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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
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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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
Instantaneo 1,1 – 1,8 1 - 30 ciclos 52 Anual 0 2 NA 50
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)
Periodo de Evaluación G T C D
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
Momentáneas < 0,1 1 ciclo – 3 s 5 Anual 0 1 NA 4
Temporal < 0,1 3 s – 1 min 7 Anual 2 1 1 3 Interrupción
Sostenida 0 > 1 min 5 Anual 2 1 1 1
Instantaneo 0,1 – 0,9 1 - 30 ciclos 52 Anual 0 12 NA 40
Momentáneo 0,1 – 0,9 30 ciclos – 3 s 9 Anual 0 2 NA 7 Sag
Temporal 0,1 – 0,9 3 s – 1 min 8 Anual 2 2 NA 4
Instantaneo 1,1 – 1,8 1 - 30 ciclos 35 Anual 0 10 NA 25
Momentáneo 1,1 – 1,4 30 ciclos – 3 s 7 Anual 0 2 NA 5 Swell
Temporal 1,1 – 1,2 3 s – 1 min 6 Anual
2 1 NA 3
Límites por Proceso Fenómenos de
tensión en estado estable
Tipo Ventana
de medición
Límite Cliente
(porcentaje de cumplimiento)
Periodo de Evaluación G T C D
Sobre tensión 10 min + 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA +5% Vnom +5 % Vnom Variación de larga duración Bajo tensión 10 min - 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA -5% Vnom -5% Vnom
Desbalance Tensión 10 min 2 % 95 % Semanal NA 2 % NA 2 % Distorsión
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
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 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
Momentáneas < 0,1 1 ciclo – 3 s 3 Anual 0 3 NA 0
Temporal < 0,1 3 s – 1 min 5 Anual 2 2 1 0 Interrupción
Sostenida 0 > 1 min 3 Anual 1 1 1 0
Instantaneo 0,1 – 0,9 1 - 30 ciclos 32 Anual 0 30 NA 2
Momentáneo 0,1 – 0,9 30 ciclos – 3 s 7 Anual 0 7 NA 0 Sag
Temporal 0,1 – 0,9 3 s – 1 min 3 Anual 2 1 NA 0
Instantaneo 1,1 – 1,8 1 - 30 ciclos 15 Anual 0 10 NA 5
Momentáneo 1,1 – 1,4 30 ciclos – 3 s 4 Anual 0 4 NA 0 Swell
Temporal 1,1 – 1,2 3 s – 1 min 3 Anual
2 1 NA 0
Límites por Proceso Fenómenos de
tensión en estado estable
Tipo Ventana
de medición
Límite Cliente
(porcentaje de cumplimiento)
Periodo de Evaluación G T C D
Sobre tensión 10 min + 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA +5% Vnom +5 % Vnom Variación de larga duración Bajo tensión 10 min - 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA -5% Vnom -5% Vnom
Desbalance Tensión 10 min 2 % 95 % Semanal NA 2 % NA 2 % Distorsión
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
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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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
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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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[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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
3000
3200
3400
3600
3800
4000
2800
42003515.306 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3400
52004282.506 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
Plot-0
16/02/2006 00:00:00 AM 17/02/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3400
52004282.506 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4400
4500
4600
4700
4800
4333.7
4856.85026.806 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4400
4500
4600
4700
4800
4333.7
4856.85026.806 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4,615 MW
4,423 MW
Plot-0
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06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
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MW
Plot-0
09/09/2006 00:00:00 AM 10/09/2006 00:00:00 AM24.00 Hour(s)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
55004650.106 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA CFE L0000-70
25 de 38
090821
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
55005031.206 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
55005031.206 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW 5,350 MW
4,617 MW
Plot-0
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MW
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4800
5000
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5400
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MW
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MW
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5000
5200
5400
5600
4400
58004779.206 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA CFE L0000-70
26 de 38
090821
Plot-0
25/01/2008 01:40:45 PM 25/01/2008 02:21:30 PM40.75 Min(s)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
5050
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5007
5378.85123.806 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
5050
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5007
5378.85123.806 ALT.NES MW DEM TOT .AV
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.
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA CFE L0000-70
27 de 38
090821
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
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBDREC
PNG
NAV
72030 FRO
72040
52010
NURMON
72030
ADC
CID
PMYGRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBTRBC
M
C B A
M
C B A
72040
M LAMESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI82010
82020
82030
MMP
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
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
M 82050
M 82080
M 82090
MM 82100
MM
M 83130
M 83190
M 83870
MM 83880
MM 83890
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
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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
B86.40
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
90.00C
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.
CPY
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBDREC
PNG
NAV
72030 FRO
72040
52010
NURMON
72030
ADC
CID
PMYGRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBTRBC
M
C B A
M
C B A
72040
M LAMESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI82010
82020
82030
MMP
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
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
M 82050
M 82080
M 82090
MM 82100
MM
M 83130
M 83190
M 83870
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
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
LVI82010
MM
M
83710
83820
83830
83840
CPL
M 93300
MM 83520
MVFT
USA
FIGURA B10 – Diagrama de flujo 13/Mar/08
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA CFE L0000-70
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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.
CPY
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBDREC
PNG
NAV
72030 FRO
72040
52010
NURM
ON
72030
ADC
CID
PMY
GRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBTRBC
M
C B A
M
C B A
72040
M LAMESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI82010
82020
82030
MM
P
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
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
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
LVI82010
MM
M
83710
83820
83830
83840
CPL
M 93300
MM 83520
MVFT
USA
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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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
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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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
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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FIGURA B15 – Reporte de afectación de carga HYLSA 20070118 10:18:00 h
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FIGURA B16 – Reporte de afectación de carga HYLSA 20070118 10:18:00 h
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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FIGURA B17 – Reporte de afectación de carga HYLSA 20070219 16:48:00 h
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.
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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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
• Instalación de 1200 kvar en circuito
• Acelerar 50 de los circuitos de la subestación
USG 34.5 kV Salida de líneas de producción
• Instalación de filtros • Instalación de reguladores ferro
resonantes • Instalación de variadores de
velocidad
• Instalación de 900 kvar en circuito
• Acelerar 50 de los circuitos de la subestación
Nestlé 34,5 kV Salida de líneas de producción • Instalación de filtros
• Instalación de 1800 kvar en circuito
• 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
• Instalación de 1500 kvar en circuito
• Anillar el circuito
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA CFE L0000-70
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APÉNDICE D
CADENA PRODUCTIVA DEL SUMINISTRO