientes. Para mantener la frecuencia a un valor constante se requiere que la generación se ajuste cada instante a la demanda combinada simultánea. Pero debido a que la generación y la demanda son susceptibes de cambios en cantidades discretas, especialmente durante los eventos de fallas en los sistemas de generación, transmisión o distribución; existe siempre el riesgo de un desajuste, resultando en un incremento o decremento de la frecuencia. Dicho riesgo se reduce manteniendo operando los sistemas de regulación primaria y secundaria, así como una adecuada reserva rodante. Existen otras características que pueden generar un disturbio o daño en el equipo del cliente o más aún, en el cliente mismo. Algunos de estos disturbios se originan de eventos transitorios inevitables en el sistema mismo como resultado de fallas, maniobras de conexión y desconexión o causados por descargas atmosféricas. Sin embargo, algunos otros son el resultado de los diversos usos de la electricidad, los cuales alteran directamente la forma de onda de la tensión, imponen un patrón particular en su magnitud o sobreponen otro tipo de señales en la tensión. Coincidentemente con la proliferación de equipo moderno que causa estos efectos, también existe un incremento en la cantidad de equipo susceptible a dichos disturbios. Esta guía establece los valores límite para las variaciones permisibles, bajo condiciones normales de operación del sistema eléctrico de potencia (SEP). En otros casos, la guía establece en términos cuantitativos la mejor indicación posible de lo que se puede esperar.


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Es un atributo particular de la energía eléctrica que con respecto a algunas de sus características, su calidad es afectada más por la naturaleza de las cargas conectadas, que por las fuentes de suministro, por lo cual se puede decir que, el cliente es un socio esencial del suministrador, en un esfuerzo por mantener la calidad de la energía eléctrica. Es de hacer notar, que esta cuestión es tratada directamente por otras normas ya publicadas o en proceso de elaboración:

a) Normas sobre emisiones, que gobiernan los niveles de disturbios electromagnéticos permitidos que el equipo del usuario puede generar.

b) Normas sobre inmunidad, que establecen los niveles de disturbios que deben ser capaces de

tolerar los equipos sin daño o pérdida de sus funciones.

c) Normas sobre niveles de compatibilidad electromagnética, que tienen la función de establecer la coordinación y coherencia entre las normas de emisión y normas de inmunidad, con el objetivo de lograr la compatibilidad electromagnética.

Aunque esta guía tiene relación con los niveles de compatibilidad, es importante hacer notar que se relaciona con las características de tensión eléctrica, y no es una guía de niveles de compatibilidad. La CFE en cada uno de sus procesos de Generación, Transmisión, CENACE, así como las Divisiones de Distribución como último eslabón de la cadena del suministro de energía, establece compromisos con el cliente, con diferentes alcances. En general los compromisos con los clientes, se refieren al número y magnitud de interrupciones, variaciones, desbalances, abatimientos e incrementos de tensión, así como variaciones de frecuencia y distorsión armónica.


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APÉNDICE B

ANÁLISIS DE EVENTOS EN EL AREA DE CONTROL NORESTE A través de los últimos años, en el Área de Control Noreste (ACNE) de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se han presentado una serie de fallas, a nivel de alta y extra alta tensión, que a pesar de ser liberadas en tiempos dentro de los estándares internacionales, producen variaciones en la tensión que provocan pérdidas de carga en diversos puntos del sistema, que en ocasíones llegan a ser en zonas apartadas del punto de falla. Las pérdidas de carga originadas por estos fenómenos transitorios han alcanzado cifras de hasta 749 MW. En la tabla B1, se muestra una relación de fallas con afectación de carga para los últimos años (2005 a Mayo/2008).

TABLA B1 - Relación de fallas con pérdida de carga en el ACNE

Afectación de carga en MW Año Fecha Evento Directa Por variación Total

17-Ene FALLA EN LT-A3D50 VDG-RAP 0 95 95 25-Ene FALLA EN LT-A3450 FRO-VDG 0 165 165 13-Mar INCENDIO BAJO LT-93080 TEC-HUI 0 238 238

14-Mar INCENDIO BAJO LT-73060 TEC-FUN, TEC AT2 AT6, LT 73010,73610 73850 86 37 123

16-Abr FALLA EN HYM IN-A3980, DISPARANDO HYM B2-400KV 250 145 395

2008

25-Abr FALLA EN LT-A3750 HUO-TEC 0 190 190 Total anual 1 206

17-Ene FALLA EN LT SAL-73320-CYC Y LT SAL-73110-ALM 73 47 120

17-Ene FALLA EN MTP T1 Y T2 0 335 335 2007

22-Feb FALLA EN LT-A3D40 JEP-PZA 0 375 375 Total anual 830

16-Feb FALLA EN LT-A3D30 HYM-MTP 0 192 192 26-Feb FALLA EN LT-73810 Y 73430 4,1 398 402

05-Mar FALLA EN SAL B1-115 KV POR OPERACIÓN DE 50 FI SAL IN-73150 34,4 37,6 72 2006

09-Sep FALLA EN LT´S NIC-73890-THO Y THO-73600-CEL 16 733 749

Total anual 1 415

06-Jul FALLA EN MTP LT-73430 Y HUI LT-73810 55 550 605 2005

21-Jun FALLA EN LT-73470 EN SE. RAP 27 350 377 Total anual 982

En la tabla B2 se analizan algunas de las incidencias reportadas en la tabla B1, desglosando como fue la afectación por zonas. Para este desglose se utilizó la aplicación del SADAR (Sistema de Adquisición de Datos para Análisis de Redes), que es una aplicación desarrollada en el ACNE que forma bases de datos para realizar estudios de la red en base al histórico del supervisorio, la cual encuentra las cargas nodales para una fecha/hora dada, por lo que se compran las cargas nodales del antes y después de la falla, y la diferencia entre estas, es la cantidad de carga afectada, a diferencia de la carga afectada reportada en la tabla B1, que se saca directamente del gráfico de la demanda histórica del ACNE, a través del supervisorio.


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TABLA B2 - Relación de carga afectada por zonas ante diferentes fallas.

Carga afectada

26/Feb/06 16/Feb/06 9/Sep/06 25/Ene/08 ZONA LT’s 73810 y 73430

% LT A3D30

% LT 73890

% LT A3450

%

Frontera 0,30 0,00 0,15 4,14 Saltillo 1,77 10,96 9,27 17,93

Coahuila 6,17 6,85 5,02 5,52 Metro-Mty 90,00 82,19 84,80 66,21 Huasteca 1,76 0,00 0,76 6,20

Total reportada 402 MW 192 MW 749 MW 165 MW Como se puede apreciar en la tabla B2, las zonas mas sensibles son la zona metropolitana de Monterrey, Saltillo y Coahuila. En las figuras B1 a B8, se muestran una serie de gráficos del comportamiento de la demanda del ACNE donde se aprecia a detalle la pérdida de bloques de demanda ante diversas fallas en tensiones de 400 kV y 115 kV.

Plot-0

26/02/2006 00:00:00 AM 27/02/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)

06 ALT.NES MW DEM TOT .AV

MW

3000

3200

3400

3600

3800

4000

2800

42003515.306 ALT.NES MW DEM TOT .AV

MW

Plot-0

26/02/2006 00:00:00 AM 27/02/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

3000

3200

3400

3600

3800

4000

2800


MW

FIGURA B1 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT 73810 y LT 73430, 115 kV, 26/Feb/06.


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Plot-0

26/02/2006 03:59:19 AM 26/02/2006 11:46:34 AM7.79 Hour(s)


MW

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

2849.9

3590.93417.906 ALT.NES MW DEM TOT .AV

MW

3,369 MW

2,967 MW

Plot-0

26/02/2006 03:59:19 AM 26/02/2006 11:46:34 AM7.79 Hour(s)


MW

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

2849.9


MW

3,369 MW

2,967 MW

FIGURA B2 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT 73810 y 73430 115 kV,

26/Feb/06.

FIGURA B3 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT A3D30 HYM-MTP 400 kV, 16/Feb/06

Plot-0

16/02/2006 00:00:00 AM 17/02/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

3400


MW

Plot-0

16/02/2006 00:00:00 AM 17/02/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

3400


MW


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.

FIGURA B4 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT A3D30 400 kV, 16/Feb/06.

FIGURA B5 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT 73890 NIC-THO 115 kV, 9/Sep/06.

Plot-0

16/02/2006 10:56:33 AM 16/02/2006 03:08:26 PM4.20 Hour(s)


MW

4400

4500

4600

4700

4800

4333.7


MW

4,615 MW

4,423 MW

Plot-0

16/02/2006 10:56:33 AM 16/02/2006 03:08:26 PM4.20 Hour(s)


MW

4400

4500

4600

4700

4800

4333.7


MW

4,615 MW

4,423 MW

Plot-0

09/09/2006 00:00:00 AM 10/09/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

4700

4800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

4600


MW

Plot-0

09/09/2006 00:00:00 AM 10/09/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

4700

4800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

4600


MW


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FIGURA B6 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT 73890 NIC-THO 115 kV, 9/Sep/06.

FIGURA B7 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT A3450 FRO-VDG 400 kV, 25/Ene/08.

Plot-0

09/09/2006 05:24:39 PM 09/09/2006 10:00:38 PM4.60 Hour(s)


MW

4700

4800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

4600


MW 5,350 MW

4,617 MW

Plot-0

09/09/2006 05:24:39 PM 09/09/2006 10:00:38 PM4.60 Hour(s)


MW

4700

4800

4900

5000

5100

5200

5300

5400

4600


MW 5,350 MW

4,617 MW

Plot-0

25/01/2008 00:00:00 AM 26/01/2008 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

4600

4800

5000

5200

5400

5600

4400


MW

Plot-0

25/01/2008 00:00:00 AM 26/01/2008 00:00:00 AM24.00 Hour(s)


MW

4600

4800

5000

5200

5400

5600

4400


MW


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Plot-0

25/01/2008 01:40:45 PM 25/01/2008 02:21:30 PM40.75 Min(s)


MW

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5007


MW

5,220 MW

5,055 MW

Plot-0

25/01/2008 01:40:45 PM 25/01/2008 02:21:30 PM40.75 Min(s)


MW

5050

5100

5150

5200

5250

5300

5350

5007


MW

5,220 MW

5,055 MW

FIGURA B8 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT A3450 FRO-VDG 400 kV, 25/Ene/08.


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En la figura B9 se muestra como fue visto el abatimiento de tensión para la falla de la LT A3450 FRO-VDG 400 kV con pérdida de 165 MW (Figuras B7 y B8), del 25/Ene/08 por el sistema de medición de la GRTNE.

-----

----------

A-----

B-----

89.00C

-----63.70

A-----

-----B

-----A

-----A

-----A

-----C

-----B

73.70B

84.30B

-----89.00

A-----

C-----

C-----

C-----

63.80A

-----B

-----A

85.20-----

B89.10

C83.30

B60.20

A-----

A-----

A87.40

A-----

C64.80

C85.50

B84.40

B-----

B-----

B-----

61.00A

-----A

-----C

-----C

-----C

-----C

-----89.00

B-----

B88.30

A88.30

A85.20

A-----

91.00

C83.50

C53.20

B56.30

B60.20

B-----

A-----

C89.10

C85.50

C-----

A-----

B-----

A88.50

A92.00

B84.50

C-----

B89.40

A88.50

A85.20

B93.00

C-----

C52.80

B56.20

B60.20

C81.00

A91.00

A-----

A-----

A-----

A-----

A45.70

C88.90

C85.50

B92.00

A-----

B85.30

B-----

B-----

A-----

B-----

B-----

A-----

A-----

C83.00

B84.80

C-----

C-----

C-----

B-----

C-----

C-----

B79.60

B79.70

C-----

C-----

C-----

C-----

A91.00

A86.50

A96.00

A34.40

A88.60

A88.20

A93.00

B92.00

A-----

B-----

B93.00

B-----

B87.80

B59.00

B97.00

A-----

C83.00

B84.80

A86.00

A87.00

C-----

C86.00

C-----

C51.90

C87.60

C69.00

B79.50

C-----

B88.00

A87.00

B89.00

C-----

C97.00

B89.00

C97.00

A-----

A-----

A34.40

A88.50

AA

93.00-----

A

C91.00

B-----

B-----

B-----

B87.80

BB

97.00A

----------

B

A86.00

A87.00

C-----

A83.00

C86.40

C-----

C51.90

CC

69.00B

----------

C-----

B88.00

A87.00

B89.00

B95.00

C-----

0.05C

97.00B

89.00C

97.00A

87.00C

92.00A

-----A

#####-----

A94.00

C97.00

B87.00

B-----

B86.00

A90.00

-----B

A86.00

A87.00

C96.00

A85.00

C-----

A-----

C90.00

B66.00

-----C

-----B

88.00A

-----B

89.00B

95.00B

44.40A

-----C

92.00-----

A91.00

A91.00

C97.00

B-----

C97.00

C93.00

A-----

C-----

B-----

A87.00

-----A

-----B

94.00B

94.00C

-----A

-----B

-----C

-----B

91.00A

90.00-----

BC

81.00C

81.00A

86.00A

-----B

----------

C-----

C78.00

B66.00

-----C

B88.00

B-----

C-----

-----A

-----C

91.00-----

C97.00

C-----

-----A

-----B

-----A

93.00-----

A-----

A91.00

A91.00

A82.80

B-----

C-----

B98.00

A90.00

-----B

-----B

94.00B

94.00B

----------

C-----

C69.00

B66.00

-----C

C80.00

C81.00

C-----

-----C

91.00-----

A83.00

A50.40

B95.00

B88.70

C92.00

C-----

A1000.00

B0.06

A86.00

C90.00

B93.00

C36.00

A-----

A-----

A-----

B26.10

B-----

B-----

A0.06

C-----

C-----

C-----

B92.00

A65.00

C96.00

A-----

A-----

B82.00

B-----

B-----

C91.00

A84.00

C-----

C-----

A50.00

B93.00

B88.00

C32.00

A-----

C88.00

A96.00

B-----

A90.00

B99.00

C-----

B95.00

C45.00

C65.00

A50.00

B88.00

C88.00

ALT

A.T.T.OTE.

CPY

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A3880

A3890

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HUO

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C B A

M

C B A

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82020

82010

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82010

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82020

82030

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M M72030

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T1

U1M

T2

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A3E20

A3020

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A3G50

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72020

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C B A

M

C B A

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C B A

M

C B A

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A3G10

A3700

A3G00

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MM

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73420

A4020 R3

83430

USA

92060

93820

93830

83060

83450

83650

83660

M93350

M

72020

M 93050

M 93040

M 93640

M 82050

M 82080

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MM

M 83130

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M

M 82010

MM 93250

M

M 83140

M 83150

M 83180

MM 83XX0

M

M 82020

M 82030

M 82040

M

M 93030

M 93560

M 93570

MM 93630

M

M A3H30

MM A3H30

M

M 93250

MMM A3000

MM

M 82010

MM A4020 R2

M

M 82010

M 83520

M 93300

M 83560

M 83570

M 83590

MM

M

M 72030

M 72010

M 72020

MM 72030

M 72010

M 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72030

M

MMM 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72060

MMMMM

M 72080

MM 72090

MMMM 72100

MMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMM

M 72010

MM 72010

MMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMMM

M 72010

MM 72020

MMMMM

M

C B A

M

C B A

M

C B A

MMMM

MMMM

MMMM

MMMMMM

82010

MM

M

83060

FIGURA B9 – Diagrama de flujo 25/Ene/08


GUÍA CFE L0000-70

28 de 38

090821

En la figura B10 se muestra el abatimiento de tensión causado por la falla de la LT 93080 TEC-HUI 230 kV con pérdida de 238 MW el 13/Mar/08 (sistema de medición de la GRTNE).

----81.9084.40

A----B----

----C----

82.70A----

85.50B

69.90A

----A

----A----

C72.30

B77.60

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B--------

A----

C79.80

C89.00

C----82.80

A85.60

B----

A86.80

----A

85.50B

----C

89.90B

56.30A

--------

B

A----A----

A----C

83.00C57.10

B86.40

----C

B----B----

B----82.00

A----

A70.80

C89.10

C----C----

C----95.00

B----

B----

A----

A86.80

A----

95.00

A

85.00C

----C

69.50B

67.30B

56.20B

58.0086.00

B

A----

C68.20C57.20

C55.40

A----

89.00C

B----

A----

A----

B87.10

C----

B70.30

A----

A86.80

B83.00

C----

----A

C69.20

B67.20

B56.20

C86.30

A94.00

A----

----B

A----A

----A----

A69.30

C68.00C57.10

B84.00

A----

B87.30

----C

B----B

----A----

B----B

70.70A

----A

----C

88.00B

87.40C

----C----

C----

B----C----

C----

B83.10

B83.10

C----

----A

C----C

86.60C

86.60A

94.00----

B

A----

A----A

69.50A

----A

88.40A

94.00B

84.00A

--------

C

B----

B----B

69.90B

67.20B

60.70B

70.00A

----C

88.00B

87.40A----

A----

C----

C----C

----C

68.00C

60.70C

72.00B

83.10C

89.10B----

A----B

----C

86.60C----

B----C

----A

----A----

A69.50

A70.20

AA

94.0094.00

A

C----B

----B

----B

69.90B

----B

B70.00

A----86.00

B

A----A

----C

----A

89.00C

----C

----C

69.40C

C72.00

B80.00

89.00C

----B----

A----B

----B

91.00C

84.200.07

C----B----

C----

A----

C96.00

A----

A99.00

94.00A

98.00C----

B----

B----

B78.00

A94.00

86.00B

A----A

----C

----A

----C----

A----

C80.00

B79.00

89.00C

----B----

A----B

----B

----B

----A

0.06C

82.0082.20

A94.00

A94.00

C----B----

C----

C----

A----C

----A

----B

----A

86.0094.00

A85.50

B82.00

B82.00

C----A

----B----

B71.10

C----

B71.00

A94.00

86.00B

C86.00

C86.00

A----A

----B

--------

C----A

----C72.20

C74.00

B79.00

89.00C

B----B

----C

--------

B----

A----

C82.00

94.00C----

C----

----A----

C----

B78.00A

94.0075.00

A82.00

A94.00

A94.00

A89.90B----

C79.00B

70.00A

94.0094.00

B85.00

B82.00

B82.00

B----

----C----

C73.00

B79.00

98.00C

C86.00

C86.00

C----

----C

82.00----

A89.00A

73.70B

91.00B

75.10C

96.00C----

A94.00

B81.00A

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82.00B

78.00

C79.00

A----

A94.00

A----

B79.00B79.00

B89.00A

----C80.60

C80.00C

----B

81.00A

79.00C

82.20A----

A80.00B

80.00B----

B80.00C

92.00A

90.00C----

C93.00

A79.00B

78.00B 79.00

C79.00

A92.00

C93.00

A95.00

B77.00

A92.00

B79.00

C78.00

B79.00

C80.00

C80.00

A79.00B79.00C

93.00

ALT

A.T.T.OTE.

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A3880

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C B A

M

C B A

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CCL

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82020

82010

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82010

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RIB

LVI82010

82020

82030

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TRS

GRTN

CED72020

M

M M72030

SAL

AND

U1M

T1

U1M

T2

M72030

93210

93220

A3E20

A3020

A3G40

A3G50

CDU-U1

CDU-U2

CDU-U3

CDU-U4

CDU-T5

A3E50LCM

A3E60

CSO

72020

M

C B A

M

C B A

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MTP-A3D30

82040

M

C B A

M

C B A

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A3G10

A3700

A3G00

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82030

A4010 R1

A4020 R2

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MM

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83660

M93350

M

72020

M 93050

M 93040

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M 82050

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MM

M 83130

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MM 83880

MM 83890

M

M 82010

MM 93250

M

M 83140

M 83150

M 83180

MM 83XX0

M

M

82020

M

82030

M82040

M

M 93030

M 93560

M 93570

MM 93630

M

M A3H30

MM A3H30

M

M 93250

MMM A3000

MM

M 82010

MM A4020 R2

M

M 82010

M 83520

M 93300

M 83560

M 83570

M 83590

MM

M

M 72030

M 72010

M 72020

MM 72030

M 72010

M 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72030

M

MMM 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72060

MMMMM

M 72080

MM 72090

MMMM 72100


M 72010

MM 72010


M 72010

MM 72020

MMMMM

M

C B A

M

C B A

M

C B A

MMMM

MMMM

MMMM

MMMMMM

LVI82010

MM

M

83710

83820

83830

83840

CPL

M 93300

MM 83520

MVFT

USA

FIGURA B10 – Diagrama de flujo 13/Mar/08


GUÍA CFE L0000-70

29 de 38

090821

En la figura B11 se muestra el abatimiento de tensión causado por la falla de la LT A3D40 JEP-PZA 400 kV con pérdida de 375 MW el 22/Feb/07 (sistema de medición de la GRTNE).

FIGURA B11 – Diagrama de flujo 22/Feb/07

------------

A----B----

----C----

----A----

----B----

A----

A----

A----C----

B66.10

B----

B--------

A----

C69.80

C----

C--------

A----

B----

A----

----A

----B

----C

----B

----A

--------

B

A----A

84.70A----

C----

C----

B----

----C

B----B

89.00B----

----A

----A

----C

----C----

C----C----

----B

----B

----A

----A

----A

----

----A

----C

----C

----B

----B

----B

--------

B

A----

C----

C----

C----

A----

----C

B----

A----

A----

B----

C----

B----

A----

A----

B----

C----

----A

C----

B----

B----

C----

A90.00

A----

----B

A----A

----A----

A----

C----

C----

B73.00

A80.90

B76.80

----C

B----B

----A----

B----B

----A

----A

----C

77.00B

77.40C

79.90C----

C----

B----C----

C----

B73.20

B73.40

C----

----A

C----C

76.20C

76.40A

90.00----

B

A84.60

A89.00

A----

A----

A----

A92.00

B73.00

A79.60

----C

B89.00

B95.00

B----

B----

B----

B58.00

A----

C77.00

B77.30

A84.00

A84.00

C----

C86.00

C----

C----

C----

C63.00

B73.20

C----

B88.00

A84.00

B89.00

C76.20

C95.00

B89.00

C95.00

A----

A----A

----A

----A

A92.00

----A

C95.00

B----

B----

B----

B----

BB

58.00A----

----B

A84.00

A84.00

C----

A----

C----

C----

C----

CC

63.00B----

----C

----B

88.00A

84.00B

89.00B

----C----

0.07C

95.00B

89.00C

95.00A

----C

----A

----A----

----A

99.00C

95.00B

----B

----B----

A--------

B

A84.00

A84.00

C----

A----

C----A

----C----

B--------

C----

B88.00

A----B

89.00B

----B

----A

----C----

70.40A

91.00A

91.00C

95.00B----

C95.00

C----

A----C

----A

----B

----A

84.00----

A74.50

B69.00

B69.00

C----A

----B----

B----

C----

B63.00

A--------

BC

72.00C

72.00A

84.00A

91.00B

--------

C----A

----C

----C

68.00B----

----C

B88.00

B84.00

C----

----B

----A

----C----

90.00C

95.00C

94.00----

A----C

----B

63.00A

92.00----

A71.00

A91.00

A91.00

A----

B----C

64.00B

57.00A----

----B

74.00B

69.00B

69.00B

--------

C----C

63.00B----

----C

C72.00

C72.00

C----

----C----

----

A----

A57.70

B----

B61.60

C----

C88.10

A----

B----

A87.00

C----

B63.00

C64.00

A----

A----

A----

B60.50

B----

B----

A----

C60.60

C----

C----

B64.80

A----C

66.40A----

A----

B----B----

B----

C----A

64.00C ----

C----

A----

B47.00

B----

C57.00

A----

C----

A93.00

B----A----

B60.00

C----

B----C

61.00C----

A----

B----

C----

ALT

A.T.T.OTE.

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82010

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82020

82030

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M M72030

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T1

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T2

M72030

93210

93220

A3E20

A3020

A3G40

A3G50

CDU-U1

CDU-U2

CDU-U3

CDU-U4

CDU-T5

A3E50LCM

A3E60

CSO

72020

M

C B A

M

C B A

72010HYLSA

MTP-A3D30

82040

M

C B A

M

C B A

82050

A3G10

A3700

A3G00

73480

82030

A4010 R1

A4020 R2

72010

MM

73410

73420

A4020 R3

83430

USA

92060

93820

93830

83060

83450

83650

83660

M93350

M

72020

M 93050

M 93040

M 93640

M82050

M82080

M82090

MM82100

MM

M 83130

M 83190

M 83870

MM 83880

MM 83890

M

M 82010

MM93250

M

M 83140

M 83150

M 83180

MM 83XX0

M

M

82020

M

82030

M82040

M

M93030

M93560

M93570

MM93630

M

M A3H30

MM A3H30

M

M93250

MMMA3000

MM

M82010

MM A4020 R2

M

M 82010

M 83520

M 93300

M 83560

M 83570

M 83590

MM

M

M 72030

M 72010

M 72020

MM 72030

M 72010

M 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72030

M

MMM 72010

MM 72020

MM 72020

MM 72060

MMMMM

M 72080

MM 72090

MMMM 72100


M 72010

MM 72010


M 72010

MM 72020

MMMMM

M

C B A

M

C B A

M

C B A

MMMM

MMMM

MMMM

MMMMMM

LVI82010

MM

M

83710

83820

83830

83840

CPL

M 93300

MM 83520

MVFT

USA


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Si bien el hecho de tener importantes pérdidas de carga causadas por variaciones de tensión ante fallas en la red de alta y media tensión ya es razón suficiente para atender dicho fenómeno, la preocupación por parte del ACNE va mas allá de esto, ya que este tipo de fenómenos compromete la efectividad de los controles discretos suplementarios como los disparos automáticos de generación (Dag’s) implantados en el ACNE, ya que por ser un área exportadora de energía, al ocurrir una falla en alguno de los corredores de transmisión, y dicha falla ante la condición operativa presente activa la operación de alguno de los “Dag’s”, éstos envían disparos transferidos a generación del ACNE para llevar al sistema a una condición segura (menos cargada). Pero si por causa de variaciones en la tensión se pierde un importante bloque de carga, que podría ser mayor que la generación disparada por el esquema, la condición angular y de flujos resultante podría llevar al sistema a condiciones muy comprometidas para la integridad del sistema. Este tipo de fenómenos, no es particular a una sola área de control o zona del sistema interconectado nacional. En las figura B12 a B17 se muestran gráficos de afectaciones a usuarios industriales en el área de control oriental (ACOR – DDCOR), ante fallas en el sistema.

FIGURA B12 – Reporte de afectación de carga HYLSA por disparo de LT PDD93130 TCL 20060410 17:11:00 h


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FIGURA B13 – Reporte de afectación de HYLSA y CEMEX por disparo de LT TCL A3T40 YTP 20060711 15:03:10 h


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FIGURA B14 – Reporte de afectación a HYLSA y CEMEX por disparo de LT’s TCL A3U20 EDO y TCL A3U30 EDO 20061115 18:31:00 h


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FIGURA B15 – Reporte de afectación de carga HYLSA 20070118 10:18:00 h


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Ante este tipo de eventualidades, se presentan quejas por parte de los clientes, principalmente de clientes industriales, ya que la interrupción de los procesos se refleja en pérdidas económicas (producción) y en ocasíones daño en equipo eléctrico. Por todo lo hasta aquí presentado, es evidente la relevancia de este tipo de fenómenos y de la premura de su solución.


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APÉNDICE C

ANTECEDENTES DE EVENTOS EN LA DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN CENTRO-ORIENTE

Acciones efectuadas en industrias de Puebla para reducir el número interrupciones derivadas de variaciones de tensión, “Sag’s”

Empresa Sistema Anomalía Acciones cliente Acciones CFE

Hylsa 230 kV Daño y paro del laminador

• Cambio de tap’s 3 a 5 en transformador de laminador

• Mantenimiento a línea de 230 kV alimentación

Cemex 230 kV Salida del horno principal

• Bajar tap’s a TR de 230 kV a 13,8 kV

• Instalación de filtros en bus • Cambio de ajustes en contactores

electromecánicos

Krupp metalúrgica 115 kV Salida línea de producción

• Retiro de capacitores • instalación de filtros

Cerámica Lamosa 115 kV Salida de hornos • Retiro de capacitores • Instalación de filtros

Kn. de Oriente 115 kV Salida de líneas de producción • Instalación de filtros

• Instalación de 1 500 kvar en circuito

• Anillar el circuito

Violet 115 kV Salida líneas de producción

• Retiro de capacitores • Filtro de armónicas

Mabesa 34,5 kV Salidas de 3 líneas de producción

• Cambio de contactores electromecánicos por estado sólido

• Cambio de tableros de distribución • Reubicación de subestación al

centro de carga • Instalación de capacitores • Instalación de filtros • Unificación de tensión de operación • Coordinación de protecciones

• Instalación capacitores en la red 1200 kvar

• Separación del circuito • Acelerar protecciones 50

Agfa 34,5 kV Daños y salida de

quemador de placas de zinc

• Instalación de transformador seco 480V/378V

• Instalación de filtros


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Empresa Sistema Anomalía Acciones cliente Acciones CFE

Canon 34,5 kV Salida líneas de producción

• Instalación de variador de velocidad en motor de 150 hp,

• Cambio de tap´s de 3 a 5 en TR • Instalación de filtros

Cervecería Cuauhtémoc 34,5 kV Producción al 70 %

• Instalación de reguladores de tensión

• Instalación de capacitores • Cambio de contactores

electromecánicos por estado solido

• Instalación de 1800 kvar en circuito de distribución

• acelerar protecciones 50 del circuito

Textiles milenio 34.5 kV Salidas de producción

• Retiro de capacitores • instalación de filtros • Cambio de tap’s de 3 a 5 • Instalación de filtros

• Cambio de circuito e instalación de capacitores

Azul Textil 34,5 kV Salida de líneas de producción

• Instalación de de filtros y reguladores ferro resonantes

• Instalación de 1500 kvar en circuito

• Acelerar 50 de los circuitos de la subestación

Jamil Textil 34,5 kV Salida de líneas de producción • Instalación de filtros



USG 34.5 kV Salida de líneas de producción

• Instalación de filtros • Instalación de reguladores ferro

resonantes • Instalación de variadores de

velocidad



Nestlé 34,5 kV Salida de líneas de producción • Instalación de filtros


• Acelerar 50 y 51 de los circuitos de la subestación

Chemtex 34,5 kV Salida de líneas de producción

• Instalación de capacitores • Cambio de tap’s de 3 a 5


• Anillar el circuito


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APÉNDICE D

CADENA PRODUCTIVA DEL SUMINISTRO

MÉXICO - lapem.cfe.gob.mxIncremento repentino de la tensión de suministro a un valor entre de 1,1...

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