RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Naciona RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red, conforme dispone el artículo 12, fracción XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica. (Continúa de la Tercera Sección)
(Viene de la Tercera Sección)
Criterio SEA - 28. El total de la reserva de Regulación Primaria mínima requerida debe activarse completamente para desviaciones cuasi-estacionarias de frecuencia iguales o superiores a ±200 mHz.
6.3.6 Rangos permisibles de reservas de potencia activa en Estado Operativo Normal
Criterio SEA - 29. La capacidad en MW referida en la definición de Reserva Operativa será igual a la Contingencia Sencilla más Severa.
Criterio SEA - 30. El requerimiento de Reserva Rodante deberá de ser al menos el 50% de la Reserva Operativa y deberá responder en razón de la rampa especificada en MW/minuto.
Criterio SEA - 31. La Reserva Operativa estará formada por la Reserva Rodante y la Reserva No Rodante; ambas deberán estar disponibles para que puedan ser totalmente activadas en 10 minutos.
Criterio SEA - 32. Son considerados como tipos de Reserva No Rodante a la capacidad de generación disponible no sincronizada, a las transacciones que pueden ser interrumpidas y a la Reserva Rodante en exceso.
Criterio SEA - 33. Los recursos de Demanda Controlable deberán contar con la telemetría necesaria y ser capaces de recibir instrucciones de despacho para que sean incluidos en el cálculo de la Reserva Rodante.
Criterio SEA - 34. Una vez que es activada la Reserva Operativa, ésta debe ser restaurada a más tardar en 60 minutos.
Criterio SEA - 35. El requerimiento de reserva suplementaria será del 50% de la segunda Contingencia Sencilla más Severa.
Criterio SEA - 36. Las Unidades de Central Eléctrica que no estén sincronizadas, deben realizar el proceso de arranque y sincronizar en un periodo máximo de 30 minutos y durar sincronizadas por lo menos 2 horas para dar cumplimiento a los requerimientos de Reserva Operativa.
6.3.7 Rangos permisibles de reservas de potencia reactiva en Estado Operativo Normal
Criterio SEA - 37. El servicio de apoyo de potencia reactiva para el control de tensión dentro del SEA se realizará en forma coordinada mediante todos los elementos que pueden aportar o absorber potencia reactiva, como son los bancos de capacitores en derivación, compensadores estáticos de VAr, reactores en derivación, Unidades de Central Eléctrica, condensadores síncronos, o apertura y cierre de líneas.
Criterio SEA - 38. El Operador del SEA, como responsable del control operativo de la red, debe asegurar que se cumplan todos los criterios de Confiabilidad aplicables al control de tensión y potencia reactiva.
Criterio SEA - 39. Los elementos que pueden aportar o absorber potencia reactiva y que forman parte de la RNT o de las RGD, como son los bancos de capacitores en derivación, compensadores estáticos de VAr, reactores en derivación, Unidades de Central Eléctrica, condensadores síncronos, o apertura y cierre de líneas, deben estar a disponibilidad del Operador del SEA para conexión, desconexión o modificación de sus características.
Criterio SEA - 40. Los elementos que pueden aportar o absorber potencia reactiva de característica fija o discreta que forman parte de la RNT o de las RGD, como son los capacitores o reactores en derivación, deben ser operados de manera constante como reserva reactiva fija.
Criterio SEA - 41. El requerimiento de Reserva Reactiva del SEA que el Operador debe mantener y asegurar debe ser tal que, al presentarse la Contingencia Sencilla más Severa, el SEA no pase a una
condición de inestabilidad de tensión.
Criterio SEA - 42. La distribución en porcentaje de la Reserva Reactiva Fija y la Reserva Reactiva Dinámica será tal que el 85% de la Reserva Reactiva del sistema se encuentre disponible en Reserva Reactiva Dinámica.
6.3.8 Despacho de Generación
Criterio SEA - 43. El Operador del SEA debe contar oportunamente con información actualizada del crecimiento o reducción de la demanda, así como de los requerimientos de uso de la red.
Criterio SEA - 44. Para la elaboración del Predespacho, el Operador del SEA debe contar con información de disponibilidad de Unidades de Central Eléctrica, derrateos, restricciones y todo aquello que afecte la Despachabilidad de las Unidades de Central Eléctrica.
Criterio SEA - 45. El Operador del sistema recibirá las ofertas para cubrir la demanda por parte de las Centrales Eléctricas con las que dicha entidad tenga convenio.
Criterio SEA - 46. El despacho se realizará estrictamente en el orden creciente de su respectivo costo variable de generación o precio propuesto, según sea, hasta lo que se requiera para satisfacer en cada momento la demanda.
Criterio SEA - 47. El despacho se elaborará tomando en consideración el pronóstico de la demanda, el área geográfica de la Unidad de Central Eléctrica, las restricciones de red, la disponibilidad de Energías Limpias, la disponibilidad de todas las Unidades, los recursos de Demanda Controlable y los costos de producción de la energía eléctrica o precios ofertados por todos los Generadores.
Criterio SEA - 48. El Operador del SEA proporcionará el programa de despacho del día siguiente a cada uno de los Generadores. Dicho programa se proporcionará cada día, a más tardar a las quince horas, por los medios idóneos y con un desglose horario.
Criterio SEA - 49. Se respetarán en todo momento las restricciones del SEN, así como los flujos máximos derivados de las restricciones de red entre regiones.
Criterio SEA - 50. Si durante la aplicación del Predespacho horario las condiciones del sistema cambian, el Operador del SEA hará un redespacho, el cual contendrá la información actualizada de asignación y valor de generación de las Unidades de Central Eléctrica.
Criterio SEA - 51. Cuando, por Fallas o situaciones imprevistas, disminuya la capacidad disponible, el responsable de la Central Eléctrica afectada debe informar de inmediato al Operador del SEA.
Criterio SEA - 52. Cualquier Central Eléctrica sólo podrá sincronizar al sistema con la autorización del Operador del SEA.
Criterio SEA - 53. Ninguna Central Eléctrica podrá modificar su generación por decisión propia a menos que esté en peligro la seguridad del personal o del equipo dentro de la Central Eléctrica.
6.3.9 Coordinación de programas de Mantenimiento
Criterio SEA - 54. Los trabajos de Mantenimiento, modificaciones, ampliaciones y otras actividades necesarias para el correcto funcionamiento de los elementos del SEA, deben coordinarse a través de Licencias, con el fin de adecuar de forma óptima la disponibilidad de generación, Transmisión y Transformación para mantener dichos elementos dentro de los límites operativos en todo momento.
Criterio SEA - 55. El Operador del SEA debe coordinarse con las entidades que elaboran los programas de obras de corto y mediano plazo con la finalidad de considerar en su planeación operativa, el impacto de estas obras en el sistema.
Criterio SEA - 56. Los responsables de los diferentes elementos conectados al SEA, deben proporcionar
al Operador del SEA las necesidades de Mantenimiento en forma mensual, trimestral y anual para que, de acuerdo a las condiciones del sistema, se programe de manera conjunta su Mantenimiento.
Criterio SEA - 57. El Operador del SEA debe contar, durante la última semana del mes de mayo de cada año, con las necesidades de Mantenimiento de Unidades de Central Eléctrica y elementos de Transmisión y Transformación de la RNT para el año siguiente. Esta información debe ser actualizada al Operador del SEA en el mes de octubre de cada año.
Criterio SEA - 58. Todo equipo en operación podrá estar en servicio, en disponibilidad o en Licencia. De esta forma, si un equipo se encuentra desconectado por requerimientos de operación, no se podrá trabajar en él si no se ha tramitado previamente una Licencia, ya que se considera que dicho equipo está disponible y listo para entrar en servicio en cualquier momento.
Criterio SEA - 59. Si un equipo no puede ser puesto en servicio por presentar algún daño, éste debe tomar la Licencia respectiva de inmediato.
Criterio SEA - 60. Las Licencias se clasifican en vivo o en muerto y podrán ser programadas o de emergencia.
Criterio SEA - 61. A fin de optimizar el tiempo que el equipo está bajo Licencia, el Operador del SEA debe coordinar a las diferentes entidades para lograr que las Licencias se aprovechen al máximo. Asimismo, para los casos de Licencias sobre elementos comunes entre entidades, el Operador del SEA debe realizar la coordinación necesaria.
Criterio SEA - 62. Las Licencias programadas deben solicitarse al Operador del SEA con una anticipación adecuada a la importancia del elemento a Librar y del trabajo a realizar.
Criterio SEA - 63. Las solicitudes se harán a más tardar a las 12:00 horas del día laborable previo. Las Licencias para trabajos a ejecutarse en fin de semana, en lunes o días festivos, se solicitarán antes de las 12:00 horas del penúltimo día laborable.
Criterio SEA - 64. El Operador del SEA proporcionará un número de registro para cada solicitud de Licencia y dará su resolución a la mayor brevedad.
Criterio SEA - 65. Si la Licencia ocasiona Interrupción a los Centros de Carga, la solicitud deberá hacerse con la suficiente anticipación y en ningún caso deberá ser menor a 96 horas, con el fin de estar en condiciones de avisar al Usuario Final en los términos que señalan la LIE y su reglamento.
Capítulo 7. Disposiciones específicas
7.1 Objetivo
El objetivo de las presentes Disposiciones es establecer los criterios de carácter específico que determinados sistemas eléctricos deben observar de manera obligatoria, como resultado de sus características eléctricas particulares.
7.2 Alcance y aplicación
De manera adicional a todos los criterios generales contenidos en este documento, se presentan criterios específicos de cumplimiento obligatorio para el Sistema Interconectado Baja California.
7.3 Sistema Interconectado Baja California (BC)
7.3.1 Criterios específicos adicionales
Criterio BC - 1. Además de los criterios generales establecidos en el presente Código de Red, en el Sistema Interconectado Baja California se debe cumplir con los estándares siguientes:
a. BAL-001-MX-0 Real Power Balancing Control Performance
b. INT-001-MX-0 Interchange Information
c. BAL-006-MX-0 Inadvertent Interchange
d. CIP-001-MX-0 Sabotage Reporting
e. INT-003-MX-0 Interchange Transaction Implementation
f. PER-001-MX-0 Operating Personnel Responsibility and Authority
g. PER-002-MX-0 Operating Personnel Training
h. PER-003-MX-0 Operating Personnel Credentials
i. VAR-002-WECC-MX-0 Automatic Voltage Regulators (AVR)
j. VAR-501-WECC-MX-0 Power System Stabilizer (PSS)
Los criterios específicos anteriores son de cumplimiento obligatorio para los Integrantes de la Industria Eléctrica involucrados en la planeación, operación, monitoreo o control del Sistema Interconectado Baja California; así como aquellas Unidades de Central Eléctrica y Centros de Carga que estén interconectadas o conectados a dicho sistema.
MANUAL REGULATORIO DE PLANEACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Presentación
Este Manual Regulatorio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) contienen las guías, lineamientos y descripción de la metodología para la elaboración de los programas de Ampliación y Modernización, los cuales se definen considerando las condiciones bajo las cuales debe operar el SEN. Este Manual Regulatorio aporta una guía para la definición del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional, PRODESEN, en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad.
La planeación de la expansión se inicia con varios años de anticipación, tomando en cuenta que los procesos de asignación de recursos, obtención de derechos inmobiliarios, selección y adquisición de terrenos, adquisición de equipos, periodos de construcción y puesta en servicio, etc., requieren de tiempos considerables para llevarse a cabo.
El sustento legal para la actividad de planeación que debe llevar a cabo el CENACE y los Distribuidores, se desprende de los artículos constitucionales 25, 27, 28 y los correspondientes artículos de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y su Reglamento (RLIE).
Capítulo 1. Descripción general de las etapas del proceso de planeación de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución
Con base la publicación de la LIE el 11 de agosto de 2014, le corresponde al CENACE elaborar y proponer ante a la SENER y a la CRE el programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y de las Redes Generales de Distribución (RGD) que pertenecen al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); en los términos y con los alcances previstos en la LIE y en el RLIE. Asimismo, es atribución y responsabilidad de los Distribuidores proponer a la SENER y a la CRE el programa de Ampliación y Modernización de las RGD que no pertenecen al MEM.
1.1 Procedimiento
El proceso de planeación involucra una gran cantidad de factores que presentan incertidumbre en el tiempo, tales como: la evolución de la demanda, los precios de combustibles, las aportaciones hidráulicas, aleatoriedad en la generación con recursos renovables, disponibilidad de los diferentes elementos del sistema eléctrico, etc.
Dada la complejidad del proceso de la planeación, para lograr una solución óptima global, el proceso se trabaja en horizontes de tiempo, estructurado en etapas (plazos):
· Planeación a Largo Plazo (n+10 a n+14)
· Planeación a Mediano Plazo (n+5 a n+9)
· Planeación a Corto Plazo (n a n+ 4)
Donde n es el año en curso.
Una característica de los estudios de planeación es que a medida que se analizan situaciones futuras, más alejadas del tiempo presente, la incertidumbre en las variables es mayor, lo que tiene que considerarse en el nivel de detalle del propio análisis y de los resultados.
1.1.1 Corto plazo
En el corto plazo la estructura de la red y la generación en el sistema se encuentran definidas. El objetivo en este periodo consiste en ajustar los programas, con base en las condiciones de las variables y en la información sobre fechas de entrada en operación de los proyectos. Se analizan condiciones de operación esperadas en el corto plazo. Se ratifican o ajustan fechas de proyectos para los años n+4 a n+5, en función de ajustes a los programas indicativos de generación, retiros de unidades generadoras y de los pronósticos de consumo y demanda. Se definen nuevos refuerzos, incluyendo costos estimados de inversión o bien se identifican aquellos refuerzos que no son necesarios o que deban posponerse debido a cambios registrados en las condiciones del sistema eléctrico con base en información actualizada. Se realizan estudios del sistema en estado estable, de optimización, de Confiabilidad del suministro de energía y de estabilidad transitoria para condiciones identificadas como de riesgo para el sistema. En este horizonte es importante representar el SEN con el mayor detalle posible.
1.1.2 Mediano plazo
En este horizonte de tiempo los proyectos se encuentran en proceso de decisión, se tiene una visión en detalle del Programa Indicativo de Instalación y Retiros de Centrales Eléctricas (PIIRCE); se dispone de información para los sitios donde se ubicarán las nuevas centrales de generación y las nuevas cargas. Se conoce con relativa certidumbre las fechas de entrada en operación de diferentes elementos del sistema. Se realizan estudios del sistema en estado estable y de Confiabilidad, algunos casos de estabilidad transitoria. Se estiman los costos de los proyectos candidatos del programa de Ampliación de la RNT y RGD. En esta fase se revisa el cumplimiento de los criterios de Calidad, Confiabilidad y continuidad del servicio.
1.1.3 Largo plazo
Este periodo se caracteriza por un grado de incertidumbre mayor en las variables como: precios de combustibles, la evolución de la demanda y del consumo de energía eléctrica, la ubicación, capacidad y el tipo de las nuevas Centrales Eléctricas, etc. En esta etapa se define la arquitectura futura de la red, niveles de tensión y las tecnologías a elegir, siendo las fechas solamente indicativas de la entrada en operación de los elementos que habrán de incorporarse al SEN.
En general, la revisión anual de los programas permite la actualización de las variables relevantes, lo que aporta información para revisar las decisiones de ejercicios anteriores y en su caso realizar ajustes a los programas de Ampliación y Modernización.
1.1.4 Casos base de Estudio y opciones de refuerzo
Los casos base son modelos de condiciones iniciales o de condiciones futuras en un tiempo determinado. Los casos base están orientados a conocer el estado estable del sistema; pueden proceder con estudios de estado estable o del estado transitorio. El comportamiento del sistema eléctrico estará caracterizado por el grado de detalle que las conclusiones a alcanzar lo requieran; lo cual puede significar una gran cantidad de información sobre elementos, sus parámetros y la conectividad que guardan en la red.
Cada caso contiene, además de la información de la red actual, pronósticos de demanda, la capacidad prevista en el PIIRCE, y de proyectos de interconexiones con sistemas eléctricos de otros países, entre otros. La información se requiere para el horizonte de estudio con la red prevista en el PRODESEN, los proyectos de líneas de corriente directa (CD) o esquemas Back to Back; y los Proyectos de Energías Renovables, entre otros.
Los estudios de planeación emplearán modelos detallados de componentes de secuencia positiva para flujos de carga y de estabilidad transitoria en los estudios de corto plazo; esto mismo aplicará en algunos casos del mediano plazo. En estudios de largo plazo es suficiente considerar sólo los flujos de potencia real; para lo cual se emplean modelos análogos simplificados de CA y de CD, los resultados pueden complementarse con estudios completos de CA y formulaciones de optimización para evaluar los requerimientos de potencia reactiva, entre otros.
En caso de que los resultados de estudio muestren condiciones fuera de límites de diseño y de los límites operativos establecidos para la tensión, transferencias de potencia y transformación, las principales opciones de refuerzo serían las siguientes:
i. Transmisión en la RNT y las RGD.
ii. Transformación.
iii. Compensación de potencia reactiva.
iv. Sistemas de Transmisión Flexible de Corriente Alterna (FACTS).
v. Sistemas de Transmisión de Corriente Directa en alta Tensión (HVDC).
vi. Enlaces asíncronos Back-to-Back y transformador de frecuencia variable.
vii. Cambios de niveles de tensión en la transmisión.
viii. Sugerencias de Generación de la Secretaría de Energía.
Dada la cantidad de nodos a ser representados para modelar el SEN, es necesario dividir apropiadamente la tarea de analizar las violaciones observadas y proponer refuerzos por niveles de tensión. Del conjunto de refuerzos se elegirán las opciones que presenten mayor beneficio al sistema, identificando aquellas que tengan cobertura regional y/o impacto entre regiones.
La Figura 1.4.1 muestra de manera esquemática las diferentes etapas del proceso de planeación para la Red Nacional de Transmisión y para las Redes Generales de Distribución (RGD).
Figura 1.4.1. Proceso de Planeación
La Figura 1.4.2 contiene la aportación de los diferentes organismos, participantes, así como insumos de información requerida para llevar a cabo los estudios de expansión de la RNT y de las RGD.
Figura 1.4.2 Proceso de planeación: Actores, acciones y flujo de información.
Capítulo 2. Insumos para el proceso de planeación de la Red Eléctrica Nacional
2.1 Diagnóstico operativo al cierre del año
Como parte de los insumos para la elaboración del programa de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD que pertenecen al MEM, se requiere determinar el estado del sistema eléctrico al cierre del año previo, para los diferentes sectores del SEN: generación, transmisión, consumo y demanda. Estos insumos permiten conocer el punto de partida, sobre el cual se realizará la planeación de la expansión de la red de transmisión. El consumo y la demanda de los años anteriores son la base para elaborar los pronósticos de crecimiento de la demanda, en potencia y consumo, estos serán insumos junto con la definición del PIIRCE, de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD.
Los datos y características actuales de la infraestructura en generación, red eléctrica y demandas para diferentes condiciones operativas, considerando a todos los participantes del mercado, permiten tener un diagnóstico operativo al cierre del año anterior para el SEN. La Figura 2.1.1 refleja los requisitos históricos de información requerida para obtener el diagnóstico operativo al cierre del año.
Figura 2.1.1 Diagnóstico operativo al cierre del año
2.2 Escenarios de crecimiento de la economía nacional
Las bases del crecimiento económico nacional deben contemplarse por la relación que guardan con el crecimiento de la demanda y consumo de energía eléctrica. El crecimiento de la economía nacional se expresa mediante el Producto Interno Bruto (PIB), en términos anuales. La SENER proporciona este indicador para escenarios base, de planeación (medio), y alto, su grado de detalle a nivel nacional y sectorial. Su proyección se requiere para un horizonte de 15 años, a fin de dar cumplimiento con la LIE y su Reglamento.
2.3 Acciones de eficiencia energética
Las acciones están relacionadas con el ahorro de energía, la reducción de pérdidas y los programas para la Administración de la Demanda.
La LIE y su Reglamento, el PROSENER, el PRONASE y el Programa Especial de Cambio Climático (PECC), entre otros, consideran la eficiencia energética como un elemento de la política energética que se debe incluirse en la planeación y en la operación de la Industria Eléctrica.
Las acciones de eficiencia energética permiten lograr un uso racional de la electricidad, un mejor aprovechamiento de la infraestructura eléctrica y, en su caso, diferir la adición de nueva infraestructura eléctrica. Actualmente en los pronósticos de consumo final, derivado de los modelos utilizados, están incorporados los ahorros de electricidad como un reflejo de las acciones ya implementadas (históricas) y el efecto de acciones futuras.
2.4 Evolución de precios de combustibles
Para la simulación de la operación futura del parque de generación, la estimación de la evolución de precios de los combustibles es fundamental. Los costos de producción de la energía eléctrica dependen de los precios de combustibles para cada Central Eléctrica, así como de la razón calorífica (Heat Rate) y la disponibilidad de las diferentes tecnologías. A partir de tales costos de producción, se determinará el despacho de las centrales generadoras.
El CENACE utilizará información de precios nacionales e internacionales para los diferentes combustibles usados en la generación de energía eléctrica âgas natural nacional, gas natural importado, carbón nacional, carbón importado, combustóleo, diésel, uranioâ, para tres escenarios: alto, medio (de planeación) y bajo.
El CENACE utilizará información sobre la evolución de los precios de combustibles en cada una de las regiones del SEN. Esta evolución de precios debe incluir los precios de los energéticos y de transporte hasta cada una de las regiones y centrales del SEN.
2.5 Programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas
Entre los principales objetivos de la LIE destacan: garantizar el suministro eléctrico, promover la generación con base en energías limpias, fomentar la diversificación de la matriz de generación eléctrica,
buscar la seguridad energética nacional y la minimización de costos/maximización de beneficios para los usuarios (condiciones de eficiencia).
Para lograr los objetivos enumerados, anualmente se debe contar de parte de SENER con un programa indicativo de retiros de unidades de generación. Los generadores participantes notificarán al CENACE sobre el retiro de sus unidades para el análisis de aprobación o modificación, según el artículo 18 inciso IV de la LIE. El CENACE autorizará o negará el retiro, considerando que la unidad pudiera requerirse para operar de manera forzada, por su ubicación o soporte de voltaje, etc. y mantener confiable el suministro.
La información que será proporcionada por la SENER al CENACE incluirá la secuencia cronológica de los proyectos de Centrales Eléctricas considerados para los siguientes 15 años que resultan de la optimización de la expansión de capacidad del sistema que minimizan el valor presente neto de los costos totales del SEN.
El CENACE usará la información mencionada para integrar casos base, a partir de los cuales modelará la expansión óptima para la RNT.
2.6 Pronósticos de demanda y consumo del SEN
Los estudios de pronóstico para el crecimiento de la demanda máxima y el consumo tiene como objetivo estimar los valores futuros esperados del consumo bruto de energía eléctrica, ventas de usuarios finales del suministro calificado y de suministro básico, autoabastecimiento remoto, pérdidas de electricidad, usos propios - y la demanda máxima integrada e instantánea asociadas para el SEN, Sistema Interconectado (SIN), Gerencias de Control Regional (GCR) y Sectorial, incorporando los lineamientos y metas oficiales a la estructura del consumo de energía eléctrica como:
· Escenarios de crecimiento de la economía nacional.
· Escenarios de evolución de combustibles
· El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) y
· El Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE), entre otros lineamientos de carácter ambiental.
2.6.1 Horizontes de Estudio y Escenarios
Horizonte de estudio: El pronóstico se realizará en términos anuales para un horizonte de 15 años, en cumplimiento con lo establecido en La LIE y su Reglamento. El horizonte de pronóstico puede extenderse a 30 años (largo plazo), de acuerdo a necesidades del proceso de planeación en las evaluaciones económicas.
Escenarios: Se trabajarán tres escenarios de pronóstico para el crecimiento de demanda máxima integrada y el consumo: Alto, Medio (planeación) y Bajo, alineados con los escenarios del crecimiento para la economía nacional.
Alcance: El pronóstico incluirá resultados para el SEN, SIN y para cada GCR (Central, Oriental, Occidental, Noroeste, Norte, Noreste, Peninsular, Baja California, Sistema Interconectado Baja California Sur y Sistema Mulegé).
Para la elaboración de los pronósticos se realizará el análisis e integración de cada insumo como se describe a continuación:
· PIB
· El comportamiento y evolución del consumo de electricidad por sector de consumo.
· Estudios en sitio sobre el desarrollo del mercado eléctrico.
· Diagnóstico de la operación real por GCR y la propuesta de pronóstico regional.
· Balance de energía del SEN y de las GCR.
· Estadísticas de demandas horarias en las GCR para todo el año de referencia.
· Evolución de la demanda máxima en bancos de transformación.
· Evolución histórica de las pérdidas totales de energía y proyección esperada.
· Ahorro de energía por eficiencia energética.
· El comportamiento histórico de los factores de carga, a corto y mediano plazos, acorde con planes regionales y factores de diversidad de las zonas y regiones.
2.6.2 Proceso General de Pronóstico
El proceso general de pronóstico se inicia con el estudio regional del consumo final de la energía eléctrica (ventas de usuarios finales del suministro calificado y de suministro básico, autoabastecimiento remoto), se analiza la evolución en cada GCR. Las proyecciones regionales se fundamentan en estudios de modelos de pronóstico, complementados con estimaciones basadas en las solicitudes de servicio de grandes consumidores. Los resultados se ajustan con las trayectorias de pronósticos que surgen de estimaciones del PIB y del consumo bruto para el SEN; se incorporan las políticas de ahorro de energía vigentes.
La demanda máxima integrada anual, se obtiene aplicando a la energía bruta regional los factores de carga históricos y los previstos para los diferentes tipos de consumidores de la región correspondiente, así como los planes de crecimiento a corto plazo.
La demanda del SIN integrado por las GCR: Central, Oriental, Occidental, Noroeste, Norte, Noreste, y Peninsular; en una hora específica del año, se obtiene con las demandas coincidentes de las GCR en esa misma hora. Para un año dado el valor máximo de las demandas horarias del SIN, lo constituye la demanda máxima coincidente. Esta estimación es menor que la suma de las demandas máximas anuales de las GCR, ya que las demandas de éstas ocurren en horas diferentes.
Para llevar a cabo estos pronósticos, se requiere que, a más tardar en el mes de mayo, cada entidad de carga envié al CENACE sus datos de demanda: actual, histórica y pronosticada para un horizonte de 15 años.
La Subdirección de Planeación del CENACE elaborará un documento en el cual se integren todos los pronósticos de los participantes de una manera razonable y precisa, que dé como resultado un pronóstico único para el SEN, el cual servirá de base para todos los estudios de planeación en el año correspondiente.
2.7 Costo de la energía no suministrada
El costo de la energía no suministrada lo determinará la SENER, y reflejará el costo que tiene para la economía cada kWh que deje de suministrarse. Para los estudios de planeación, se considerará un valor para la energía no suministrada de 2.61 USD/kWh. Posteriormente, este valor podrá ser actualizado por la SENER.
2.8 Costos de Inversión típicos de la infraestructura de transmisión
La estimación de costos de inversión típicos para proyectos de infraestructura de transmisión, permite, en lo general, evaluar económica y financieramente proyectos "tipo" y proporcionar una primera estimación de costo para proyectos específicos. Dado que cada proyecto tiene características propias por ubicación, dimensiones, fuentes de financiamiento, etc., para cada proyecto se deberá llevar a cabo su propio análisis a fin de estimar sus costos.
Los costos de diferentes elementos de la infraestructura de transmisión, deberá incluir para su análisis y determinación, de manera enunciativa más no limitativa, lo siguiente:
· Las licitaciones y contratos recientes de diferentes elementos de infraestructura de transmisión, llevados a cabo por los transportistas.
· Revisión de costos de proyectos recientes, efectuados por diferentes empresas eléctricas en el mundo.
· Reportes e informes de organismos de reconocido prestigio internacional, relativos al costo de desarrollos de infraestructura de transmisión.
· Consultas con desarrolladores, fabricantes y tecnólogos expertos en la materia.
Para la estimación de costos se deberá de considerar, de manera enunciativa más no limitativa, los siguientes componentes:
· Líneas de transmisión âCorriente Alterna (CA), Corriente Directa (CD), cables subterráneos y submarinosâ
· Subestaciones (Transformadores, bahías y alimentadores, entre otros)
· Elementos de compensación reactiva â Compensador Estático de VARs (CEVs), Compensador Estático Síncrono (STATCOM), Capacitores serie, Capacitores paralelo y Reactores, Condensadores síncronosâ
· Nuevas tecnologías âpor ejemplo, FACTS, HVDC, enlaces asíncronos Back to Backâ
· Fuentes de almacenamiento de energía.
La estimación de los costos de infraestructura de transmisión, permitirá conocer:
a. Los costos de inversión que deberán efectuarse para la Ampliación y la Modernización de la RNT y
las RGD.
b. Evaluar la propuesta de nuevos proyectos, incluyendo el análisis comparativo de opciones tecnológicas.
2.9 Tasa de descuento
La tasa de descuento es una medida financiera que se aplica para descontar los flujos futuros de efectivo y determinar su valor actual o valor presente.
La tasa social de descuento a utilizar en las evaluaciones socioeconómicas debe ser del 10% anual en términos reales, y la referencia para el cálculo del valor presente será el primer año de erogaciones. Ambas suposiciones podrán modificarse de acuerdo a lo que determine la SENER.
2.10 Información de los participantes y no participantes del Mercado
Para elaborar los estudios de planeación, se requiere, entre otros, información y modelos de los participantes y no participantes del Mercado, de acuerdo con el artículo 158 de La LIE y el Artículo 8 del Reglamento, que en lo medular establecen:
Artículo 158.- "Los integrantes de la industria eléctrica, en términos de lo dispuesto por esta Ley, estarán obligados a proporcionar a la Secretaría, a la CRE y al CENACE toda la información que éstos requieran para el cumplimiento de sus funciones..."
Reglamento Art. 8.- "...los transportistas y distribuidores están obligados a entregar a la Secretaria, a la CRE y al CENACE, durante el primer trimestre de cada año un informe pormenorizado de los avances en las obras de Ampliación o Modernización de la red eléctrica..."
2.10.1 Generadores
Todos los Generadores en el SEN deberán proporcionar al CENACE y a la SENER la siguiente información no limitativa:
a. Descripciones funcionales y tecnología de las unidades generadoras
b. Curvas de eficiencia en función de la carga
c. Costos de Operación y Mantenimiento, fijos y variables
d. Capacidades (máxima y mínima) y Restricciones operativas
e. Programas de mantenimiento
f. Índice de Disponibilidad para nuevas Centrales Eléctricas
g. Características de diseño especificadas en el Manual Regulatorio de interconexión de Centrales Eléctricas
2.10.2 Transportistas
Todos los transportistas deberán proporcionar al CENACE la siguiente información no limitativa:
a. Parámetros de secuencia positiva, negativa y cero de cada línea
b. Descripción y ajustes de esquemas de protección usados.
c. Proporcionar las descripciones funcionales, capacidades de los equipos y sus restricciones operativas.
d. Capacidad, relación de transformación, reactancia, rango de cambiadores de taps, conexiones, etc. de los transformadores existentes y de los programados en sus subestaciones.
e. Límites térmicos de las líneas de la RNT y de las RGD.
f. Límites térmicos para los equipos de transformación.
2.10.3 Comercializadores
Todos los Comercializadores deberán proporcionar al CENACE la siguiente información no limitativa:
a. Usuarios y ventas mensuales de energía por tarifa a nivel de Agencia, Zona, GCR.
b. Reporte mensual de energía y potencia porteada para todas las cargas remotamente autoabastecidas, por Agencia, Zona, GCR. Para los usuarios Usuario Calificados su demanda máxima, el consumo de energía, factor de carga, factor de potencia, demanda contratada, carga conectada y capacidad de la subestación, así como los planes de expansión en el corto, mediano y largo plazo.
c. Balance de energía de distribución -energía necesaria y pérdidas-, por Zona y GCR.
d. Un reporte, correspondiente al año previo, de recuperación de pérdidas no-técnicas por zona y por sector de consumo.
e. Registro mensual por subestación (servicio básico y usuarios calificados) de demanda máxima, consumo de energía, factor de carga, factor de potencia. Las demandas anuales máximas coincidentes de Zona y GCR para cada subestación, indicando el mes, día y hora de ocurrencia para cada nivel de coincidencia.
f. Pronóstico anual del mercado eléctrico de demanda, y en energía por sector de consumo y zona, así como la demanda en potencia por Subestación (servicio básico y calificado) y zona.
g. Para el horizonte de planeación, los servicios de suministro nuevos en las tarifas de alta tensión, indicar: la demanda máxima, demanda máxima coincidente con la Zona y demanda máxima coincidente con la GCR, así como el consumo de energía anual esperado, nivel de tensión, localización, y punto de conexión.
h. Modificación por transferencias en subestación y Zona.
i. Pronóstico de reducción de pérdidas totales (glosa de valores para pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas por Zona). Se requiere la cuantificación anual de la reducción de pérdidas no-técnicas y de pérdidas técnicas en por ciento, Así como el resumen de recuperación de ventas por reducción de pérdidas no-técnicas por zona y sector de consumo.
j. Pronóstico de los programas de ahorro de energía.
k. Informe de subestaciones: terminadas, en proceso de construcción y en programa.
l. Relación actualizada de nomenclaturas oficiales de las subestaciones.
La información referida en este punto deberá entregarse al CENACE y SENER, cada año en las fechas y con los formatos que éstos establezcan.
Capítulo 3. Criterios de observancia para el proceso de planeación
3.1 Objetivo
El objetivo de los Criterios consiste en la presentación de estándares de Calidad técnicos y económicos para la planificación, con los cuales se define una serie de condiciones bajo las cuales debe operar el SEN. Estos criterios aportan una guía firme para la definición del PRODESEN, en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad seguridad y sustentabilidad.
3.2 Alcance y aplicación
Los Criterios que se presentan aplican al proceso de planeación de la Red Nacional de Transmisión RNT y las Redes Generales de Distribución RGD.
3.3 Criterios de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y Seguridad de observancia para la planeación
El objetivo de los criterios puede resumirse a la obtención de las siguientes condiciones para la operación del sistema en cualquier momento.
Calidad del Servicio en condiciones normales, que prevenga:
· Variaciones de voltaje y frecuencia más allá de los límites establecidos en el Código de Red.
· Distorsión armónica de ondas de corriente y voltaje más allá de los límites permisibles en el Código de Red.
Seguridad Operativa en Estado Estable (EE), evitando:
· Violación de límites de voltaje.
· Sobrecarga en líneas o bancos de transformación.
· Interrupción de servicio o corte de carga (excepto en cargas radiales).
Seguridad en Condiciones Transitorias (ET) ante contingencia (N-1) registrando:
· Violación de límites de voltaje en nodos de la red troncal.
· Sobrecarga de elementos de transmisión.
· Pérdida de sincronismo entre Centrales Eléctricas.
Seguridad en Condiciones Transitorias (ET) ante contingencias múltiples, considerando:
· Disparo Automático de Carga por esquema de baja frecuencia.
· Disparo Automático de Carga por esquema por bajo voltaje.
· Disparo Automático de Carga.
· Disparo Automático de Generación.
La Ampliación y Modernización de la RNT debe observar los criterios mencionados, con el fin de garantizar el suministro de energía eléctrica a todos los usuarios del país, en las condiciones mencionadas, para el corto, mediano y largo plazo.
3.4. Condiciones de estado estable y categorías
La industria eléctrica internacional ha clasificado las condiciones operativas de los sistemas eléctricos en categorías que van de la "A" a la "D", con el sistema operando con todos sus N elementos, con uno menos (N-1), con la pérdida de dos elementos (N-1-1), y con la pérdida de varios elementos a la vez, considerando bloques de generación, transformación o transmisión, como se describe a continuación.
La clasificación anterior permite definir estándares de calidad y seguridad, para cada categoría, y definir las evaluaciones que se requieran para asegurar el desarrollo confiable del sistema. Todo ello, a fin de cumplir, con suficiente anticipación, con los requerimientos de desempeño especificados y para enfrentar las necesidades presentes y futuras del sistema.
A través de una evaluación, los estudios deberán mostrar que el sistema de Transmisión está planeado de tal forma que, para las condiciones impuestas para cada categoría y con los procedimientos operativos en vigor, el SEN puede operar para suministrar las demandas a lo largo de los distintos periodos estacionales, bajo las condiciones definidas para cada categoría.
Las evaluaciones deberán:
· Realizarse anualmente a menos que los cambios en las condiciones del sistema no garanticen los resultados obtenidos mediante estudios previos.
· Ser respaldadas por un estudio reciente o pasado y/o pruebas del sistema que demuestren su desempeño.
· Cubrir las condiciones operativas críticas y los años del horizonte de estudio, considerados como necesarios por el personal responsable de realizar el análisis.
· Haber establecido procedimientos operativos normales (pre-contingencia).
· Contar con el modelado de todas las transferencias firmes proyectadas.
· Mostrar en el horizonte de estudio un desempeño adecuado para los valores de las demandas pronosticadas y seleccionadas para llevar a cabo los estudios.
· Incluir las instalaciones existentes y planeadas.
· Incluir dispositivos de Potencia Reactiva para asegurar que estos recursos estén disponibles para cumplir con el desempeño requerido del sistema.
· Contemplar los refuerzos planeados y considerados necesarios para cumplir con los requerimientos de desempeño del sistema.
Cuando los estudios y las simulaciones indiquen falta de capacidad de los sistemas para responder, de acuerdo a lo establecido, el CENACE deberá:
· Proporcionar un resumen por escrito de los planes para alcanzar el desempeño que requiere el sistema, de acuerdo a lo estipulado a lo largo del horizonte de planeación.
· Incluir una agenda para su implementación.
· Incluir una discusión respecto a las fechas de entrada en servicio de las instalaciones requeridas.
· Considerar los tiempos de anticipación necesarios para llevar cabo los planes.
· Revisar, en evaluaciones anuales subsecuentes, en caso de tener una anticipación suficiente.
· Documentar los resultados de las evaluaciones de seguridad, así como sus planes correctivos y presentarlos anualmente para revisión y aprobación por la SENER y ante la CRE.
Para el modelado es importante considerar el incluir los siguientes aspectos:
· Efectos de esquemas de protección, existentes y planeados, considerando redundancias existentes y sistemas de respaldo.
· Efectos de los sistemas de control, existentes y planeados.
· Efectos de indisponibilidad planeada del equipo (incluyendo mantenimiento, equipo de protecciones, etc.)
· Contemplar incluir cualquier refuerzo planeado y considerado necesario para cumplir con los requerimientos de desempeño de cada categoría.
A continuación, se describen los procedimientos requeridos y las características de cada categoría:
Categoría A
Desempeño del SEN bajo condiciones normales. (Sin contingencia)
El procedimiento para verificar que cada caso posee índices de Confiabilidad y seguridad adecuados, consiste en observar mediante estudios de flujos de carga:
a. Que los voltajes a lo largo de sistema se mantengan dentro del rango establecido de operación.
b. Que ningún elemento supere su capacidad térmica de su límite operativo de régimen permanente, para lo cual también se definirán los límites de transmisión de las RNT y RGD.
c. Deberá comprobarse que se cuenta con suficiente reserva rodante a fin de responder ante contingencias por pérdida de generación u otros elementos de la red, como transformadores y líneas de transmisión.
Los estudios a corto plazo deberán conducirse más allá del horizonte de cinco años solamente cuando sea necesario abordar condiciones marginales que requieran soluciones con mayor anticipación.
En caso de violaciones a los rangos de voltaje o térmicos deberán considerarse opciones de refuerzo, eligiendo las que presenten mejores condiciones en cuanto a evaluaciones técnicas y económicas a lo largo de la vida de dicho refuerzo.
Categoría B
Desempeño del Sistema Eléctrico posterior a la Falla de un elemento o equipo de la red
(Criterio N-1)
Una vez garantizada la operación estable de cada caso, se deberá proceder a la aplicación de salida de elementos capaces de comprometer la seguridad del sistema, retirando un equipo a la vez (Transformadores, líneas de transmisión, Unidad de una Central Eléctrica, equipo de compensación, etc.). Deberá verificarse que el sistema eléctrico posee robustez eléctrica y ajustes suficientes para evitar que los niveles de voltaje salgan de su rango de operación, que los elementos no excedan sus capacidades térmicas y que en ningún caso se observe congestionamientos de flujo de potencia entre las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de Carga.
Este procedimiento, de uso generalizado en estudios de redes eléctricas, es conocido como contingencia N-1 y el retiro de cada elemento de la red se conoce como análisis de contingencias. En esta categoría se analizan y evalúan sólo las contingencias consideradas capaces de producir los impactos más severos en el sistema y en los rangos de tiempo estudiados. Se excluyen de la evaluación aquellas contingencias que no son consideradas severas. En caso de violaciones a los índices de referencia, se propondrán refuerzos; eligiendo aquellas opciones que resulten con la mayor relación beneficio/costo, durante su vida útil.
Los refuerzos encontrados deberán incluirse en los casos base de los años posteriores y el procedimiento deberá llevarse a cabo anualmente. En caso de encontrar que un refuerzo puede ser sustituido por otro más robusto y con ventajas regionales en años subsecuentes, se deberá regresar al año en que se realizó el refuerzo original y hacer las modificaciones necesarias.
Categoría C
Desempeño del Sistema Eléctrico posterior a la Falla de dos o más elementos del SEN (Criterio N-1-1 o N-2 o más)
Durante la operación de los sistemas eléctricos se presentan condiciones desfavorables debido a
situaciones adversas como tormentas o huracanes, sismos, vandalismo, etc., los cuales son capaces de provocar Fallas de más de un elemento a la vez, con la consecuencia de enfrentar la pérdida de Unidades de Central Eléctrica o Estaciones Convertidoras, etc.
Se presentan algunas variaciones en esta categoría: la Falla en algún elemento del sistema y su retiro mediante la operación del sistema de protección. Con algunos ajustes posteriores por CEVs, o compensación en derivación rápida (shunt) se presenta una segunda Falla, lo cual obliga a la desconexión de un elemento más. A esta secuencia se le conoce como contingencia N-1-1.
También es posible la pérdida simultánea de dos elementos, por ejemplo, cuando dos circuitos se encuentran en torres diferentes, pero en el mismo derecho de vía y son impactadas por un huracán o vehículo aéreo.
Deberán evaluarse solamente aquellas contingencias Categoría C que podrían producir los impactos más severos en el Sistema. El criterio aplicado para elegir las contingencias a analizar deberá incluirse en la información relacionada con los estudios.
Para cumplir con este criterio pueden resultar indispensables ajustes como:
a. La interrupción controlada de la demanda de usuarios.
b. Desconexión controlada de generadores
c. Suspensión de transferencias de energía
En la Tabla 1 se muestran los impactos permitidos en el SEN para estas condiciones.
Categoría D
Desempeño del Sistema Eléctrico seguido de eventos críticos extremos resultando en la pérdida de dos o más elementos principales.
Esta categoría involucra condiciones drásticas, como lo sería la pérdida de una central de generación o una subestación mayor, obligan a que el sistema de protecciones, esquemas de acción remedial y de control, âControl Automático de Generación (CAG), Disparo Automático de Carga (DAC), Disparo Automático de Generación (DAG)â, inicien acciones controladas de desconexión de elementos del sistema (unidades de Centrales Eléctricas, transformadores, líneas de transmisión, centros de carga, equipos de compensación, etc.), con el fin de restablecer las condiciones de equilibrio y estabilidad del sistema. El objetivo es impedir la salida en cascada de múltiples elementos y evitar con estas acciones el colapso del SEN o de grandes porciones de éste. En esta categoría se considera la posibilidad de formación de "islas" eléctricas.
Para efectos de modelado y simulación se eligen solamente aquellas contingencias Categoría D que podrían producir los impactos más severos sobre el sistema Eléctrico. Deberá incluirse en la información relacionada con los estudios el criterio para elegir las contingencias a ser analizadas. Debe anotarse una explicación respecto a las contingencias que no se incluyen en el estudio, por considerarse que causan efectos de menor severidad. La Tabla 3.4.1 muestra los impactos permisibles y previsibles para estas condiciones.
| Categoría
| Contingencias
| Límites del Sistema o Impactos
|
| | Evento(s) Iniciador(es) y Elemento(s) de Contingencia | Sistema Estable, límites
Térmicos y operativos dentro
del Rango aplicable a
| Pérdida de Carga o
Transferencias Firmes
Restringidas
| Salidas en
Cascada
|
| A
Sin contingencia
| Todas las instalaciones en servicio | Si
| No
| No
|
| B
Evento que resulta en
la pérdida de un sólo
elemento
| Falla de Línea a Tierra (FLT) o Trifásica (3), con Tiempo de Liberación Normal 1. Generador 2. Circuito de Transmisión 3. Transformador 4. Pérdida de un elemento sin Falla 5. CEVs | Si
Si
Si
Si
| No b
No b
No b
No b
| No
No
No
No
|
| | Falla de un Polo, Tiempo de Liberación de Falla Normal e 6. Línea de un solo Polo (cd) | Si
| No b
| No
|
| C
Eventos que resultan
en la pérdida de dos o
más (múltiples)
elementos.
| FLT, con Tiempo de Liberación de Falla Normal e 1. Sección de Bus 2. Interruptor (Falla total o interna) | Si
Si
| Planeada/Controlada c
Planeada/Controlada c
| No
No
|
| | FLT o Falla 3 con Tiempo de Liberación de Falla Normal e, Ajustes del Sistema Manuales, seguidos por otra FLT o 3, con tiempo de liberación normal e 3. Contingencia Categoría B (B1, B2, B3, o B4) ajustes del sistema manuales, seguido por otra contingencia Categoría B (B1, B2, B3, o B4). | Si
| Planeada/Controlada c
| No
|
| | Bloqueo Bipolar con Tiempo de Liberación de Falla Normal e: 4. Falla de Línea Bipolar (cd, no 3), con tiempo de liberación normal e Dos circuitos de una torre f | Si
Si
| Planeada/Controlada c
Planeada/Controlada c
| No
No
|
| | FLT, con Tiempo de Liberación de Falla Retrasada e (interruptor atascado o Falla en el sistema de protección): 4. Generador
5. Transformador
6. Circuito de transformador
7. Sección de Bus
| Si
Si
Si
Si
| Planeada/Controlada c
Planeada/Controlada c
Planeada/Controlada c
Planeada/Controlada c
| No
No
No
No
|
| D d
Evento extremo que
resulta en
desconexión de dos o
más elementos o
salidas de servicio en
cascada.
| Falla 3 con Tiempo de Liberación Retrasada e (interruptor atascado o Falla en el sistema de protección): 1. Generador 2. Circuito de transmisión 3. Transformador 4. Sección de bus Falla 3 con Tiempo de Liberación Normal e 5. Interruptor (Operación incorrecta o Falla interna) 6. Pérdida de torre con tres o más circuitos. 7. Todas las líneas de transmisión están en un derecho de vía común. 8. Pérdida de una subestación (un nivel de voltaje más transformadores) 9. Pérdida de una estación de switcheo (un nivel de voltaje más transformadores) 10. Pérdida de todas las unidades de generación en una estación. 11. Pérdida de una Carga mayor o un centro de Carga importante 12. Falla de un Sistema de Protección Especial totalmente redundante (o esquema de acción remedial) al ser requerido 13. Operación errónea, operación parcial, o malfuncionamiento de un Sistema de Protección especial redundante (o Esquema de Acción remedial) en respuesta a un evento o condición anormal del sistema para el cual no fue diseñado para responder. 14. Impacto de oscilaciones de potencia severas de Disturbios en otra Organización de Confiabilidad Regional. | Evaluación de riesgos y consecuencias.
2. Puede involucrar pérdida sustancial de Demanda del usuario, así como de generación distribuida en una o más áreas 3. Es posible que no todas las porciones de los sistemas interconectados logren un nuevo estado operativo estable. 4. La evaluación de estos eventos puede requerir estudios en conjunto con sistemas adyacentes. |
Tabla 3.4.1. Criterios Técnicos de observancia en la Red Nacional de Transmisión â Condiciones Normales y de
Emergencia
NOTAS:
a. Los rangos aplicables se refieren a los rangos térmicos de la instalación en condiciones normales y de emergencia o al límite de voltaje del sistema, tal como se determinen y se apliquen de manera consistente por el propietario de la instalación o del sistema. Los rangos aplicables pueden incluir rangos de emergencia para corta duración que se requieran para permitir los pasos necesarios de operación para mantener el control del sistema. Todos los rangos deben establecerse en consistencia con los estándares de Confiabilidad que abordan los Rangos en cada nivel de tensión y condiciones operativas.
b. La interrupción planeada o controlada de suministro eléctrico a usuarios radiales o usuarios de una red local, conectados o suministrados por el elemento en Falla o por el área afectada, pueden ocurrir en ciertas áreas sin impactar la Confiabilidad total de la RNT. A fin de prepararse para la siguiente contingencia, se permiten ajustes en el sistema incluyendo restricciones de transferencias de potencia eléctrica Firmes.
c. Dependiendo del diseño del sistema y sus impactos esperados, la interrupción controlada del suministro eléctrico a usuarios (tiro de carga), el retiro planeado del servicio de ciertas unidades en Centrales Eléctricas y/o la suspensión de potencia eléctrica firme puede ser necesaria para mantener la Confiabilidad total de la RNT.
d. Un número de contingencias extremas, listadas bajo la Categoría D y que sean consideradas críticas por las entidades de planeación de la transmisión, se seleccionarán para la evaluación. No todas las posibles contingencias de equipos enlistadas como Categoría D serán evaluadas.
e. El tiempo de liberación de Falla existe cuando el sistema de protección opera según su ajuste, sin retardo intencional y la Falla se libera en el tiempo establecido, siendo el comportamiento esperado para los sistemas de protección instalados. El tiempo de liberación de Falla con retardo intencional (respaldo) existe debido a la no operación de algún componente del sistema de protección primaria, tal como un relevador, interruptor de circuito, o transformador de corriente.
f. Las evaluaciones del sistema pueden excluir eventos en los que las torres de circuitos múltiples se utilizan para distancias cortas (por ejemplo, en la entrada a la subestación o en cruces de ríos).
3.5 Criterios de seguridad y Confiabilidad
Los criterios de seguridad son definidos y evaluados en términos del comportamiento del sistema bajo varias contingencias, según definiciones presentadas anteriormente. La evaluación del desempeño del sistema bajo estas circunstancias se realiza por medio de un simulador de sistemas eléctricos de potencia. La SENER establecerá la política en materia de Confiabilidad del SEN, tomando en cuenta la opinión del CENACE.
Un criterio que deberá cumplirse para la planeación de la Red nacional de transmisión es el criterio (n-1).
Un criterio probabilístico de Confiabilidad para la planeación del Sistema Eléctrico Nacional se tomará a partir del concepto de Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP). La SENER, a través de la política de Confiabilidad, podrá determinar el para el índice LOLP que deberá ser utilizado en los estudios de planeación.
3.5.1 Rangos de tensión en estado estable
Por diseño del equipo eléctrico, los rangos de tensión en el SEN están determinados en el Manual Regulatorio de Estados Operativos del SEN. Dichos valores de tensión podrán ser definidos por el Transportista y el Distribuidor ya que estos pueden ser variables y dependerán del comportamiento del sistema en diferentes regiones del mismo, los cuales se evaluarán mediante un análisis de estabilidad de voltaje. Sin menoscabo de lo anterior, los valores acordados entre los Transportistas y Distribuidores deberán de estar dentro del rango establecido en el Manual referido.
3.5.2 Condiciones en estado transitorio
En los estudios de corto y mediano plazo, es importante verificar que además de la fortaleza de red en estado estable, el SEN debe poseer la característica de mantenerse en sincronismo ante una contingencia como una Falla, seguida por la pérdida de uno o más elementos y una vez que el sistema de protecciones haya liberado dicha Falla.
Se verificará que el sistema tiene estabilidad dinámica, es decir, que sus unidades tienen ajustes apropiados en sus controles y proveen un amortiguamiento positivo y que las oscilaciones provocadas por cambios de carga o maniobras serán de magnitud decreciente hasta alcanzar un punto de equilibrio.
3.5.3 Límites de transmisión entre Áreas
La máxima potencia que puede ser transmitida entre dos áreas eléctricas es función del margen de estabilidad entre las Unidades de Central Eléctrica de dichas áreas, la tensión en los nodos de envío y recepción y la capacidad térmica de los conductores de la línea de transmisión que las une. Mediante simulaciones llevadas a cabo con modelos de cargabilidad y de estabilidad transitoria, es posible definir cuál de los tres factores es el que limita la capacidad del enlace: estabilidad, caída de tensión o límite térmico.
3.5.4 Transitorios electromagnéticos
Un aspecto importante, en los sistemas eléctricos, lo constituye el nivel de aislamiento en los equipos. Un valor apropiado asegura la integridad del equipo ante la presencia de sobretensiones de naturaleza transitoria, que pueden ser provocadas por la operación de interruptores o por descargas atmosféricas. Se pueden lograr grandes ahorros limitando el valor que pueden alcanzar las sobre-tensiones.
El empleo de resistencias de pre-inserción en interruptores y la aplicación de aparta-rayos de Óxido de Zinc, así como el establecer secuencias apropiadas para maniobras, podrían justificar su costo para enlaces en alta tensión y para longitudes mayores a 150 km. El ahorro se podría dar por una reducción importante en el nivel de aislamiento.
La máxima sobre-tensión permisible del equipo eléctrico ante maniobras y energizaciones será definida por el Transportista y el Distribuidor.
3.5.5 Compensación reactiva
En los estudios de planeación es fundamental establecer la importancia de la potencia reactiva y los pasos a seguir para determinar el margen de potencia reactiva. A diferencia de la potencia real, la potencia reactiva tiene una naturaleza local. El transmitir potencia reactiva provoca pérdidas y caídas de tensión que pueden ser importantes.
Una disponibilidad adecuada de potencia reactiva en áreas específicas como las zonas metropolitanas y otras con concentración industrial es de suma importancia para la operación con valores adecuados de voltaje, así como su efecto en la capacidad de transferencia de potencia. El objetivo es dar soporte al perfil de voltaje en diversos puntos eléctricos con el fin de satisfacer criterios operativos y de planeación.
Se requiere por tanto de estudios que incluyan condiciones operativas extremas de baja y alta demanda.
La solución mediante proceso de optimización combinando dispositivos disponibles para el manejo de la potencia reactiva en forma continua o discreta son los siguientes:
· Unidades generadoras, dentro de su curva de capabilidad
· Condensadores síncronos
· Compensadores estáticos de VARs (CEV's)
· Compensación fija mediante capacitores y reactores
· Estaciones convertidoras de CD con tecnología VSC (Voltage Source Converter)
La selección de componentes y características depende del rango requerido ( ±Q), la rapidez en la respuesta ante cambios en el sistema, la importancia del nodo eléctrico y la capacidad de transmisión que se apoyará con el dispositivo. El requerimiento sobre el tipo de control continuo o discreto y el costo del equipo formaran parte de la propuesta sobre los requerimientos de reactivos.
3.5.6 Esquemas de acción remedial
Un gran número de Fallas que inciden en la red son del tipo monofásico y de naturaleza temporal. Ante contingencias múltiples se aceptará la pérdida calculada y controlada de carga y los ajustes requeridos para restablecer el equilibrio del SEN. Para esto se utilizan esquemas de acción remedial, los cuales constituyen una segunda línea de defensa o protección.
El empleo de controles de acción remedial puede resultar en ahorros y/o aplazamiento de inversiones en infraestructura. Un esquema de disparo y re-cierre mono-polar o de compensación serie dinámica podría diferir o cancelar la construcción de circuitos paralelos adicionales. En caso de diferir, la decisión puede significar una reducción temporal y calculada de la Confiabilidad y la continuidad de servicio. Esto se contrapone con el aumento de la posibilidad de mantener el sincronismo y evitar eventos de mayor afectación al sistema y a los usuarios.
Entre otros controles, se destacan los siguientes:
· Inserción/desconexión de reactores/capacitores
· Disparo automático de generación (DAG)
· Disparo automático de carga por baja frecuencia
· Disparo automático de línea (DAL).
· Disparo de generación por baja frecuencia
· Disparo automático de carga por bajo voltaje
3.5.7 Criterio determinístico de seguridad (N-1)
Ante la eventual pérdida de algún elemento del sistema (unidad en una Central Eléctrica, línea de transmisión, transformador, compensador estático de VARs, gran usuario de demanda, entre otros), se deben evitar cualquiera de los eventos siguientes:
a. Interrupción del servicio, excepto cuando la carga se alimenta en forma radial.
b. Sobrecarga en líneas de transmisión o bancos de transformación.
c. Violación de límites de voltaje en subestaciones.
La Falla de los siguientes elementos en el sistema no se considera dentro del criterio (N-1)
· Desconexión de elementos en una barra ("barrida de bus").
· Doble circuito de transmisión en la misma torre.
· Ciclos combinados con arreglo de dos turbinas de gas por una de vapor, tres turbinas de gas por una de vapor, etc.
3.5.8 Criterios de reserva de potencia reactiva
La potencia reactiva, por su característica local, deberá ubicarse en Unidades de Central Eléctrica, de acuerdo a su curva de capabilidad y su zona de influencia, en equipo de compensación estático con control continuo y discreto: condensadores síncronos (Unidades de Central Eléctrica operando en vacío regulando tensión), CEV's, bancos de capacitores, y arreglos de reactores. Mediante estudios de flujos óptimos se podrá determinar los niveles apropiados de reserva de reactivos ante las condiciones cambiantes del sistema âdemanda mínima/máxima- para el control de voltaje y su respuesta ante contingencias. En caso de considerarse necesario, se usarán estudios dinámicos para verificar lo pertinente de la respuesta de los controles y el cumplimento de los rangos preestablecidos.
3.6 Coordinación de los programas de mantenimiento en mediano y largo plazo
3.6.1 Programa de mantenimientos de generación
Para estudios de corto plazo, se deberá considerar el programa trimestral integrado de salidas que el CENACE desarrolla y coordina cada año (inciso (a) 6.6.2 Bases del Mercado).
Para estudios de mediano y largo plazos, el programa de mantenimientos se optimizará tomando en cuenta la estadística de mantenimientos del parque existente, el tiempo requerido para mantenimientos menores y mayores. Para nuevas centrales de generación se considerarán tiempos típicos de mantenimiento, de acuerdo a la tecnología y con base en la información de los fabricantes.
3.6.2 Programa de mantenimientos de transmisión
Para estudios de corto plazo, se deberá considerar el programa trimestral integrado de salidas que el CENACE desarrolla y coordina cada año (inciso (a) 6.6.2 Bases del Mercado).
Para estudios de mediano y largo plazo, el programa de mantenimientos se considera tomando en cuenta la estadística de mantenimientos de la red de transmisión existente. En el modelo de expansión del sistema de transmisión se incorporará un índice de indisponibilidad por nivel de tensión.
3.7 Retiro de Unidades y de Centrales Eléctricas
El retiro de las unidades en Centrales Eléctricas no debe afectar las condiciones de integridad y Confiabilidad del sistema. El programa indicativo de retiro de unidades dará información sobre la no disponibilidad permanente de una unidad o de una planta de generación, lo cual será incluido en los estudios del sistema y se analizará su impacto en la seguridad y la Confiabilidad.
3.8 Particularidades de Sistemas Eléctricamente Aislados
En general los requerimientos de comportamiento en voltaje, flujos de potencia, frecuencia en seguridad y Confiabilidad, como se establecen para el SEN deben aplicarse. Una diferencia importante es el no contar con enlaces a sistema eléctricos vecinos que puedan dar apoyo ante disturbios y emergencias.
Capítulo 4. Análisis Costo-Beneficio de proyectos para la RNT y las RGD
4.1 Objetivo
La evaluación de los proyectos permite identificar el impacto los proyectos de menor costo y el impacto de los proyectos de transmisión en términos de valor agregado para la sociedad, mediante índices económicos. Las líneas de transmisión adicionales en el sistema, incrementan la capacidad de transmisión al mercado, aumentando así las trayectorias alternas, y minimizando congestionamientos. Ello, permite una optimización del portafolio de generación, lo cual se traduce en un beneficio económico-social.
En las evaluaciones se consideran beneficios tales como: la contribución de adiciones de elementos de transmisión, la reducción de costos de producción; la seguridad del suministro y las mejoras en la flexibilidad operativa del sistema; la penetración de la generación con base en fuentes renovables de energía; así como la reducción de emisiones contaminantes, entre otros. Los beneficios técnicos deben traducirse a unidades monetarias (monetizarse).
4.2 Alcance
La aplicación de la metodología de análisis costo-beneficio, permite evaluar económicamente proyectos de infraestructura de transmisión de manera individual o por grupo de proyectos. Como resultado de la
evaluación, se dispondrá de información fundamentada para la toma de decisiones sobre los proyectos de inversión de la red nacional de transmisión y que formarán parte del PRODESEN.
Un proyecto se define como el conjunto más pequeño de activos que agregan capacidad o mejoran la seguridad, Confiabilidad y flexibilidad a la infraestructura de transmisión, el cual se puede utilizar para transmitir energía eléctrica, por ejemplo, un transformador + línea aérea + transformador.
Un grupo de proyectos (clúster), considera un proyecto principal que incrementa la capacidad de transmisión a través de regiones o fronteras establecidas y uno o más proyectos de soporte, los cuales deben realizarse junto con el proyecto principal a fin de lograr el beneficio de incrementar la capacidad de transmisión.
4.3 Identificación de proyectos
Los refuerzos en la red de transmisión se incluyen cuando se identifican elementos que no satisfacen los criterios mínimos de Confiabilidad, seguridad y flexibilidad para el suministro eléctrico. Las acciones para corregir lo anterior, pueden incluir, pero no limitarse, a las siguientes:
· Refuerzo de circuitos con sobrecarga para incrementar capacidad de transmisión (por ejemplo, incrementar la distancia de conductores a tierra, reemplazo de circuitos).
· Instalación de más conductores por fase para incrementar capacidad.
· Reemplazo de equipos de red o refuerzos en subestaciones (con base en la capacidad de corto circuito).
· Ampliación y construcción de subestaciones.
· Instalación de compensación de potencia reactiva (reactores y capacitores, CEVs, STATCOM, etc.).
· Instalación de equipo en la red para el control de potencia activa (transformadores defasadores, compensación serie/paralelo).
· Construcción de nuevas líneas de transmisión en CA o CD.
4.3.1 Grupos de proyectos
Cuando uno o más proyectos dependen uno de otro para una función en el sistema, éstos se pueden evaluar como grupo. El agrupamiento aplica solamente en aquellos casos en los que efectivamente los proyectos dependen uno de otro. El agrupamiento de proyectos se recomienda cuando:
· Permiten lograr un objetivo común que es medible.
· Están localizados en la misma área o a lo largo de un corredor de transmisión.
· Pertenecen a un plan general para un área o corredor.
En la Figura 4.3.1 se muestra un ejemplo de este tipo de agrupamientos. Para llevar a cabo el proyecto A en la región 1, es necesario realizar los B y C en la región 2 y viceversa.
Figura 4.3.1 Grupo de proyectos
4.4 Escenarios y casos de estudio
Los escenarios de planeación son definidos para representar las expectativas de desarrollos futuros del sistema. El análisis de escenarios permite concebir una visualización de los posibles estados futuros del sistema y abordar las incertidumbres y la interacción entre ellas.
Los escenarios de planeación son la representación de, cómo los sistemas de generación-transmisión podrían ser manejados a lo largo del tiempo. Los casos de planeación se ubican a lo largo del horizonte de tiempo de estudio y permiten representar con detalle las situaciones de la red y del sistema eléctrico en su conjunto.
4.5 Contenido de escenarios
Los escenarios de planificación son una descripción coherente, comprensiva y consistente de un futuro posible, construido sobre la previsión de parámetros internos y factores externos al SEN tales como:
· Política energética que incide en el portafolio de tecnologías y en el desarrollo de mayor o menor generación con base en fuentes renovables y generación limpia.
· Crecimiento de la economía.
· Pronóstico de crecimiento de la demanda y consumo de electricidad (asociada con crecimiento de la economía, condiciones climáticas, forma de la curva de demanda, etc.).
· Precios y disponibilidad de combustibles (incluyendo precios de CO2, etc.).
· Condiciones hidrológicas (media, seca y húmeda) que determinan la participación del recurso hidráulico para la generación de electricidad.
· Diferimiento de la operación de nuevos proyectos de generación y/o transmisión.
· Patrones de intercambio con otros sistemas eléctricos (importación-exportación).
· El estudio de cada proyecto es particular y aplicarán aquellos escenarios que sean relevantes para el mismo. La toma de decisiones para llevar a cabo o no un proyecto no implica realizar el análisis de todos los escenarios.
· Así mismo, los escenarios mencionados no son una lista exhaustiva, se refieren a los más frecuentes y no excluyen cualquier otro escenario que se considere pertinente para la decisión de seleccionar o no, un proyecto o un grupo de ellos.
4.5.1 Escenarios de política energética
En estos escenarios se incluye la capacidad de generación, definida previamente por la SENER y donde se ha definido el portafolio de generación tomando en consideración: eficiencia, flexibilidad, localización y obligaciones de al menos los siguientes tipos de generación: biomasa, carbón, gas, combustóleo, nuclear, eólica, fotovoltaica, geotérmica, hidroeléctricas, esquemas de almacenamiento, capacidad equipada con captura y confinamiento de CO2.
4.5.2 Escenarios de crecimiento de la economía
El crecimiento del consumo de electricidad está fuertemente ligado al crecimiento de la economía nacional y regional. Por tanto, en el ejercicio de planeación es importante conocer los supuestos económicos, los pronósticos y valores estimados del PIB.
La SENER definirá el o los escenarios económicos que se usaran como base en las estimaciones del consumo de electricidad. Los consumos se manejan a nivel nacional y a nivel regional, normalmente por entidad federativa.
4.5.3 Escenarios de pronósticos de crecimiento de la demanda y consumo
En estos escenarios se consideran los siguientes factores:
· Crecimiento económico.
· Crecimiento de la población.
· Evolución de la demanda por sector.
· Gestión de la demanda.
· Evolución de las pérdidas de electricidad y eficiencia energética.
· Sensibilidad de la demanda a la temperatura.
· Evolución de fenómenos meteorológicos extremos relacionados con el clima.
Los escenarios que pueden analizarse corresponden a proyecciones del crecimiento que se pueden identificar, sin que esto sea limitativo, como un crecimiento alto, de planeación (medio) y bajo.
4.5.4 Escenarios de Hidrología
La participación de la energía asociada a centrales hidroeléctricas se ubica actualmente alrededor de 14% en el SEN. El impacto de las condiciones hidrológicas en la energía eléctrica disponible a partir de estos recursos, tiene implicaciones económicas importantes en el despacho de generación del parque térmico, y por tanto, en las condiciones de operación de la red de transmisión.
Sin que sea limitativo, se plantean tres escenarios para el análisis de la red de transmisión: año seco, medio y húmedo.
4.5.5 Escenarios asociados a la entrada en operación de nuevos proyectos
En situaciones en las que la nueva infraestructura eléctrica sea necesaria para la atención de la demanda incremental, se deberá analizar el impacto de retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades generadoras o en líneas de transmisión.
4.5.6 Precios y disponibilidad de combustibles
Los costos de combustibles se basan en valores de referencia, de acuerdo a criterios internacionales y nacionales. Las proyecciones de evolución de los precios de combustibles deberán realizarse para para los escenarios: alto, de planeación (medio) y bajo.
4.6 Determinación de beneficios
La determinación de los beneficios de los proyectos deberá realizarse conforma la metodología de evaluación del beneficio neto que al respecto emita la CRE, a propuesta del CENACE conforme lo establecido en el Artículo 34 de la LIE.
Los beneficios de los proyectos podrán establecerse en términos del cumplimiento de los siguientes propósitos:
a. Beneficios socio-económicos o integración de mercado. Este tipo de beneficios se refieren a las características de un sistema de potencia para reducir congestiones y así proporcionar una capacidad de transferencia adecuada en la red. De esta manera, en el mercado eléctrico se pueden efectuar transacciones en forma económica y eficiente.
Los beneficios que los proyectos aporten al sistema eléctrico se resumen en la reducción de costos de producción de energía para así:
· Garantizar la seguridad del suministro.
· Satisfacer el mercado de energía, contribuyendo a un incremento en el bienestar socioeconómico.
b. Incremento en la seguridad del suministro. Es la característica de que un sistema de potencia proporcione un suministro seguro y adecuado de la energía eléctrica bajo condiciones normales de operación y asegurando:
· La flexibilidad técnica del sistema.
· La reducción de costos debidos a Fallas.
c. Sustentabilidad
· Reducción de pérdidas asociadas a la incorporación de nuevos elementos de transmisión. Esta reducción normalmente se considera como un indicador de eficiencia energética y está en relación directa con la mejora socio-económica.
· Integración de fuentes de energías renovables (FER) se define como la capacidad del sistema para permitir la conexión de nuevas plantas con base en FER, así como facilitar la interconexión de generación renovable existente y futura.
· Reducción de emisiones de CO2 se caracteriza por la evolución de las emisiones de CO2 en el sistema de potencia. Es una consecuencia de la integración de FER.
Los proyectos y su aportación al SEN deben orientarse a cumplir con los criterios técnicos y económicos descritos en este manual. Un objetivo importante es que el SEN tenga la capacidad de soportar condiciones apremiantes, es decir mantener el sincronismo ante Fallas y su eventual liberación. Además, se requiere que el sistema tenga robustez eléctrica suficiente a fin de mantener los niveles de voltaje y frecuencia, de acuerdo a los criterios establecidos, ante la ocurrencia de contingencias por sobre voltajes y variaciones de la frecuencia. Es importante que, ante desbalances de potencia la frecuencia pueda regresar a valor nominal con amortiguamiento de oscilaciones.
Los beneficios que los proyectos de transmisión aportan al sistema eléctrico se muestran en la Figura 4.2.
Figura 4.2 Beneficios de proyectos de transmisión
Es importante resaltar que algunos proyectos podrán tener beneficios en todas las categorías. Sin embargo, otros sólo podrán contribuir significativamente a algunos de ellos.
4.7 Costos de inversión, operación y mantenimiento del proyecto
Los costos totales de un proyecto se basan en los precios usados y determinados por el CENACE, con base en precios de mercado y costos de contratos recientes. Los costos ambientales pueden variar significativamente de una región a otra del sistema.
4.8 Los impactos del proyecto a la sociedad
La realización de proyectos de infraestructura tiene impactos sociales y al medio ambiente.
Impacto ambiental caracteriza al proyecto en términos de medidas de la sensibilidad ambiental asociada con el proyecto. Éste se expresa en términos el número de kilómetros de línea aérea o cable subterráneo/submarino que corre a través de medioambiente sensible.
Impacto social caracteriza el impacto del proyecto en la población (local) afectada y proporciona una medida de la sensibilidad social asociada con el proyecto. Éste se expresa en términos del número de kilómetros de línea aérea o cable subterráneo/submarino que corre a través de medio social sensible.
a. Sensibilidad respecto a la densidad de población:
· Terrenos cercanos a áreas densamente pobladas, por ejemplo, una población con alta densidad puede ser aquélla cuya densidad es mayor a la media nacional.
· Áreas cercanas a escuelas, centros de salud o servicios similares.
b. Sensibilidad respecto al paisaje:
· Patrimonio de la humanidad.
· Otras áreas protegidas por leyes internacionales.
La Figura 4.3 muestra los principales beneficios, costos e impactos, que un proyecto de transmisión puede aportar al sistema eléctrico.
Figura 4.3 Beneficios costos e impactos de proyectos de transmisión
4.9 Tasa de descuento
El uso de la tasa de descuento permite tener costos y beneficios de un proyecto con una base común. Así, se pueden comparar de manera consistente las diferentes soluciones técnicas y obtener el valor presente neto (VPN) del proyecto. En particular, la diferencia entre el valor presente de los costos y el valor presente de los beneficios da como resultado el VPN del proyecto.
La tasa social de descuento que se utiliza en la evaluación socioeconómica es del 10 por ciento anual en términos reales. La referencia para el cálculo del valor presente será el primer año de erogaciones. Ambas suposiciones podrán modificarse de acuerdo a lo que determine SENER.
4.10 Análisis de mínimo costo
Para las diferentes adiciones, ya sea de proyectos o grupos de proyectos en clúster que formen parte fundamental de las adiciones a la RNT, se deberá desarrollar un análisis de alternativas. Estas alternativas deberán ser comparables y su objetivo deberá estar asociado a alguna de las siguientes condiciones: incremento de capacidad, cumplimiento de índices de calidad y Confiabilidad y/o reducción de la congestión. Los proyectos deben ser analizados desde el punto de vista de costos.
Esta evaluación no aplicará cuando se trate de adiciones o refuerzos menores. Por otro lado, su aplicación deberá ser obligatoria cuando se trate de adiciones estructurales de expansión de la RNT, que finalmente conformarán los principales proyectos de expansión que serán incluidos en el plan desde el punto de vista de costos y de adición de capacidad nueva.
4.11 Metodología de Análisis para futuros con alto grado de incertidumbre
El proceso de planeación se basa en seleccionar un plan óptimo considerando parámetros de entrada que pueden estar sujetos a incertidumbre. De manera general, la toma de decisiones se basa en tres categorías que dependen de los parámetros que afectan esa selección:
a. Decisión bajo certeza: Criterio determinístico donde se asume un valor fijo a los parámetros de entrada
b. Decisión bajo riesgo: Criterio mediante el cual es posible cuantificar la incertidumbre, ya sea porque los parámetros siguen cierta función de probabilidad conocida o se cuenta con registro de su comportamiento histórico.
c. Decisión bajo incertidumbre: En esta categoría no es posible cuantificar el riesgo debido a que los parámetros no siguen una función de probabilidad conocida o no se tiene registro histórico o experiencia sobre su comportamiento.
Para el caso c, los análisis de menor costo y/o costo-beneficio no siempre determinan la mejor opción. En estos casos, la estrategia de planeación podrá utilizar métodos para la toma de decisión para futuros inciertos. Algunos métodos que podrían ser utilizados son:
· Análisis de escenarios ponderados
· Análisis robusto de problemas estocásticos
· Análisis de minimax
En caso de optar por los mencionados análisis probabilísticos o de riesgo, éstos deberán efectuarse de tal forma que permitan identificar las variables en las que se posee mayor riesgo, los valores de esas variables, los escenarios que producen los riesgos más altos, y las mejores alternativas ante diferentes escenarios (proyectos con menor riesgo). La aplicación de estas metodologías deberá fundamentarse en la reglamentación que al respecto emita la CRE a propuesta del CENACE.
4.12 Penetración de fuentes de energía renovable
En general, al incorporarse un refuerzo en la red de transmisión, se incrementa la capacidad para compartir los recursos de generación en diferentes nodos eléctricos y entre las regiones del sistema. Esto permite incorporar mayor capacidad y la energía asociada a fuentes de generación convencionales y renovables, que en ausencia del proyecto no podría darse. Los beneficios de este tipo son cuantificables y se miden en la capacidad y la energía de las fuentes renovables que el proyecto permite incorporar al sistema. Los beneficios asociados tienen repercusión en los costos de producción y en la reducción de emisiones contaminantes, principalmente.
MANUAL REGULATORIO DE ESTADOS OPERATIVOS DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Objetivo
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) debe ser operado de manera tal que se minimice la probabilidad de que, ante la ocurrencia de la Contingencia sencilla más severa, existan problemas de estabilidad angular, estabilidad de voltaje, estabilidad de frecuencia, u operación del equipo fuera de sus límites de diseño, que ocasionen la pérdida en cascada de elementos y con ello colapso de una parte del sistema o la formación descontrolada de islas eléctricas. Es decir, que el SEN sea estable en la condición operativa posterior a cualquier Contingencia.
Por lo anterior, el objetivo del presente Manual es definir los distintos estados operativos en los que puede incurrir el SEN, así como las acciones y responsabilidades de los distintos Integrantes de la Industria Eléctrica para mantener una condición estable y reducir el impacto sobre el SEN cuando un disturbio provoque una condición operativa insegura en el mismo.
1 Disposiciones Generales
Los criterios enunciados en este documento deben ser observados y aplicados por todos los Integrantes de la Industria Eléctrica en los distintos estados operativos definidos.
2 Estados Operativos del SEN
2.1 Disposiciones generales
2.1.1 Operación del SEN
Debido a la dinámica que existe entre los diferentes Integrantes de la Industria Eléctrica y a las restricciones o limitaciones generales (operativas y de diseño) que pueden estar presentes al operar el SEN, se requiere de la supervisión y análisis permanente de los Estados Operativos del sistema para aplicar las políticas y estrategias conducentes a fin de mantener y, en su caso, restablecer en el SEN la Reserva Operativa, reactiva, los niveles de tensión, la capacidad de transmisión y de transformación, entre otros.
Las restricciones operativas de generación, transmisión, transformación y diseño, están asociadas con limitaciones de estabilidad transitoria (angular), estabilidad transitoria de voltaje y estabilidad de largo plazo; caracterizadas por límites máximos y mínimos. Como consecuencia de dichas restricciones, se pueden identificar cuatro Estados de Operación en el SEN. Es importante hacer notar que en cada Estado de Operación se requieren acciones de control, aplicación de criterios, políticas y estrategias tendientes a dirigir y conservar el sistema eléctrico de potencia en un estado estable. A continuación se establecen las características que definen a cada Estado Operativo.
2.1.2 Estado Operativo Normal
En el Estado Operativo Normal todas las variables del SEN (tensiones, ángulos, frecuencia, etc.) se encuentran dentro de los límites operativos y se cuenta con suficiente capacidad de transmisión y transformación para mantener la seguridad del SEN ante una Contingencia sencilla más severa que se pudiera presentar. En condiciones posteriores a la Contingencia sencilla más severa, el equipo eléctrico debe mantenerse operando dentro de sus límites permisibles tanto operativos como de diseño y no debe presentarse pérdida de carga.
En Estado Operativo Normal, la frecuencia se debe mantener dentro de la banda de calidad definida entre 59.8 y 60.2 Hz. Así mismo, se debe asegurar que los niveles de tensión en las barras de las subestaciones se mantengan conforme a los rangos establecidos en la Tabla 1.
| Estado Operativo Normal
|
| Tensión
Nominal (kV)
| Tipo de Sistema
| Tensión máxima
de operación (kV)
| Tensión mínima
de operación (kV)
|
| 400
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 230
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 161
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 138
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 115
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 85
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 69
| 3 fases 3 hilos
| +5%
| -5%
|
| 34.5
| 3 fases 3 o 4 hilos
| +5%
| -7%
|
| 23
| 3 fases 3 o 4 hilos
| +5%
| -7%
|
| 13.8
| 3 fases 3 o 4 hilos
| +5%
| -7%
|
Tabla 1. Niveles de Tensión en Estado Operativo Normal.
2.1.3 Estado Operativo de Alerta
En el Estado Operativo de Alerta todas las variables del SEN aún se encuentran dentro de sus límites operativos, sin embargo, en caso de presentarse una Contingencia, el SEN puede seguir siendo estable sin la
acción de los esquemas de control suplementarios, o bien, se puede conducir al Estado Operativo de Emergencia en el cual el sistema se encuentra en riesgos potenciales de inestabilidad.
En Estado Operativo de Alerta, el CENACE podrán implementar los siguientes mecanismos con el objeto de restablecer las condiciones de reserva en el SEN y el Estado Operativo Normal:
· Subastas de Mediano y Largo Plazo.
· Adquisición de Potencia por Subastas de Confiabilidad.
Cuando no se presenten las condiciones necesarias para implementar los mecanismos mencionados anteriormente, el CENACE podrá gestionar la Adquisición de Potencia a través de la implementación de los Protocolos por Emergencia emitidos por la CRE.
Cuando el SEN se encuentre en Estado Operativo de Alerta, el CENACE deberá informar a todos los Integrantes de la Industria Eléctrica y dará a conocer que se pueden realizar algunas de las acciones siguientes:
a. Modificación a los planes de mantenimiento.
b. Instrucciones excepcionales de despacho.
c. Interrupción o modificación de transacciones interrumpibles.
d. Modificación a las instrucciones de despacho.
e. Modificación en la Asignación de Unidades de Central Eléctrica.
f. Cambio de topología del SEN.
g. Solicitud pública de Conservación de energía voluntaria indicando lo siguiente:
· Apagar todas las luces, aparatos electrónicos y equipo que no estén usando,
· Esperar hasta las 6:00 p.m. para usar los equipos apagados,
· Ajustar el termostato de aire acondicionado a 25.55 °C o más, según lo que permita su salud.
h. Uso de los Recursos de Demanda Controlable.
i. Entre otros que se identifiquen para llevar al SEN al Estado Operativo Normal.
2.1.4 Estado Operativo de Emergencia
En este estado, la ocurrencia de una Contingencia sencilla más severa conduciría al SEN a una condición de inestabilidad y la operación en este estado requiere de la ejecución de acciones remediales.
El CENACE deberá notificar a todos los Integrantes de la Industria Eléctrica que el SEN se encuentra en Estado Operativo de Emergencia y que es necesario tomar las acciones operativas necesarias, incluida la desconexión de carga, con la finalidad de restablecer el Estado Normal o de Alerta en el SEN.
Para recuperar los niveles de reserva y restablecer en el SEN el Estado Operativo Normal, el CENACE puede implementar la adquisición de Potencia a través de los Protocolos de Emergencia emitidos por la CRE.
2.1.5 Estado Operativo Restaurativo
En su caso, las islas eléctricas que permanezcan activas, suministrarán una parte de la demanda total con el equipo operando dentro de sus límites de diseño. En este estado, todos los esfuerzos de control deben estar enfocados a integrar nuevamente el SEN y suministrar la demanda total en el menor tiempo posible siguiendo lo establecido en el Procedimiento de Restablecimiento que es parte de las Disposiciones Operativas de este Código de Red.
2.1.6 Requerimientos de Reserva para los Estados Operativos del SEN
La Tabla 2 muestra los valores de Reserva de Planeación y Reserva Operativa asociados a los distintos estados operativos del SEN, y considerando los requerimientos específicos para la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los sistemas de Baja California, Baja California Sur y Mulegé.
En el Estado Operativo Normal, el SEN cuenta con niveles adecuados de Reserva Operativa y de Planeación, de conformidad con la Tabla 2, necesarios para suministrar los requerimientos coincidentes por entrada de súbita carga de considerable magnitud, por ejemplo, hornos de arco eléctrico, más el crecimiento normal de la carga y la pérdida de la Central Eléctrica de mayor capacidad. En los Estados Operativos de Alerta, de Emergencia y Restaurativo, todas las acciones de control y remediales, deberán estar enfocadas a recuperar las condiciones de reserva asociadas al Estado Operativo Normal.
| Estado
| Reserva Operativa (RO)
| Reserva de Planeación (RP)
| Acciones Remediales
|
| SIN
| Otros
| SIN
| Otros
|
| Normal
| >6%
| >11%
| >13%
| >15%
| |
| Alerta
| 3% < RO < 6%
| 4% < RO < 11%
| 6 % < RP < 13%
| RP < 15%
| · Adquisición de Potencia por Subastas de Confiabilidad. · Subastas de Mediano y Largo Plazo. · Adquisición de Potencia por Protocolo de Emergencia Preventivo. · Modificación a los planes de mantenimiento. · Instrucciones excepcionales de despacho. · Interrupción o modificación de transacciones interrumpibles. · Modificación a instrucciones de despacho. · Modificación en la Asignación de Unidades de Central Eléctrica. · Cambio de topología del SEN. · Solicitud de Conservación de energía voluntaria. |
| Emergencia
| RO < 3%
| RO < 4%
| RP < 6%
| RP < 15%
| · Adquisición de Potencia por Protocolo de Emergencia Correctivo · Desconexión de carga. |
| Restaurativo
| | | | | · Procedimientos de Restablecimiento. |
Tabla 2: Niveles de Reserva de Planeación y Reserva Operativa para los estados operativos del SEN.
SIN Sistema Interconectado Nacional.
Otros Baja California, Baja California Sur y Mulegé.
Para lo anterior, se define:
Donde:
Reserva Operativa 
Reserva Rodante 
Reserva No Rodante 3 Responsabilidades
Con la finalidad de asegurar que el SEN se mantenga el mayor tiempo posible en Estado Operativo Normal, se establecen las siguientes responsabilidades, obligaciones y facultades que deben ser observadas por el CENACE, los Transportistas, los Distribuidores y demás Integrantes de la Industria Eléctrica.
3.1 CENACE
El CENACE debe dirigir la operación de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, de conformidad con las disposiciones establecidas en los procedimientos operativos aplicables para mantener la Confiabilidad de la red eléctrica. En este sentido debe incluir, pero no limitarse a la supervisión y la emisión de órdenes, indicaciones o instrucciones de despacho de generación, administración de Recursos de Demanda Controlable, de instalaciones de distribución y transmisión en la red eléctrica bajo su responsabilidad.
El CENACE llevará a cabo sus obligaciones de conformidad con los criterios del Código de Red aplicables.
Con el fin de cumplir con las obligaciones establecidas en este Manual y en las Reglas del Mercado, el CENACE mantendrá procedimientos operativos e instructivos actualizados y los tendrá disponibles y podrán consultarse en todo momento por los Integrantes de la Industria Eléctrica. Los cambios en la documentación, en lo referente a Reglas de Mercado, procedimientos de operación e instructivos, se realizarán conforme a la Ley de la Industria Eléctrica y a su Reglamento.
3.2 Transportistas
El Transportista debe operar y mantener sus instalaciones de transmisión y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable de la RNT y asistirá al CENACE en el desempeño de sus responsabilidades relativas a la Confiabilidad. Dicha obligación debe incluir, pero no limitarse a lo siguiente:
a. Asegurar que los sistemas y procedimientos de desconexión de carga ante emergencias se realizan conforme a lo especificado por el CENACE,
b. Asegurar la existencia de sistemas de control, supervisión y comunicación segura para facilitar la rotación de corte de carga manual y el proceso de restauración, con el fin de ayudar al CENACE ante un Estado Operativo distinto al Normal.
c. Proporcionar al CENACE las características de operación, las capacidades de los equipos y las restricciones operativas de éstos, según lo definido en el Anexo 3 del Manual Regulatorio de Coordinación Operativa.
d. Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en la capacidad de sus instalaciones o el estado de sus equipos y de cualquier otro cambio previsto que pudiera tener un efecto sobre la Confiabilidad de la Red Nacional de Transmisión o el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista;
e. Cumplir puntualmente con las instrucciones del CENACE, incluyendo instrucciones para la desconexión controlada de instalaciones o equipos de la RNT con propósitos de Confiabilidad.
f. Llevar a cabo las obligaciones de conformidad con este Manual Regulatorio observando todos los criterios de Confiabilidad aplicables.
3.3 Distribuidores
Los Distribuidores deben operar y mantener sus instalaciones y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable del SEN y asistirán al CENACE en el desempeño de sus responsabilidades relativa a la Confiabilidad. Dicha obligación debe incluir, pero no limitarse a lo siguiente:
a. Asegurar que los esquemas y procedimientos de desconexión de carga ante emergencias se efectúen conforme a lo especificado por el CENACE,
b. Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en la capacidad de sus equipos o instalaciones conectadas al SEN, que pudieran tener un efecto en su funcionamiento confiable,
c. Informar a la brevedad al CENACE de cualquier evento o circunstancia en su área de influencia que pudiera tener un efecto sobre la Confiabilidad del SEN,
d. Proporcionar al CENACE las características de operación, capacidades y restricciones operativas de los equipos e instalaciones que operan dentro del SEN,
e. Cumplir puntualmente con las instrucciones del CENACE, incluyendo instrucciones de desconexión controlada de carga de las Redes Generales de Distribución, con propósitos de Confiabilidad,
f. Llevar a cabo las obligaciones de conformidad con este Manual Regulatorio.
3.4 Centrales Eléctricas
Cada Central Eléctrica interconectada al SEN debe operar y mantener sus instalaciones y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable del SEN y asistirá al CENACE en el desempeño de sus responsabilidades relacionadas con la Confiabilidad. Dicha obligación debe incluir, pero no limitarse a lo siguiente:
a. Asegurar la existencia de sistemas de control, supervisión y comunicación segura para que en coordinación con el CENACE, inicie el proceso de restablecimiento ante una afectación importante del Suministro eléctrico, interrupción extrema, o emergencia en el SEN.
b. Proporcionar al CENACE las características de operación, las capacidades de los equipos y las restricciones operativas de los mismos.
c. Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en el estado de la instalación que opera y que forman parte del SEN operado por el CENACE. Dichos cambios deben incluir pero no limitarse a cualquier cambio en la situación que podría afectar la Disponibilidad;
d. Informar a la brevedad al CENACE si alguna de las Unidades de Central Eléctrica bajo su Control Físico es incapaz de operar por cualquier razón, con el esquema programado;
e. Proporcionar al CENACE la información actualizada de la capacidad máxima por Unidad de Central Eléctrica para que ante un Estado Operativo de Emergencia, se pueda utilizar. Tales capacidades máximas de Unidad de Central Eléctrica deben ser consistentes con la Capacidad Instalada y no se limitará a la capacidad ofertada en el Mercado de un día en adelanto,
f. Cumplir puntualmente con las instrucciones del CENACE, incluyendo instrucciones para desconectar el equipo del SEN con propósitos de Confiabilidad,
g. Llevar a cabo las obligaciones establecidas de conformidad con este Manual observando todos los criterios de Confiabilidad aplicables.
3.5 Integrantes de la Industria Eléctrica
Cada Integrante de la Industria Eléctrica conectado al SEN debe operar y mantener sus instalaciones y equipos de una manera que sea consistente con el funcionamiento confiable del SEN y asistirá al CENACE en el desempeño de sus responsabilidades relativa a la Confiabilidad. Dicha obligación debe incluir, pero no limitarse a lo siguiente:
a. Asegurar la existencia de sistemas de control, supervisión y comunicación segura, para facilitar en coordinación con el CENACE, el procedimiento de restablecimiento ante una afectación importante del suministro eléctrico o ante un Estado Operativo de Emergencia en el SEN,
b. Informar a la brevedad al CENACE de cualquier cambio en el estado de la instalación o equipo conectado al Sistema Eléctrico Nacional que pudieran afectar la Confiabilidad del SEN,
c. Cumplir puntualmente con las instrucciones del CENACE, incluyendo la desconexión del equipo del SEN, con propósitos de Confiabilidad,
d. Llevar a cabo las obligaciones establecidas en este Manual de conformidad con todos los criterios de Confiabilidad aplicables.
4 Identificación de los Criterios de Confiabilidad
El CENACE mantendrá un registro que contenga los criterios de Confiabilidad que debe aplicar cada Integrante de la Industria Eléctrica de acuerdo a los Estados Operativos que se presenten.
El CENACE informará a los Integrantes de la Industria Eléctrica cuando se tenga un cambio a un criterio de Confiabilidad o por la entrada en vigor de un nuevo Criterio de Confiabilidad.
4.1 Información relacionada con la Confiabilidad
Posterior a la fecha de entrada en vigor del presente Manual, el CENACE debe publicar una lista de los requerimientos de información relacionada con la Confiabilidad que pondrá a disposición de los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado, los plazos en que dicha información será proporcionada, y la manera en que se proporcionará. Al mismo tiempo, el CENACE publicará los indicadores de monitoreo que utilizará. Dicha información debe incluir, pero no limitarse a información diseñada para:
a. Permitir a los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado iniciar procedimientos para la administración del riesgo potencial de cualquier acción tomada por el CENACE para mantener la Confiabilidad del SEN,
b. Apoyar a los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado en el cumplimiento de sus obligaciones establecidas en el presente Manual,
c. Notificar a los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado de cambios operativos o decisiones que puede tener un impacto en sus operaciones, instalaciones o equipos.
Los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado facilitarán al CENACE la información mencionada en el párrafo inmediato anterior, en el plazo y en la forma que se establezca en la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación.
MANUAL REGULATORIO DE CONTROL Y OPERACIÓN DE LA GENERACIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO NACIONAL
Propósito y Objetivo
El objeto del presente Manual Regulatorio es establecer las definiciones y los criterios para la administración de la potencia activa, y el control y la operación de la generación para garantizar que el SEN mantenga su operación en Estado Operativo Normal.
Alcance
Los criterios enunciados en este documento, deben ser observados y aplicados por el CENACE.
1 Disposiciones generales
1.1 Reserva Operativa Mínima
En el Estado Operativo Normal, para lograr una operación confiable del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el balance entre demanda y generación y se requiere de Reserva Operativa que permita en cualquier instante mantener la frecuencia según lo definido en el Manual Regulatorio de Estados Operativos a fin de evitar la afectación de los Centros de Carga ante la ocurrencia de la Contingencia sencilla más severa.
El valor de la Reserva Operativa en el Estado Operativo Normal debe ser lo establecido en el Manual Regulatorio de Estados Operativos y tendrá que ser calculada cada 10 minutos, indicando por separado los requerimientos de Reserva Rodante y Reserva No Rodante.
Después de la ocurrencia de cualquier evento en el que se haga necesario el uso de la Reserva Operativa, ésta debe ser restablecida tan pronto como sea posible.
Así mismo el CENACE deberá definir cómo distribuir la Reserva Operativa en el SEN, tomando en cuenta el tiempo requerido para hacer efectiva dicha capacidad y las limitaciones de transmisión, entre otras limitaciones.
1.2 Control Automático de Generación (CAG)
Cada Área de Control del SEN debe operar su sistema con Capacidad Instalada bajo CAG siguiendo los lineamientos asignados por el CENACE. El CENACE será la entidad responsable de coordinar el suministro de la demanda dentro de la banda requerida para el Estado Operativo Normal, a nivel Sistema Interconectado.
1.2.1 Permanencia en operación
El CAG debe permanecer en operación tanto tiempo como sea posible en modo jerárquico. Se debe distribuir el control entre las Unidades de Central Eléctrica de cada Central Eléctrica buscando la solución técnica más económica.
1.2.2 Modo de control
Cada Área de Control debe de operar su CAG en el modo de control de frecuencia e intercambio, siempre que las condiciones del Sistema lo permitan.
1.2.3 Adquisición de datos
La adquisición de datos para el control y operación de la generación se realizará conforma a la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación.
1.2.4 Revisión del funcionamiento del CAG
Semestralmente el CENACE promoverá la revisión del funcionamiento del Control Automático de Generación para identificar:
a. Funcionamiento incorrecto del equipo.
b. Errores en la telemedición.
c. Inadecuado ajuste de la Beta (b) del sistema.
d. Inadecuada operación de las Centrales Eléctricas en el CAG.
e. Deficiencias en la operación del equipo de control.
f. Comportamiento del CAG en condiciones normales y ante contingencias.
1.2.5 Control de tiempo
Diariamente el CENACE notificará a las Áreas de Control, la hora en que se llevará a cabo la corrección del tiempo. Para ello, la frecuencia se ajustará a ± 0.1 Hz.
1.2.6 Calibración del equipo
Anualmente se debe verificar la calibración del equipo utilizado para la medición del error de tiempo y frecuencia contra un patrón certificado.
1.3 Respuesta a la frecuencia y Bias
La selección del "Bias" de frecuencia del SEN (b), debe ser lo más cercano posible a la respuesta real del sistema ante desviaciones de la frecuencia. Se deben realizar cálculos periódicos para ajustar esta característica. La b del SEN debe cambiarse de acuerdo a los diferentes escenarios de la demanda y despacho de generación (Demanda Mínima, Demanda Media, Demanda Máxima y Cambios Estacionales).
Mientras sea factible para una mejor regulación de frecuencia e intercambios, cada Área de Control debe incluir todos sus enlaces inter-áreas en sus esquemas de control.
MANUAL REGULATORIO DE COORDINACIÓN OPERATIVA
Introducción
En este Manual Regulatorio se definen a detalle los lineamientos que debe cumplir el personal de los Centros de Control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado que intervengan en la Operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), con la finalidad de garantizar la seguridad del personal, de las instalaciones y del propio SEN.
Para ejercer el control operativo del SEN, el CENACE está conformado por el Centro Nacional (CENAL) y por el Centro Nacional de Control de Energía Alterno (CENALTE) y las Gerencias de Control Regionales: Baja California, Noroeste, Norte, Noreste, Oriental, Occidental, Central y Peninsular y los Centros de Control de La Paz y Santa Rosalía para la operación de los sistemas aislados de Baja California Sur y Mulegé, respectivamente.
1 Responsabilidades
1.1 CENACE
1.1.1 Resumen
Este capítulo define el objetivo general, su alcance, su obligatoriedad y las entidades encargadas de vigilar su observancia. Asimismo, se mencionan los propósitos básicos que se persiguen en el Control Operativo del SEN y Operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), así como la interacción entre los diferentes Centros de Control del CENACE, Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado para el logro de los propósitos mencionados.
1.1.2 Del carácter, interpretación, actualización y observancia
a. El presente Manual es de carácter técnico operativo y tiene como objetivo establecer las reglas a las que deben sujetarse los operadores de las Centrales Eléctricas, Transportistas, Distribuidores, Participantes del Mercado y el CENACE, que intervengan o deban intervenir en el Control Operativo del SEN y operación del MEM.
b. La normatividad establecida en este Manual conforma los requisitos indispensables para que el Control Operativo del SEN y operación del MEM para mantener la seguridad del SEN.
c. En el proceso básico de suministrar la energía eléctrica, intervienen los participantes del MEM, Transportistas, Distribuidores y el CENACE quien es el área encargada de la administración del Control Operativo del SEN y Operación del MEM. A todos ellos compete su aplicación, observancia y fiel cumplimiento de este Manual.
d. Corresponde a la CRE la vigilancia de la aplicación de las reglas contenidas en el presente Manual, así como su revisión y actualización permanente para mantenerlo acorde con la LIE. La CRE podrá apoyarse en el CENACE, los Transportistas y Distribuidores para su revisión y actualización.
1.1.3 Del proceso básico de la operación y los niveles operativos
De acuerdo con lo establecido en el artículo 108 de la LIE:
a. El CENACE tiene la responsabilidad de mantener la Confiabilidad del SEN, para lo cual lleva a cabo las funciones de planeación del SEN que forman parte del MEM, Control Operativo del SEN, operación del MEM y el acceso abierto no indebidamente discriminatorio a la RNT y a las RGD.
b. Para que el CENACE cumpla sus funciones de Control Operativo del SEN y Operación del MEM, se tienen niveles operativos jerárquicos, coordinados por el CENAL/CENALTE y subordinados técnicamente entre sí de la siguiente manera:
| Nivel
| Entidad responsable
| Funciones
|
| Primer Nivel
| CENAL/CENALTE.
| Para el cumplimiento de sus funciones, el CENAL/CENALTE tiene: Podrá realizar ajustes a los programa de generación o de porteo y podrá establecer límites de transmisión necesarios, para aliviar sobrecargas o potenciales sobrecargas en la RNT. Podrá dirigir la Operación antes, durante y después de problemas o disturbios que cubran varias Gerencias de Control Regional. La responsabilidad para establecer y coordinar de manera justificada, la estrategia operativa para mantener la integridad y Confiabilidad del SEN, incluido, pero no limitado a: ajustes en programas de generación (potencia real, potencia reactiva, niveles de tensión, servicios conexos), ajustes en programas de porteo, intercambios de energía, corte de carga, activación de Esquema de Protección del Sistema (EPS) y Esquema de Acción Remedial (EAR) o cualquier acción necesaria para mantener la Confiabilidad del SEN. La responsabilidad para coordinar las acciones operativas entre Gerencias Regionales de Control. |
| Segundo Nivel
| Gerencias de Control Regional.
| Sus objetivos principales son la Calidad, sustentabilidad, seguridad y Confiabilidad del SEN de su ámbito geográfico. Les corresponde el Control Operativo de la generación y la seguridad de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) que formen parte del MEM, en un área geográfica determinada, y debe coordinándose con el 1er. Nivel, sujetándose operativamente a sus instrucciones y lineamientos. |
| Tercer Nivel
| Centro de control del
Transportista y Participantes del
MEM en Alta Tensión.
| Su objetivo principal es el control físico de las instalaciones a su cargo. Les corresponde coordinar, supervisar y operar físicamente las instalaciones en un área geográfica determinada, organizando la totalidad de solicitudes de su ámbito de influencia y realizando un filtrado preliminar con base a criterios aprobados por el CENACE, para lo cual debe coordinándose con el segundo y cuarto nivel para la atención de Disturbios, control de tensión, sujetándose operativamente a las instrucciones y lineamientos del segundo nivel. |
| Cuarto Nivel
| Centros de Control de
Distribución y Participantes del
MEM en media tensión.
| Su objetivo principal es el control físico de las instalaciones a su cargo. Les corresponde operar físicamente las instalaciones y supervisar las variables eléctricas de la red en un área geográfica determinada, coordinándose con los Centros de Control del Tercer nivel para el control de variables eléctricas y atención de Disturbios en la red que no pertenece al MEM para el cumplimiento de los objetivos básicos. Deberá coordinándose con el CENACE para la atención de Disturbios y mantenimientos en la red que pertenece al MEM. El Centro de Control de Distribución informará a las Unidades de Central Eléctrica el momento en que pueda sincronizarse a las RGD y las Unidades de Central Eléctrica darán aviso al CENACE. Para el mantenimiento aplicará lo establecido en el Manual de Programación de Mantenimientos. |
Cada nivel tiene autoridad técnica sobre los niveles inferiores.
c. El CENACE debe asignar cada instalación eléctrica a una Gerencia de Control Regional, según corresponda de acuerdo con criterios operativos, territoriales y de competencia a su solo arbitrio. Así mismo podrá mediante justificación escrita, modificar el área de adscripción de cualquier instalación. La
instalación afectada será notificada de su cambio de adscripción con fines de coordinación, supervisión, control y operación de la misma.
1.2 Sistemas de Información Comunicación y Control
1.2.1 Resumen
Se describen las reglas a que deben sujetarse las diferentes áreas o grupos de trabajo en lo referente a obligaciones de entrega, recepción, registro, almacenamiento y confiabilidad de la información, instalación de Unidades Terminales Remotas (UTR), estaciones maestras, equipo de comunicaciones, equipo de medición, dispositivos electrónicos inteligentes, Unidades de Medición Fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) y registradores de eventos, así como la compatibilidad informática de acuerdo con la documentación aplicable.
1.2.2 De la entrega, almacenamiento, compatibilidad y confiabilidad de la información
a. El CENACE podrá solicitar a los Distribuidores, Transportistas y Participantes del MEM, la información estadística a la que no tiene acceso directo con fines de la Operación del MEM, y es obligación de dichas áreas proporcionarla por los medios idóneos para que ésta sea expedita y confiable. Para tal efecto, los responsables de las instalaciones del SEN deberán proporcionar dicha información de acuerdo a lo establecido en la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación
b. El CENACE, los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM tienen la obligación de proporcionar en forma oportuna a las diferentes áreas operativas involucradas, los reportes e informes establecidos en las Bases del MEM. Así como la siguiente información:
i. Reporte de Disturbios;
ii. Novedades Relevantes, y
iii. Condiciones de la red.
La información entregada a las diferentes áreas operativas, sólo podrá ser proporcionada a terceros de acuerdo con la Ley Federal de Acceso a la Información Pública Gubernamental.
c. El CENACE debe registrar en forma digital y guardar, por al menos 10 años, la información de la planeación, ejecución del Control Operativo del SEN y Operación del MEM.
d. La telemetría y control que reciben los Centros de Control del CENACE de las instalaciones eléctricas del SEN, debe realizarse conforme a lo establecido en la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación
e. Las Centrales Eléctricas que se conecten al SEN, previo a la primera sincronización, deben proporcionar al CENACE, todos los datos listados de acuerdo a lo establecido en el Manual Regulatorio de requerimientos técnicos para la interconexión de centrales generadoras (Manual de Interconexión). Es responsabilidad del encargado de cada Central mantener actualizados los datos consignados; de haber cambios en los valores de los parámetros, debe enviar al CENACE una copia actualizada del mismo. En el caso de que el comportamiento esperado de las Centrales Eléctricas, resultado de estudios, no coincida con lo registrado en eventos reales, el responsable de la Central debe realizar las correcciones necesarias en un periodo no mayor a 180 días naturales.
La información de ajuste de controles y parámetros debe ser ratificada al CENACE por lo menos cada 5 años, o cuando se realice una modernización en el equipo.
f. Debe existir una coordinación y compatibilidad informática entre los Centros de Control del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM con el Sistema de Administración de Energía (EMS, por sus siglas en inglés) del CENACE de acuerdo a la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y comunicación aplicable.
g. De acuerdo a la importancia de los datos que se manejan, los sistemas de información deben tener niveles de seguridad electrónica, conforme los criterios establecidos en la regulación y normativa correspondientes en materia de seguridad de la información y tecnologías de la información.
h. Los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM, deben mantener actualizada la siguiente información operativa entregada al CENACE, además de lo especificado en las Bases del MEM:
i. Diagrama unifilar de protecciones de todas las subestaciones a su cargo.
ii. Puntos de sincronización.
iii. EAR y EPS.
iv. Capacidades de elementos serie (TC's, cuchillas, tipo y calibre de conductor, Trampas de Onda, etc.).
v. Ajustes de protecciones.
vi. Capacidad de Líneas de Transmisión y Transformadores de Potencia.
vii. Los parámetros de elementos definidos en el Anexo 3 de este documento.
viii. Sistemas de comunicaciones.
ix. Cualquier otra información necesaria para garantizar la seguridad del SEN.
1.2.3 De los equipos de control y supervisión remota, comunicaciones y registradores
a. La telemetría de tiempo real de los equipos del SEN, debe llegar a los Centros de Control del CENACE en forma directa. Las condiciones de intercambio de información se especificarán en la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación. El mantenimiento y la atención de las fallas en los equipos de medición es responsabilidad del dueño del equipo. En el caso de las instalaciones legadas, el CENACE, los Transportistas y los Distribuidores presentarán a la aprobación de la Secretaría los Programas de Ampliación y Modernización de los elementos de las RNT y las RGD, en los términos del artículo 14 de la LIE, que les permitan dar cumplimiento al párrafo previo.
b. Todas las instalaciones que forman parte del MEM, deben contar con equipos de control y telemetría en tiempo real consistentes con los requerimientos establecidos en la regulación aplicable en materia de seguridad de la información y tecnologías de información y comunicación.
c. La base de datos y protocolos de comunicación de los equipos de control y telemetría en tiempo real deben cumplir con los requerimientos y formatos indicados en las disposiciones correspondientes en materia de tecnologías de información, comunicación y seguridad de la información.
d. Los Transportistas, Distribuidores, operadores de las Redes Particulares y los Participantes del Mercado, son los responsables de proveer y mantener los medios de comunicación de voz y datos que se indiquen en las disposiciones y manuales correspondientes en materia de tecnologías de información y comunicación, que les permitan entregar al CENACE la información de telemetría en tiempo real que requiera para ejercer el Control Operativo del SEN.
e. Los equipos de los EAR implementados por el Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM, deben ser compatibles con la infraestructura tecnológica del CENACE.
f. Los Centros de Control del CENACE deben grabar los canales de comunicación de voz dedicados al Control Operativo del SEN y Operación del MEM, manteniendo los registros por un periodo de 2 años.
1.3 Operadores
1.3.1 Resumen
Este capítulo contiene los lineamientos a los que deben sujetarse los operadores en lo referente al registro de las operaciones, uso de las comunicaciones, uso de los sistemas de información, actuación en casos de emergencia e interacción con otros operadores. Aplica a cualquier instalación representada por Transportistas, Distribuidores, Centrales Eléctricas, Entidades Responsables de Carga y los Centros de Control del CENACE.
1.3.2 De los registros
a. En los centros de operación y en todas las subestaciones, debe llevarse un libro o sistema de captura de información que recibirá el nombre de "relatorio", el cual tendrá carácter probatorio y en el que se deben anotar los sucesos de la operación y de la programación de energía. El relatorio puede ser llevado en papel (libros) o en sistemas electrónicos.
b. Los sucesos de la operación y cuando sea requerido lo asociado al despacho de energía, deben ser anotados en el relatorio e informados a la brevedad posible al operador del nivel jerárquico superior e inferior involucrados cuando lo soliciten, según se requiera y deben ser capturados en forma electrónica y almacenados por lo menos 11 años.
c. Las anotaciones en el relatorio deben ser veraces, escritas con tinta en el caso de libros, y no deben contener juicios o comentarios personales de ningún tipo. Para los sistemas electrónicos únicamente se aceptan las impresiones de aquellos reportes no modificables, en el entendido de que una vez cerrado el
relatorio por el operador en turno, podrán hacerse aclaraciones mas no modificaciones al mismo, independientemente de la manera en que se lleve.
d. Para propósitos de este manual, se deben conservar los libros de relatorio o los archivos electrónicos de relatorio de los Centros de Control por lo menos 11 años sin que éstos sufran daños o mutilaciones.
e. Con el propósito de unificar el registro en los relatorios y los tiempos en los aparatos gráficos de los Centros de Control que no tengan sincronización de tiempo por GPS, los relojes serán puestos diariamente con la hora del siguiente nivel jerárquico superior de operación. Está obligado además, el uso del horario en formato de cero a veinticuatro horas.
1.3.3 De las actividades propias del turno
a. Los trabajadores que intervengan o deban intervenir en la operación, tienen además de las obligaciones consignadas en este manual, las que les impongan otros ordenamientos internos o de índole legal aplicables.
b. Sólo el operador del Centro de Control en turno está autorizado para ordenar o ejecutar maniobras en el equipo a su cargo. Así como el operador de estación está autorizado para ejecutar maniobras en el equipo a su cargo.
c. El operador entrante debe ser informado verbalmente por el operador saliente de las condiciones existentes del equipo a su cargo, y a través de la lectura del relatorio enterarse de las novedades ocurridas desde la última vez que dejó el servicio.
d. Si el operador entrante se encuentra con incapacidad de actuación, el operador en turno debe avisar a sus superiores y bajo ninguna circunstancia le entregará el turno.
e. Todo operador está obligado a conocer y aplicar los procedimientos técnicos operativos aprobados y vigentes.
f. En caso de disturbio o emergencia en las redes eléctricas que pertenecen al MEM, el operador del Transportista, Distribuidor y/o de los Participantes del MEM, deberán coordinarse con el operador del CENACE para restablecer las condiciones operativas, de acuerdo a lo establecido en el Procedimiento de Restablecimiento. Una vez resuelta la emergencia deberá informar a sus superiores y entidades involucradas.
g. Durante cualquier estado operativo que guarde el SEN, la instrucción emitida por el operador del CENACE deberá ser respetada; así por ejemplo, las instrucciones del operador del Centro Nacional del CENACE prevalecerán sobre las del operador de la Gerencia de Control Regional del CENACE, así como las instrucciones emitidas por el operador del CENACE sobre las de los operadores de Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM.
h. En casos de emergencia, tales como: peligro de muerte, daños en el equipo, incendio, inundación, sismo, etc., el operador de la instalación o del Centro de Control involucrado debe tomar la iniciativa para evitar o reducir los daños, ejerciendo precauciones extremas al efectuar las maniobras que crea convenientes. Tan pronto como le sea posible, debe informar de lo anterior al operador de nivel operativo superior y a quien corresponda.
i. En caso de disturbio, el operador del CENACE puede ordenar la formación de islas eléctricas con las Unidades de Central Eléctrica, cuando así convenga para el restablecimiento del Estado Operativo Normal coordinando a los operadores del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM para la ejecución de los procedimientos de restablecimiento acordados y criterios de restablecimiento definidos por el CENACE.
j. En ausencia de un operador de subestación, todo trabajador que se encuentre en la misma y esté involucrado y designado por el Centro de Control correspondiente, se convierte automáticamente en operador de subestación, con las obligaciones que le imponga este manual.
k. Los Centros de control de los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado deben proporcionar toda la información operativa solicitada por el CENACE con prontitud y exactitud.
1.3.4 De la comunicación e instrucciones
a. El operador debe atender con prontitud las comunicaciones identificándose de la siguiente manera: lugar, puesto y nombre, por ejemplo: Gerencia de Control Regional Norte, operador, Mauricio Cuellar.
b. Al entablar cualquier comunicación, el operador debe atenderla con cortesía, amabilidad y respeto.
c. Al establecerse cualquier comunicación, el operador debe tener especial cuidado en expresar claramente y con la brevedad adecuada la información completa que deba dar o que le sea pedida.
d. El operador debe repetir las instrucciones que reciba, pidiendo a su vez que le repitan las que él transmite para asegurarse de que fueron entendidas correctamente.
e. El operador, de acuerdo con su nivel jerárquico de operación, tiene prioridad en el uso de las redes de comunicación.
f. Cuando por alguna razón no exista comunicación directa de un operador con alguna subestación, el operador de cualquier subestación intermedia, debe retransmitir los mensajes que le sean encomendados.
g. Los operadores de los Transportistas, Distribuidores, Participantes del MEM y del CENACE deben consultar, a través de los medios con que cuenten, los pronósticos del clima, emergencias ambientales, disturbios o condiciones sociales en el área de su competencia que puedan afectar la seguridad operativa y deben informar al operador del nivel operativo superior y a sus superiores con la frecuencia que se requiera.
1.3.5 De la supervisión y uso de sistemas informáticos
a. El CENACE puede hacer uso de la información disponible en los registradores de eventos, registradores de Disturbios, PMU's, sistemas de información, sistemas de grabación o cualquier otro sistema de registro con los que se cuenten en las Centrales Eléctricas y subestaciones del SEN, así como las propias de los Centros de Control a fin de analizar los eventos o sucesos que se hayan presentado en el SEN.
1.4 Transportistas y Distribuidores
a. Es responsabilidad de los Transportistas y Distribuidores atender los lineamientos emitidos por el CENACE para la elaboración de sus programas de Licencias de mantenimiento para garantizar que no violan los criterios de Confiabilidad ni las Reglas del MEM y entregar los mismos en los tiempos establecidos y por los periodos especificados en el Manual Regulatorio de Programación de Salidas que pertenece a las Reglas del MEM, cumplirlo en base a lo conciliado y dar seguimiento puntual a los resultados publicados por el CENACE.
b. Los programas de Licencia de mantenimiento no están limitados a las Licencias para los mantenimientos propios de los equipos primarios. Los Transportistas y Distribuidores también deben presentar al CENACE las solicitudes de Licencias necesarias para la puesta en servicio de nuevas instalaciones, para trabajos de ampliación o modernización de las instalaciones existentes y para trabajos en la red de fibra óptica, o las que el CENACE considere convenientes, pertenecientes al MEM. Es responsabilidad del CENACE, retroalimentar de forma mensual, a los Transportistas y Distribuidores del comportamiento de la disponibilidad.
c. Es responsabilidad de los Transportistas y Distribuidores informar oportunamente al CENACE de las obras de modernización, nuevos proyectos y/o ampliación del SEN que afecten de forma directa o indirecta la disponibilidad de los equipos que conforman la RNT y las RGD pertenecientes al MEM, y que se tengan que considerar dentro de la programación de libranzas, conforme a lo establecido al Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
Además, es responsabilidad de los Transportistas y Distribuidores informar al CENACE todas aquellas actividades en sus instalaciones que puedan afectar el funcionamiento y disponibilidad de los EMS y Sistemas de Comunicación con el CENACE, por lo que dichos trabajos deberán estar invariablemente amparados por una Licencia.
1.5 Recursos de Demanda Controlable Garantizada
a. Tomando como referencia las definiciones descritas en las Bases del MEM, un Recurso de Demanda Controlable Garantizada es un Recurso de Demanda Controlable (RDC) que asume la obligación de ofrecer energía y Servicios Conexos al MEM. Para estos efectos, los RDC tienen la obligación de entregar al CENACE los periodos de paro total o parcial para mantenimiento por un periodo de 36 meses en adelanto. Los periodos de paro total o parcial serán utilizados por el CENACE para la programación de Licencias de Mantenimiento de Centrales Eléctricas, Transportistas y Distribuidores, conforme a lo establecido al Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
2 Fronteras operativas de responsabilidad
2.1 Del personal autorizado por Centro de Control
a. El CENACE es responsable de la difusión del presente Manual a los Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado, y éstos de cumplir con lo establecido en dicho manual.
b. Es obligatorio para el personal de los Centros de Control que participa en la operación del SEN y en el MEM, el cumplir con todas y cada una de las disposiciones de este manual.
c. El responsable de cada Centro de Control enviar al CENACE el listado del personal designado de acuerdo con el Anexo 1 de este manual para efectuar la operación de las instalaciones a su cargo, el cual deberá ser actualizado en el mes de diciembre de cada año.
d. La comunicación entre el personal operativo del CENACE y el Transportista, Distribuidor o Participantes del MEM se efectuará a través de un enlace directo, cuya instalación y mantenimiento se realizará de conformidad con la regulación aplicable en materia de tecnologías de la información y comunicación.
e. El personal de los diferentes Centros de Control debe mantener informado al personal operativo del CENACE de los eventos relevantes o situaciones anormales o de riesgo en los equipos bajo su responsabilidad.
f. Al presentarse un Estado Operativo de Emergencia, las redes de comunicación deben quedar totalmente disponibles para la operación.
g. El Centro de Control de los Participantes del MEM debe mantener informado al personal operativo del CENACE de los eventos relevantes o situaciones anormales o de riesgo en los equipos bajo su responsabilidad que integran la interconexión o conexión.
h. El personal operativo del CENACE otorgará de inmediato las Licencias de emergencia al personal solicitante a través de los Centros de Control de los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM, quienes serán responsables de la decisión y sus consecuencias y deben demostrar de forma fehaciente cuando así se le requiera y posterior a la emergencia, que la situación atendida fue realmente una emergencia. El CENACE es responsable de ajustar cuando sea factible, las condiciones del sistema requeridas para minimizar el impacto que pueda ocasionar dicha emergencia en el SEN.
2.2 Fronteras operativas
a. Es responsabilidad de los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores, completar la información solicitada en el Anexo 2 de este manual sobre los Enlaces Fronteras entre Centros de Control. Dicho Anexo se debe entregar al CENACE de forma anual o cada vez que exista un cambio, acompañado de un diagrama unifilar indicando las fronteras y las instalaciones bajo su responsabilidad.
Los Participantes del MEM, Transportistas y Distribuidores deben entregar al CENACE los diagramas unifilares, de protecciones y toda aquella información de las subestaciones y equipos de su responsabilidad requerida por el CENACE para mantener la Confiabilidad del SEN.
3 Control de variables del SEN
3.1 Control de Tensión
a. El CENACE debe utilizar los recursos de potencia reactiva disponibles en las instalaciones de la RNT, RGD y Participantes del MEM para asegurar que se cumplan los criterios de Confiabilidad coordinando e instruyendo a los Transportistas, Distribuidores y/o Participantes del MEM en las acciones de control a ejecutar para mantener los niveles de tensión de los nodos dentro de límites establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos. El CENACE, como responsable del Control Operativo de la red, debe asegurar que se cumplan todos los criterios de Confiabilidad aplicables a control de tensión y potencia reactiva.
b. Deberá existir coordinación entre Transportistas y Distribuidores para la conexión o desconexión de elementos de compensación de potencia reactiva fija, en niveles de tensión iguales o menores a 35 kV, con la finalidad de mantener la tensión en los rangos establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos.
c. Deberá existir coordinación entre Transportistas y Distribuidores para realizar los cambios de taps o posición en el cambiador de derivaciones bajo carga en bancos de transformación cuyo nivel de tensión en el lado de baja tensión sea menor o igual a 35 kV, con la finalidad de mantener la tensión en los niveles establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos.
d. El operador del CENACE podrá para ordenar cualquier acción de control de tensión al operador del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM en cualquier nivel de tensión.
e. Es obligación del Transportista, del Distribuidor y Participantes del MEM cumplir con los límites operativos de capacidad de los elementos bajo su responsabilidad en cualquiera de los Estados Operativos del SEN.
f. Ningún operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM hará cambios en el estado o funcionamiento en los elementos de compensación de potencia reactiva del MEM, sin autorización del operador del CENACE.
g. El CENACE es responsable de la definición, así como de coordinar la implementación, modificación o retiro de EPS para control automático de tensión (PR-27 o PR-59).
h. Es responsabilidad del Transportista, Distribuidor o Participantes del MEM la implementación, mantenimiento y disponibilidad de los EPS para control automático de tensión (PR-27 o PR-59), así como enviar al CENACE las señales necesarias en tiempo real para la administración del EPS.
i. En Estado Operativo Normal, la magnitud de tensión de todas las barras de las subestaciones Eléctricas de la RNT y RGD que correspondan al MEM deben estar dentro de los rangos establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos.
j. Es responsabilidad de los Centros de Control de las Centrales Eléctricas, observar los siguientes lineamientos:
i. Para las Centrales Eléctricas, el CENACE enviará consigna de factor de potencia (FP), Potencia reactiva (MVAr) o señal de tensión requerida a la UTR de la Central Eléctrica, misma que será replicada a todas sus Unidades de Central Eléctrica para su cumplimiento de manera automática, con base en lo determinado en el Manual Regulatorio de Interconexión. Los aerogeneradores y centrales fotovoltaicas se interconectarán al SEN con la última consigna de FP, MVAr o tensión que tengan registrada en su UTR.
ii. El operador del CENACE podrá comunicarse con el operador de la Central Eléctrica para instruirle una orden de despacho de potencia reactiva por un monto específico y/o tensión de generación o barras, para cumplir con los límites de tensión establecidos en el Manual Regulatorio de Estados Operativos. El operador de la Central Eléctrica informará al operador del CENACE una vez que la instrucción se haya realizado. En caso de no cumplir con la instrucción por falla en el equipo, el operador de la Central Eléctrica deberá inmediatamente informar al operador que le dio la instrucción y solicitar una Licencia.
3.2 Control de Frecuencia
El CENACE es el responsable del control de frecuencia del SEN y para ello:
a. Es responsabilidad de las Centrales Eléctricas poner a disposición del CENACE el despacho de sus Unidades de Central Eléctrica, manteniendo su disponibilidad para participar en el control de frecuencia de acuerdo al Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN.
b. Es responsabilidad de los Participantes del MEM acatar las instrucciones de conexión y desconexión de carga en función de las instrucciones emitidas por el CENACE para el control de la frecuencia.
c. Es responsabilidad de los Transportistas y Distribuidores acatar las instrucciones emitidas por el CENACE para el control de la frecuencia.
d. Ante el disparo de circuitos, alimentadores, líneas y Unidades de Central Eléctrica por operación de esquemas de baja o alta frecuencia, los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM deberán informar inmediatamente al CENACE, de forma verbal a través del nivel operativo superior, los elementos disparados y protecciones operadas, procediendo a su registro. El restablecimiento estará sujeto a las instrucciones que emita el CENACE.
3.3 Control de Flujos en el SEN
Es responsabilidad de los Centros de Control de los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM, observar los siguientes lineamientos:
a. Es responsabilidad de los Centros de Control de las Unidades de Central Eléctrica, Usuarios Calificados, Transportistas y Distribuidores, entregar al CENACE en la puesta en servicio de un nuevo elemento del MEM o cada vez que existan cambios, una relación de la información de acuerdo con el Anexo 3 de este manual sobre la capacidad del equipo primario, indicando la descripción del equipo, sus características, capacidad nominal de operación y ajuste de sobrecarga en donde aplique. Para el caso de Unidades de Central Eléctrica adicionalmente entregarán sus rampas de incremento/decremento de carga, curvas de capabilidad, curvas de arranque en frio, tibio y caliente, rampa del Control Automático de Generación (CAG), etc.
b. Se mantendrán implementados esquemas de disparos automáticos de generación, los cuales son posicionados con base en los criterios establecidos por el CENACE, siempre que sea necesario por condiciones operativas preventivas o correctivas para limitar la generación de la Central Eléctrica.
c. El CENACE es responsable de la administración, definición, coordinación de la implementación, modificación, retiro y pruebas de validación de los EAR para control de flujos en el SEN.
d. Es responsabilidad del Transportista, Distribuidor o Participantes del MEM la implementación, mantenimiento y disponibilidad de los EAR para control de flujos en el SEN, así como enviar al CENACE las señales necesarias en tiempo real para la administración del EAR.
e. En caso de modificaciones de las condiciones del SEN, el Transportista, Distribuidor o Participante del MEM efectuarán las adecuaciones necesarias para incorporar nuevos EAR o modificar los actuales, previa solicitud del CENACE.
f. El CENACE debe:
i. Evaluar la seguridad del SEN en tiempo real, identificando las variables eléctricas y eventos que presenten situaciones de riesgo en la operación del mismo.
ii. Mantener la integridad del SEN, evitando la ocurrencia de situaciones de riesgo.
iii. Proteger los elementos que componen el SEN de daños que pongan en riesgo la operación.
A su vez, la supervisión de la RNT y de las RGD se realizará de manera no limitativa y de la siguiente forma:
iv. El CENACE debe establecer los criterios y márgenes que son usados para la determinación de los límites de seguridad de los elementos de la RNT y las RGD que corresponden al MEM, así como de las compuertas de flujo, las cuales publicará de acuerdo a las Reglas del MEM.
v. El CENACE deberá supervisar que los elementos y las compuertas de flujo de la RNT y RGD se encuentren operando dentro de los límites de seguridad establecidos.
vi. Los Centros de Control de la RNT y RGD deben supervisar que los equipos dentro de su ámbito se encuentren operando dentro de sus límites operativos.
g. El CENACE podrá solicitar a los Centros de Control de Centrales Eléctricas intermitentes que limiten o ajusten su generación mediante elementos automáticos a un valor establecido para asegurar el cumplimiento de los Criterios de Confiabilidad. Dicho valor será configurado por medio de un setpoint en EMS del CENACE que se enviará como consigna de potencia activa (MW) a la UTR de la Central Eléctrica, misma que será replicada a todas sus Unidades Central Eléctrica para su cumplimiento.
4 Instrucciones de Despacho de Centrales Eléctricas y Centros de Carga
4.1 Centrales Eléctricas
En este capítulo se establece la reglamentación a la que deben sujetarse todas Centrales Eléctricas interconectadas al SEN en el aspecto operativo. Se incluyen las reglas básicas que rigen el uso de la Red Eléctrica.
4.1.1 De las Centrales Eléctricas programadas para mantenimiento y despacho
a. Los responsables de las Centrales Eléctricas deben coordinar con el CENACE los programas anuales de mantenimiento, conforme a lo establecido en el Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
b. Las potencias activa y reactiva de las Centrales Eléctricas sincronizadas al SEN, sólo pueden ser modificadas mediante autorización o instrucción del operador del CENACE.
4.1.2 De los sistemas de regulación y unidades de arranque negro
a. A criterio del CENACE, llevará a cabo las pruebas de regulación primaria que considere necesarias con o sin aviso previo, con el fin de evaluar y verificar el cumplimiento a los Criterios establecidos en el Código de Red. Todas las Centrales Eléctricas deberán participar en dichas pruebas.
Todas las Centrales Eléctricas con una capacidad igual o mayor a 30 MW (Tipo D de acuerdo al Manual de Interconexión) deberán instalar y mantener registradores que permitan verificar su desempeño en regulación primaria y secundaria, si es el caso.
b. Los sistemas de gobernación de velocidad de las Centrales Eléctricas deben tener un ajuste del 5%.
c. Las Unidades de Central Eléctrica que dispongan y pongan a disposición del CENACE el CAG deben operar en los rangos y velocidades de respuesta establecidas. El CENACE apoyará a la CRE en la
verificación del cumplimiento al Código de Red.
d. Los sistemas de regulación de tensión y estabilizadores de potencia de las Centrales Eléctricas deben operar en forma continua y automática dentro de los rangos establecidos y conforme a lo definido en el Código de Red.
e. Las Centrales Eléctricas en las que la operación de sus sistemas de regulación primaria, secundaria, regulador automático de tensión o estabilizador de potencia pongan en riesgo la seguridad, estabilidad o Confiabilidad del SEN, serán desconectadas del Sistema y en Licencia, hasta que se realice la reparación o ajuste de dichos sistemas por el responsable.
f. El CENACE debe establecer el requerimiento de capacidad de arranque negro en los lugares donde se tenga capacidad de transmisión para interconectar Centrales Eléctricas. Las Centrales Eléctricas de arranque negro deben cumplir los requisitos establecidos en el Código de Red.
4.1.3 De las Licencias
a. Las Licencias concedidas para el mantenimiento, por salida forzada o por disparo de una Unidad de Central Eléctrica:
i. Se otorgan a partir de que inicie el decremento de generación o a partir del horario de despacho.
ii. Se consideran finalizadas una vez concluidos los trabajos y la Unidad de Central Eléctrica sea reconectada al sistema para operación normal y alcance el valor de despacho asignado.
iii. En ambos casos, la capacidad disponible es el valor de generación registrado.
En el caso de que la Unidad de Central Eléctrica por reconectar no sea necesaria para el SEN, se retirará la Licencia en el momento en que la Unidad de Central Eléctrica se declare disponible y deberá informar con la oportunidad indispensable para evitar arranques innecesarios y que la Unidad de Central Eléctrica permanezca en reserva fría o la condición que el CENACE determine.
Las Licencias de generación de prueba aplican para:
iv. Centrales Eléctricas con programa de puesta en servicio o prueba de desempeño. En este caso no se considerará capacidad disponible para despacho y se programará la energía como interrumpible.
v. Pruebas de régimen térmico. En este caso, la capacidad disponible será el valor de generación medida.
vi. Prueba al sistema de excitación.
vii. Pruebas de verificación de capacidad.
Estas Licencias se considerarán finalizadas cuando concluyan las pruebas y la Unidad de Central Eléctrica alcance el valor de despacho asignado.
b. Toda modificación, acción o maniobra estará amparada por una Licencia cuando las causas de la afectación a la capacidad declarada, despachabilidad o a la capacidad de regulación de tensión y frecuencia, así como el funcionamiento del estabilizador de potencia de una Unidad de Central Eléctrica, sean atribuibles a quien pide dicha Licencia.
c. La Unidad de Central Eléctrica debe entregar al CENACE los límites técnicos de operación de sus unidades conforme la primera sincronización y registrados de acuerdo a los requerimientos del Código de Red.
d. Para aquellas Licencias que amparen indisponibilidad programada, al término de dicho periodo conciliado, se retirará la Licencia programada y se continuará con una Licencia no programada o Licencia de emergencia, según aplique. El CENACE determinará la aplicación del tipo Licencia con base en la información proporcionada por la central.
4.1.4 De los procedimientos
a. Las Centrales Eléctricas deben conocer y aplicar los procedimientos operativos y ante colapso, proporcionados por el CENACE.
b. Todas las Unidades de Central Eléctrica deben apoyar, en la medida de sus posibilidades, con la energía eléctrica para el servicio público y universal, cuando por Caso Fortuito, Fuerza Mayor o ante un Estado Operativo de Emergencia, dicho servicio se vea interrumpido o restringido y únicamente por el
lapso que comprenda el caso.
4.1.5 De la seguridad y esquemas de protección
a. El CENACE debe operar las Unidades de Central Eléctrica interconectadas al SEN en los rangos de potencia activa y reactiva de acuerdo a sus curvas de capabilidad. Los rangos y restricciones operativas se presentan conforme al Código de Red.
b. Deberá existir coordinación entre el CENACE y las Centrales Eléctricas para ajustar sus esquemas de protección por alta y baja frecuencia.
c. Con el propósito de conservar la seguridad y Confiabilidad del SEN, cuando se tenga que reemplazar la generación de una Unidad de Central Eléctrica a la que se le presenta una degradación o una salida forzada, el operador de la Unidad de Central Eléctrica debe informar al CENACE a la brevedad posible, la causa y la duración de la indisponibilidad.
d. Debido a situaciones de emergencia de conformidad con el Manual Regulatorio de Estados Operativos, el CENACE podrá modificar el despacho de generación de las Centrales Eléctricas así como la reconexión, si esto se requiere, informando posteriormente los motivos correspondientes.
e. Por condiciones de seguridad del SEN, el CENACE podrá solicitar la incorporación de cualquier Central Eléctrica en el esquema de disparo automático de generación.
4.1.6 De la información operativa
a. Las Unidades de Central Eléctrica deben enviar por telemetría las lecturas horarias e instantáneas que el CENACE les haya solicitado de los equipos; así como la capacidad máxima y mínima disponible a condiciones ambientales. Los responsables de las Centrales Eléctricas o de las Unidad de Central Eléctrica están obligados a proporcionar ésta información de manera fehaciente y oportuna por los medios idóneos para su recepción.
4.1.7 De los contratos y su aplicación
El CENACE debe controlar la operación de las Unidades de Central Eléctrica de acuerdo a lo establecido en los contratos.
4.1.8 De las transacciones
a. De acuerdo al estado operativo en el que se encuentre el SEN, el CENACE podrá autorizar, restringir o solicitar transacciones con los enlaces internacionales.
4.1.9 Otras
a. Es responsabilidad de las Unidades de Central Eléctrica informar al CENACE de las obras de modernización y/o ampliación de sus instalaciones que afecten de forma directa o indirecta la disponibilidad total o parcial de sus Unidades de Central Eléctrica.
b. Es responsabilidad de las Unidades de Central Eléctrica atender puntualmente los lineamientos y plazos establecidos en las Bases del MEM con respecto al Retiro de las Unidades de Central Eléctrica.
c. Es responsabilidad de las Unidades de Central Eléctrica informar al CENACE todas aquellas actividades en sus instalaciones que puedan afectar el funcionamiento y disponibilidad de los EMS y Sistemas de Comunicación del CENACE. Por tanto, dichos trabajos deberán estar invariablemente amparados por una Licencia.
4.2 Instrucciones de Despacho y Generación
a. El CENACE debe recibir las ofertas de capacidades declaradas para la prestación del servicio público y universal por parte de las Unidades de Central Eléctrica, quien están obligadas a proporcionarlas.
b. Por medio del Sistema de Información del Mercado, en Tiempo Real se realizan los ajustes pertinentes a los programas de generación debido a cambios en disponibilidad de Unidades de Central Eléctrica, cambios en la demanda pronosticada, cambios en los pronósticos de generación intermitente, Licencias de emergencia en la RNT y las RGD. De acuerdo a este sistema se instruye por medios electrónicos el sincronismo, paro y/o el ajuste de generación de las Unidades de Central Eléctrica del SEN.
c. No estará sujeta a despacho la generación nuclear, geotérmica, recursos de generación intermitente, recursos de generación no despachables y la proveniente de los Contratos legados de autoabastecedores, cogeneradores y pequeña producción. En el caso de los Contratos legados, estarán obligados a informar
al CENACE de sus pronósticos de generación con la frecuencia y calidad necesaria para operar en forma segura el SEN y de acuerdo a como se establece en el Manual de Pronósticos de las Disposiciones Operativas del MEM.
d. El CENACE efectuará el despacho de energía, respetando los valores de generación hidráulica que hayan resultado de los estudios de planeación, de la operación a mediano y corto plazo, y gastos de agua programados por la Comisión Nacional del Agua, manteniendo en todo momento márgenes de reserva energética en los embalses. En caso de existir aportaciones extraordinarias en los embalses el CENACE podrá modificar la generación hidráulica.
e. El despacho debe llevarse a cabo tomando en consideración, entre otros: la estimación de la demanda, las restricciones de red, la disponibilidad hidráulica, las restricciones operativas de todas las Unidades de Central Eléctrica, los Recursos de Demanda Controlable, convenios de importación y exportación y precios ofertados por todas las Unidades de Central Eléctrica.
f. Se deben respetar en todo momento las restricciones del SEN.
g. Cualquier Unidad de Central Eléctrica puede sincronizarse al SEN sólo con la autorización del operador del CENACE.
h. El operador de una Unidad de Central Eléctrica únicamente puede modificar la generación por instrucciones del CENACE a través del Sistema de Información del Mercado de tiempo real o ante una emergencia de la Central.
4.3 Instrucciones de Despacho de Carga
a. Es responsabilidad de los RDC, cumplir las instrucciones de reducción de carga solicitadas por CENACE, de acuerdo a los contratos establecidos.
b. Los RDC deberán configurar o actualizar los Esquemas de Acción Remedial de acuerdo a las lógicas y criterios definidos por el CENACE.
5 Administración de Licencias
5.1 Licencias
5.1.1 Resumen
En este capítulo se definen los lineamientos a seguir por el personal involucrado en los procesos de solicitud, autorización, concesión y retiro de Licencias, con la finalidad de garantizar la seguridad del personal, de las instalaciones y del SEN. En el otorgamiento de las Licencias el CENACE propondrá, previo análisis técnico y económico, el día y la hora más conveniente para su realización. El CENACE debe dar prioridad a la autorización de Licencias que se encuentren formalizadas en los programas trianuales de Licencias y validadas en los programas mensuales de revisión, de acuerdo a la información suministrada conforme al Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
5.1.2 De cuando solicitar Licencias y en qué equipo
a. Los trabajos de mantenimiento, modificaciones, ampliaciones y otras actividades necesarias para el correcto funcionamiento de los elementos del SEN, deben coordinarse a través de Licencias, a fin de adecuar de la mejor forma la Disponibilidad de los elementos del SEN para mantener dichos elementos dentro de los límites operativos en todo momento.
b. Todo equipo entregado a operación debe estar en servicio, disponible o en Licencia. De esta forma, si un equipo se encuentra desconectado por requerimientos de operación, no se podrá trabajar en él si no se ha tramitado previamente una Licencia, ya que se considera que dicho equipo está disponible y listo para entrar en servicio en cualquier momento.
Si un equipo no puede ser puesto en servicio por presentar algún daño, éste deberá tomar la Licencia respectiva de inmediato.
c. Considerando la importancia que tienen los equipos de protección y medición, los equipos de control supervisorio, los equipos de comunicación y de cómputo, se hacen extensivos a ellos los incisos de este capítulo.
d. Las Licencias se clasifican en vivo o en muerto y podrán ser programadas y de emergencia.
5.1.3 Del aprovechamiento y coordinación de Licencias
a. A fin de optimizar el tiempo que el equipo está bajo Licencia, el CENACE debe coordinar a los diferentes Transportistas, Distribuidores y Participantes del Mercado para lograr que la libranza del equipo
se aproveche con la mayor cantidad de trabajos posibles. Asimismo, para los casos de Licencias sobre elementos comunes entre Centros de Control, el nivel superior debe realizar la coordinación necesaria. Para instalaciones de Transportistas y Distribuidores, sus Centros de Control respectivos deben realizar la coordinación de sus diferentes procesos en sus instalaciones.
5.1.4 De las Licencias programadas
a. Las Licencias programadas y coordinadas de acuerdo al Manual Regulatorio de Programación de Salidas, deben solicitarse al CENACE con una anticipación adecuada a la importancia del elemento a librar y del trabajo a realizar. Con base en lo anterior, las solicitudes deben realizarse con la anticipación establecida en el Manual Regulatorio de Programación de Salidas, para que el CENACE cuente con el tiempo suficiente para analizar la factibilidad de su autorización.
Los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM son responsables de organizar y realizar un filtrado preliminar del total de sus solicitudes de libranza con base en los criterios aprobados para su trámite ante el CENACE de acuerdo al Procedimiento para Administración de Licencias maximizando el aprovechamiento de las solicitudes de su ámbito.
El CENACE debe proporcionar un número de registro para las solicitudes de Licencia y dará su resolución a más tardar a las 12:00 horas del día laborable previo. Para el caso de las solicitudes planteadas para los días sábado, domingo y lunes, se resolverá el viernes a las 12:00 horas.
b. Las Licencias en Unidades de Central Eléctrica y elementos de la red troncal de 400 y 230 kV, así como de aquellos elementos que impliquen maniobras complicadas o que puedan alterar apreciablemente la integridad del SEN, deberán solicitarse con una anticipación mínima de 4 días hábiles previos al día de la realización de los trabajos y ser acompañadas de un análisis técnico documentado donde se expliquen detalladamente los trabajos a realizar y las condiciones operativas especiales o específicas requeridas, y cuando sea necesario, una reunión previa entre los responsables de los procesos involucrados. Se deberá informar del tiempo requerido y del plan de restitución a condiciones normales. Estas Licencias deben ser autorizadas por el CENACE y planteadas de acuerdo al Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
c. Si la Licencia ocasiona interrupción a los Usuarios Finales, la solicitud debe hacerse con la suficiente anticipación y en ningún caso menor a 96 horas, para estar en condiciones de avisar a los Usuarios Finales en los términos que señala el artículo 66 del Reglamento de la LIE.
d. Para el caso especial de la puesta en servicio de nuevas instalaciones o equipos, las pruebas que requieran energización se llevarán a cabo mediante Licencias.
e. En todas las solicitudes de Licencia, el solicitante deberá ser personal designado por el Centro de Control al que pertenece la instalación y autorizado para tomar Licencias por parte de la máxima autoridad del centro de trabajo. El solicitante deberá proporcionar los siguientes datos:
i. Nombre y clave de identificación del solicitante.
ii. Estación e identificación clara y precisa del equipo en que se solicita Licencia.
iii. Fecha y hora de inicio y terminación de la Licencia.
iv. Breve descripción del trabajo que se efectuará. Si es complicado, se proporcionará un plano o croquis de detalle.
v. Datos complementarios como: si la Licencia afecta otros equipos, si se disminuye la capacidad de la estación, si se causará interrupción a los Usuarios Finales, etc.
5.1.5 Del personal autorizado a tomar Licencias
a. Las Licencias serán concedidas sólo al personal autorizado. Para este fin, los Centros de Control de los Transportistas, Distribuidores y Participantes de MEM mantendrán actualizado el Anexo 1 de este manual. Si existiera algún cambio (alta o baja), el contenido del Anexo 1 deberá ser actualizado e informar al CENACE de dicho cambio.
5.1.6 De la resolución a las solicitudes
a. Una vez que se haya analizado la factibilidad de la solicitud de Licencia y se haya decidido si se autoriza o no la misma, el CENACE procederá de la forma siguiente:
i. Informar al solicitante a través del Centro de Control y/o personal respectivo si se autorizó o no la solicitud.
ii. Si la solicitud de Licencia fue autorizada, se definirán las acciones a efectuar y las condiciones de generación y transmisión requeridas para la concesión de la Licencia y esta información se reflejarán en el
MDA.
iii. Informar a los Centro de Control, las Unidades de Central Eléctrica y demás partes involucradas en las maniobras.
iv. Informar al nivel operativo superior y/o inferior en caso de ser necesario.
5.1.7 De la cancelación de Licencias y de sus trabajos
a. El solicitante o el CENACE podrán cancelar Licencias programadas sólo por causas de Fuerza Mayor comprobadas. Así, cuando las condiciones de seguridad del SEN lo requieran, se podrán cancelar las Licencias programadas y éstas se reprogramarán para una hora o fecha posterior de acuerdo a lo establecido en el Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
También, por condiciones de seguridad, se podrán cancelar Licencias que se encuentren en ejecución; el CENACE informará justificadamente de esta condición al poseedor de la Licencia a fin de que se suspendan los trabajos motivo de la misma, de conformidad con el Manual Regulatorio de Programación de Salidas.
b. Los trabajos y/o maniobras, bajo condiciones normales de operación que se estén realizando en algún equipo del SEN y que representen riesgo para la operación de éste, deben suspenderse en horas de demanda máxima del sistema eléctrico y continuarse después, previo acuerdo con el CENACE.
5.1.8 De las Licencias de Emergencia
a. Las Licencias de emergencia se otorgarán de inmediato y el solicitante será responsable de la decisión tomada al respecto, por lo que deberá demostrar de forma fehaciente que la situación atendida fue realmente una emergencia, si así se le requiere.
En ningún caso deberá forzarse la concesión de una Licencia argumentando tratarse de una emergencia. Las emergencias por ser imprevisibles, deben atenderse en el momento que se presenten.
b. Se considerará también como Licencia de emergencia las salidas forzadas, de acuerdo a lo establecido en las Bases del MEM.
c. Si en el transcurso de un mantenimiento normal bajo Licencia, se detecta una condición anómala y peligrosa para la operación del equipo, deberá darse aviso al CENACE a través del Centro de Control respectivo para continuarla como Licencia de emergencia, al concluirse el tiempo programado.
d. Ante la incorrecta operación de un equipo o duda de su correcto funcionamiento, éste deberá ser retirado de servicio hasta que el responsable del mismo lo reemplace o indique que se ha corregido el desperfecto. En estos casos se deberá conceder una Licencia de emergencia al equipo.
e. Si la persona que tiene vigente una Licencia programada prevé que los trabajos para los que solicitó la misma no concluirán en el plazo fijado, tiene la obligación de informar a la brevedad al Centro de Control correspondiente para que una vez concluido el plazo de su Licencia programada, le otorgue una Licencia de Emergencia justificando la causa, presentando un informe con el avance de los trabajos y el plan para la conclusión de los mismos.
5.1.9 De la concesión de Licencias
a. Las Licencias serán solicitadas de acuerdo al Procedimiento de Administración de Licencias por el personal responsable de las mismas, teniendo éste la obligación de:
i. Estar presente en el sitio de trabajo y conocer los trabajos que se van a ejecutar.
ii. Vigilar que su personal trabaje en las condiciones de seguridad necesarias tales como: distancias adecuadas en equipo vivo, colocación de equipos de tierra, ropa de seguridad y herramientas de trabajo adecuadas.
iii. Contar con equipo de comunicación adecuado y mantenerlo en operación durante el desarrollo de los trabajos.
En caso que no haya comunicación directa entre el responsable de la Licencia y el operador del Centro de Control, las solicitudes y entregas de Licencias se podrán hacer a través de los operadores de estación.
b. Al conceder la Licencia al solicitante, el operador del Centro de Control debe expresarse clara y concisamente, identificando por su nomenclatura y con precisión el equipo de que se trate, definiendo la duración y número de Licencia, y haciendo las observaciones que juzgue oportunas para evitar cualquier error, así como advertirle al solicitante que tome todas las precauciones pertinentes a su alcance.
De igual forma, el solicitante al que se conceda la Licencia repetirá los datos del párrafo anterior y verificará las observaciones y precauciones indicadas por el operador del Centro de Control.
c. En el caso de Licencias en vivo es indispensable la comunicación, por lo que éstas no se gestionarán si no existe un medio para comunicarse con el personal de campo.
5.1.10 De los trabajos bajo Licencia
a. Sólo el trabajador a quien se concede la Licencia y/o los trabajadores bajo su supervisión, pueden trabajar en el equipo bajo Licencia.
b. La Licencia autoriza exclusivamente a efectuar los trabajos especificados. En caso de ser necesarios otros trabajos, deberá solicitarse otra Licencia.
c. El que una parte o todo el equipo esté fuera de servicio por Licencia, no autoriza a otros trabajadores a trabajar en él sin pedir una Licencia.
d. Cuando se entregue en Licencia el mismo equipo a varios trabajadores, el operador del Centro de Control deberá informarles de esta condición. Se colocará una tarjeta auxiliar por cada una de las Licencias.
e. Sólo el trabajador a quien le fue concedida la Licencia puede regresarla. En caso de emergencia, por accidente, vacaciones, u otro motivo o cuando al trabajador a quien le fue concedida la Licencia no le sea posible continuar con ésta, su jefe o el trabajador que él designe y que tenga autorización para hacerlo debe tomarla, previo acuerdo con el operador del Centro de Control, haciéndose totalmente responsable de ella. Asimismo, en el caso de trabajadores de turnos continuos, el responsable de la Licencia podrá transferirla al trabajador que ocupe su puesto, siempre y cuando este último esté autorizado para hacerlo e informando de lo anterior al operador del Centro de Control.
f. Los responsables de los equipos en Licencia por más de un mes calendario, deberán presentar un reporte al CENACE indicando el programa de avance de los trabajos en dicho equipo; este programa deberá ser actualizado al menos una vez cada mes.
5.1.11 De las maniobras para Licencia
a. Los Centros de control del Transportista, Distribuidores y Participantes del MEM, deberán contar con un "Catálogo de maniobras de las instalaciones y equipos" bajo su responsabilidad, mismo que deberá contener lo siguiente:
i. Título del elemento eléctrico a librar;
ii. Maniobra para dejar fuera de servicio el elemento;
iii. Maniobra para normalizar y dejar en servicio el elemento, y
iv. Maniobras especiales que puedan tener.
El Catálogo de maniobras deberá ser elaborado, actualizado y revisado por los Transportistas, Distribuidores, y cualquier participante del MEM, de acuerdo a los criterios y lineamientos de seguridad y Confiabilidad del SEN establecidos por el CENACE.
b. Los operadores de los Centros de Control del CENACE serán responsables de la supervisión y coordinación operativa. Los operadores del Transportista, Distribuidores y cualquier participante del MEM serán responsables de la supervisión de los límites operativos y de la operación física de las instalaciones a su cargo, con base en los catálogos de maniobras definidos y a los criterios y lineamientos de seguridad y Confiabilidad del SEN establecidos por el CENACE.
c. Si la Licencia solicitada es en muerto, previo a la concesión de la misma, se librará el equipo, para lo cual el operador del CENACE autorizará la ejecución de maniobras a los operadores de los Centros de control del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM.
Previo al inicio de la maniobra, el operador del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM, solicitará autorización al CENACE para la ejecución de las maniobras definidas en su catálogo.
5.1.12 De las tarjetas auxiliares
a. Cuando se trate de Licencias en muerto, el operador del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM o el poseedor de la Licencia, deberá colocar tarjetas auxiliares rojas en los manerales de los controles de los interruptores del equipo bajo Licencia, así como la indicación necesaria en todo el equipo primario asociado a la libranza y cuando no se disponga de manerales, se realizará mediante etiquetas en
su sistema de Control de datos. Las tarjetas tienen la finalidad de indicar que el equipo no se debe operar, es decir, no debe cambiar su posición ni estado.
En forma similar, cuando se trate de Licencias en vivo y se disponga de personal en la estación se colocará una tarjeta auxiliar amarilla en el maneral del control del interruptor del circuito o línea bajo Licencia. Cuando la línea o circuito cuente con recierre, éste se bloqueará previamente a la concesión de la Licencia y se colocará una tarjeta auxiliar amarilla tanto en el maneral del control del interruptor correspondiente, como en su recierre y cuando no se disponga de manerales, se realizará mediante etiquetas en su sistema de Control de datos.
Para las Licencias en vivo o en muerto que correspondan a estaciones telecontroladas, se colocarán etiquetas en los desplegados de su Sistema de Información Remoto, tanto en el interruptor correspondiente, como en el relevador de recierre que se bloqueó, si esto último aplica.
5.1.13 De los disparos con Licencia en vivo
a. Si durante la ejecución de un trabajo en vivo se llegase a disparar el interruptor del equipo bajo Licencia, el operador del Centro de Control del Transportista, Distribuidor y/o participante del MEM se comunicará con el responsable de la Licencia, el cual deberá responder inmediatamente e informar si tuvieron algún percance, en cuyo caso no se cerrará el interruptor hasta que el personal quede fuera de peligro. En ningún caso se deberá cerrar el interruptor hasta tener comunicación con el responsable de la Licencia, informando de la condición al CENACE. En caso de poderse energizar el equipo, se debe coordinar con el CENACE para restablecer de acuerdo a sus instrucciones y/o aplicación de procedimientos operativos acordados.
5.1.14 De la devolución de Licencias y puesta en servicio del equipo
a. Las Licencias serán retiradas tan pronto se concluyan todos los trabajos y las pruebas que el caso requiera, con la finalidad de que los equipos queden disponibles a operación. Para Unidades de Central Eléctrica, aplica lo establecido en el Capítulo 4.
b. Al término de una Licencia, el equipo será normalizado poniéndolo en servicio en presencia del ejecutor del trabajo o dejándolo en disponibilidad. Para Unidades de Central Eléctrica aplica lo establecido en el Capítulo 4.
c. Los trabajadores que se involucren en trabajos programados en vivo o en muerto, al retirar la Licencia, deberán permanecer en el sitio hasta que el equipo involucrado en la Licencia quede nuevamente en servicio o en disponibilidad en forma satisfactoria.
En las Licencias sobre equipo de teleprotección, se requiere que en el lugar de trabajo estén trabajadores autorizados de comunicaciones y protecciones para asegurar la correcta devolución del equipo bajo Licencia.
d. La devolución de la Licencia se hará en forma clara y concisa indicando:
i. Nombre del poseedor de la Licencia;
ii. Número de la Licencia;
iii. Identificación precisa del equipo en Licencia;
iv. Quién devuelve la Licencia;
v. Confirmación de retiro de los medios de protección que puso para la Licencia;
vi. Si la Licencia fue consecuencia de falla de equipo, dar información completa de la causa del daño y de la reparación del mismo;
vii. Si la Licencia fue programada, dar información completa de los trabajos que se realizaron y grado de conclusión del trabajo; y
viii. Otras consideraciones esenciales o útiles.
e. Una vez retirada la Licencia se procederá a la ejecución de las maniobras de normalización de los elementos que estuvieron bajo Licencia de acuerdo al Procedimiento de Administración de Licencias. Para Unidades de Central Eléctrica, aplica lo establecido en el Capítulo 4.
5.2 Maniobras
5.2.1 Resumen
Este Capítulo establece la reglamentación a que debe estar sujeto el personal autorizado para ejecutar maniobras en las instalaciones eléctricas del SEN y de los Centros de Control del Transportista, Distribuidores y Participantes del MEM, en cualquier estado operativo en el que se encuentre el SEN.
5.2.2 De información disponible en subestaciones y Centros de Control del Transportista, Distribuidores o Participantes del MEM.
Las instalaciones deberán tener a la vista y actualizados: el diagrama unifilar con nomenclatura, diagrama de protecciones, manual de operación, Catálogo de maniobras y un directorio donde se especifiquen los números telefónicos para casos de Emergencia.
5.2.3 De quién debe efectuar las maniobras
Las maniobras se deben de realizar por personal designado y autorizado, tanto el que las ejecuta como el que las ordena.
Los operadores del CENACE son los responsables de la Supervisión y coordinación operativa de la RNT y las RGD pertenecientes al MEM.
Los operadores de los Centros de Control del Transportista, Distribuidores y/o Participantes del MEM son responsables de la supervisión y operación física de sus instalaciones, así como de la supervisión de las alarmas indicativas de las condiciones eléctricas de los equipos (alarmas no incorporadas a los Centros de Control del CENACE).
5.2.4 De la coordinación de maniobras
En las maniobras en que intervengan dos o más Centros de Control, para la RNT el nivel operativo superior los coordinará y para la RGD se coordinarán entre los Centros de Control del mismo nivel operativo.
5.2.5 De la ejecución de maniobras
a. Las maniobras deberán transmitirse de manera electrónica o por voz, en forma clara y precisa, identificando el equipo por su nomenclatura y ejecutarse en la secuencia indicada en el catálogo de maniobras y dictada por instrucción verbal, electrónica o cotejada con el Centro de Control involucrado. Las instrucciones de maniobra deberán ser dictadas por el operador del Centro de Control y repetidas por el personal que va a ejecutarlas, como una medida de confirmación.
b. Cuando se observen errores en la secuencia de las maniobras dictadas o listadas en los catálogos de maniobras, el personal que recibe las órdenes tiene la obligación de hacer notar al operador que las dictó, la secuencia correcta de las mismas.
c. Las maniobras deberán ejecutarse cuando no existan dudas y en caso de que se presenten o cuando se considere que las órdenes no fueron entendidas, éstas deberán aclararse antes de efectuar cualquier maniobra. Si persisten las dudas, los operadores deben suspender toda orden relacionada con la maniobra en cuestión, hasta que queden aclaradas.
d. Si durante la ejecución de las maniobras el operador de estación observa alguna condición anormal, éste debe comunicársela al operador del centro del control correspondiente. Si la condición fuera de peligro inmediato, debe el operador de estación considerar el caso como de Emergencia.
e. Una vez ejecutadas todas las maniobras, el operador de estación debe informar al operador del Centro de Control correspondiente y anotar en el Sistema de Información de la Operación, la hora de su ejecución.
f. Cuando el operador del Centro de Control considere que las maniobras son muy complicadas, deberán ser coordinadas entre los involucrados y tendrá la autoridad para ordenar la ejecución paso a paso.
g. En todas las subestaciones controladas, las maniobras en interruptores y/o bloqueos al otorgar y devolver Licencias, se deberán de realizar preferentemente por medio del sistema de adquisición de datos y telemando. En caso de que se encuentre personal en la instalación, éste debe de verificar el cambio de estado del equipo.
h. Para que un equipo quede librado, el operador del Centro de Control o personal de campo solicitante de la Licencia debe asegurarse de que éste no pueda volver a energizarse. Por lo que deberán desconectar alimentación a bobinas de cierre, cerrar válvulas de la tubería de aire, bloquear mecanismos o alguna otra acción que evite la operación de interruptores y cuchillas. Los interruptores de equipo blindado deberán desacoplarse. Invariablemente el operador de estación o personal de campo solicitante de la Licencia debe tener la seguridad, por la parte que le corresponde, de que el equipo no tiene peligro de llegar a quedar energizado.
i. Cuando se libre un equipo, el operador de estación deberá tomar las medidas necesarias para que no ocurran operaciones erróneas en el equipo relacionado con la Licencia que puedan ocasionar daños al
personal, al equipo o algún Disturbio, como ejemplo: bloquear la protección diferencial al librar el interruptor de un banco de transformadores sin transferencia de protecciones, bloquear la protección Buchholtz de un transformador que se saque de servicio o algún otro tipo de bloqueo.
j. En todo elemento o equipo que esté bajo Licencia, se deberán colocar tarjetas auxiliares en los manerales y conmutadores que hayan intervenido en la maniobra. Así mismo, los Centros de Control deberán etiquetar e inhabilitar los mandos de control del EMS.
k. El personal que ejecute las maniobras en las instalaciones, deberá de cumplir con las normas de seguridad vigentes.
l. Antes de efectuar cualquier maniobra en las instalaciones, se deberá verificar que el equipo que se va a accionar sea el correspondiente a la nomenclatura del equipo que fue indicado en la relación de pasos para el libramiento del elemento o del equipo.
5.2.6 De la ejecución de maniobras en condiciones de Emergencia
a. El operador del Centro de Control del CENACE es el único que podrá autorizar la ejecución de maniobras, coordinando a los operadores del Transportista, Distribuidores o Participantes del MEM para que realicen las acciones y secuencia de las maniobras necesarias para restablecer la condición normal de las instalaciones de la red de su supervisión operativa, basándose en la información recibida de los operadores del Transportista, Distribuidor o Participantes del MEM y del control supervisorio, aplicando los Criterios de Confiabilidad y seguridad operativa del SEN.
b. Al dispararse un interruptor, el operador de estación tomará nota de la hora y relevadores que operaron, reconocerá las banderas indicadoras y se comunicará de inmediato con el operador del Centro de Control correspondiente, a excepción de los casos en que se tenga un procedimiento expedido al respecto. En el caso que no se tenga comunicación con el nivel operativo superior, actuará de acuerdo con el procedimiento establecido para tal fin.
c. En el caso de presentarse situaciones de Emergencia, en donde se requiera realizar maniobras complicadas, el operador se apegará a los procedimientos y lineamientos establecidos. En caso de que se requiera realizar maniobras que no estén dentro del procedimiento, actuará de acuerdo a su criterio y posteriormente informará de la situación que prevalece.
d. En condiciones de emergencia del SEN, el CENACE es el único que podrá coordinar la desconexión y la reconexión de carga, por medio de los operadores de los Centros de Control.
e. Ante condiciones de emergencia por baja Reserva Operativa en el SEN, éstas se atenderán conforme a las directivas para cada nivel de reserva indicado en el Código de Red.
f. Ante condiciones de emergencia en la red de gasoductos nacionales, el CENAGAS establecerá comunicación directa con el CENACE para informar la situación y coordinar las acciones que minimicen los impactos a la generación.
g. Cuando la protección diferencial, Buchholz u otro tipo de protecciones tan importantes como éstas operen a través de un relevador de reposición manual desconectando el equipo que protege, el operador de estación no debe reconectarlo bajo ninguna circunstancia, y avisará inmediatamente al operador del Centro de Control correspondiente y al responsable del equipo, dando información completa. En general, la energización del equipo deberá hacerse con la autorización del responsable del mismo. En caso de no estar identificada la causa del disparo, para la energización del equipo será necesaria la realización de pruebas eléctricas.
5.3 Manual de Programación de salidas.
Para la programación, autorización, ejecución o cancelación de mantenimientos en la red eléctrica del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM, ésta se realizará de acuerdo a lo establecido en el Manual de Programación de Salidas que pertenece a las Reglas del MEM.
5.4 Del aprovechamiento y coordinación operativa
a. Las diferentes entidades y especialidades del Transportista, Distribuidor y participante del MEM, programarán sus solicitudes de Licencias con el CENACE a través de sus Centros de Control.
b. Los Centros de Control solicitarán una única solicitud de Licencia por elemento o equipo de la red a los Centros de Control del CENACE, la cual debe ser la más importante o la de mayor duración. Si existe más de una solicitud asociada a un elemento o equipo, será administrada por los Centros de Control del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM según corresponda.
c. El CENACE sólo autorizará una Licencia por elemento o equipo librado y por Centro de Control. El Tercer nivel operativo una vez recibida la Licencia correspondiente podrá generar una serie de Licencias adicionales locales para las diferentes especialidades, pero siempre vinculadas a la única Licencia otorgada por el CENACE.
d. Previo a iniciar maniobras, el CENACE entregará una Licencia al solicitante y autorizará la ejecución de maniobras asociadas a la Solicitud. En caso necesario, el CENACE coordinará a los diferentes grupos de operadores de la RNT, RGD, CCG y RDC, para la ejecución de maniobras.
e. Para la coordinación operativa entre el CENACE y los Centros de Control del Transportista y Distribuidor:
i. El personal de campo identifica la necesidad, propone las necesidades de los equipos requeridos para efectuar los trabajos y realiza la solicitud a los Centros de Control del Transportista y del Distribución.
ii. Los Centros de Control del Transportista y del Distribuidor organizan la totalidad de solicitudes y realizarán la solicitud de registro a CENACE e informa al personal de campo. Así mismo podrá proponer ajustes a las solicitudes.
iii. La Gerencia de Control Regional realiza los estudios eléctricos considerando la totalidad de las solicitudes y autoriza o propone ajustes. Aquellas que sean de responsabilidad del CENAL, se envían a éste para su autorización.
iv. El CENAL realiza los estudios eléctricos considerando la totalidad de las solicitudes y autoriza o propone ajustes.
f. La autorización para el inicio de los trabajos bajo Licencia en la RNT, RGD y participantes del MEM, es responsabilidad de los Centros de Control del CENACE.
g. El CENACE no se coordina con el personal de campo, esta coordinación se realiza a través de los Centros de Control del Transportista, Distribuidor o participante del MEM.
h. El operador del Centro de Control del Distribuidor se coordinará con el Transportista y este a su vez con el operador del CENACE.
i. Los Centros de Control del Transportista, podrán realizar un filtrado de solicitudes de Licencias. El CENACE se coordina con el Transportista y este a su vez con el Distribuidor para los requerimientos de Licencia, acciones de control de tensión y atención de Disturbios.
j. Los operadores del Transportista deben estar autorizados por los operadores del CENACE para iniciar maniobras y poner fuera de servicio el equipo primario que afecte al MEM.
k. Se debe observar en la solicitud si un interruptor o equipo primario se encuentra fuera de servicio en la subestación donde se realizarán maniobras para que en caso necesario, se modifique la maniobra del Catálogo y la envíe al Centro de Control del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM para su difusión y ejecución.
l. Es responsabilidad de los operadores del Transportista, Distribuidor y Participante del MEM, la coordinación y realización de las maniobras con el personal en campo.
m. Para solicitudes de libranzas de bancos de transformación que impliquen transferencias de cargas previas por parte del Distribuidor, deberán ser previamente acordadas entre el Transportista y el Distribuidor.
6 Prevención y atención de Disturbios
6.1 Control operativo y Control físico de la red del MEM.
a. Los operadores del CENACE son los responsables de la supervisión y control operativo de la RNT y de las RGD que correspondan al MEM.
b. Los operadores de los Centros de Control del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM, son responsables de la supervisión de variables eléctricas y del Control Físico de sus redes e instalaciones.
c. Todas las instalaciones que forman parte de la red eléctrica del MEM deberán estar monitoreadas por los Centros de Control del CENACE, por lo que los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM tienen la obligación de proporcionar al CENACE la información de control y telemetría en tiempo real que éste requiera para ejercer el control operativo. Dicha información, así como los medios de comunicación y mecanismos para su envío, serán definidos en la regulación y normatividad en materia de
tecnologías de información, comunicación y seguridad de la información.
Las alarmas propias del comportamiento eléctrico de los equipos y sus Licencias respectivas para su atención no incluidas en la regulación en materia de tecnologías de la información, serán supervisadas y atendidas por los Centros de Control de los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM para garantizar su operación segura.
6.2 Atención de Disturbios
a. El CENACE, los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM tienen la obligación de restablecer de una manera coordinada, ordenada, segura y confiable las condiciones operativas del SEN ante la presencia de un disturbio, cumpliendo con:
i. Minimizar el tiempo de interrupción a los Usuarios Finales.
ii. Minimizar el tiempo de desconexión de sus elementos.
iii. Proteger los elementos que componen el SEN de daños que pongan en riesgo la operación.
iv. Respetar los límites de seguridad.
v. Proteger al personal operativo.
vi. Apegarse a los lineamientos y procedimientos operativos establecidos.
vii. Criterios de confiabilidad emitidos por la CRE
b. Para la atención de disturbios, los Centros de Control del Transportista, Distribuidor y Participantes del MEM, se coordinarán con los Centros de Control del CENACE, para informarle de manera oportuna de las condiciones de los elementos bajo su responsabilidad y ejecutarán en todo momento las instrucciones emitidas por el CENACE.
c. La coordinación operativa para la atención de disturbios en la RNT y RGD que forman parte del MEM, será la siguiente:
i. El operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM informará inmediatamente al operador del CENACE, de la hora, elementos disparados y protecciones operadas, entre los involucrados de forma verbal.
ii. El operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM una vez revisadas las protecciones operadas y aplicado el procedimiento interno, declarará cuales de los elementos asociados al disturbio se encuentran indisponibles.
iii. El operador del Transportista, Distribuidor y Participante del MEM en coordinación con el operador del CENACE definirán conjuntamente la estrategia de restablecimiento a seguir.
iv. El operador del Transportista, Distribuidor y Participante del MEM con autorización del CENACE seguirán el Procedimiento de Restablecimiento ante disturbios y para los casos no contemplados realizarán propuestas de restablecimiento para definir de manera conjunta la estrategia a seguir.
v. El operador del CENACE dará las instrucciones al operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM, indicando la secuencia de restablecimiento conjuntamente definida de acuerdo a los criterios y procedimientos operativos vigentes.
vi. El operador del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM, ejecutará la secuencia de restablecimiento instruida por el CENACE.
d. La coordinación operativa para atender un disparo de banco de transformación de la RNT y RGD que pertenezcan al MEM, para niveles de tensión en el lado de baja de 35 kV o inferior, del Transportista y/o Distribuidor, será la siguiente:
i. El operador del Transportista Informará inmediatamente al operador del CENACE de la hora, elementos disparados y protecciones operadas.
ii. Si no es posible realizar una prueba al transformador (en función de la protección operada), el operador del CENACE solicitará al Transportista se coordine con el Centro de Control del Distribuidor para realizar la transferencia de carga afectada.
iii. Si es posible realizar una prueba al transformador, el operador del CENACE solicitará al Transportista o Participante del MEM una prueba de cierre por el lado de alta del transformador y en caso de ser exitosa el operador del CENACE autorizara al operador del Transportista se coordine con el Distribuidor para el
restablecimiento lado baja (niveles menores o igual a 35 kV de acuerdo a los procedimientos operativos vigentes), en el caso del participante del MEM el operador del CENACE lo autorizará para que continúe con las Maniobras dentro de su instalación.
e. El CENACE, los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM tienen la obligación de restablecer de una manera coordinada, ordenada, segura y confiable las condiciones operativas del SEN ante la presencia de un disturbio, cumpliendo con lo establecido en las Bases del MEM y las disposiciones operativas.
f. Los operadores del Transportista, Distribuidor y Participante del MEM son responsables de realizar las maniobras sin poner en riesgo la integridad física del personal y/o equipos, así como de operar sus equipos dentro de límites operativos.
g. Los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM deben contar con procedimientos operativos para el restablecimiento de la red bajo su responsabilidad establecidos por el CENACE.
h. El CENACE, los Transportistas, Distribuidores y Participantes del MEM, deberán asegurar la actualización y difusión de los procedimientos operativos para el restablecimiento de la red bajo su responsabilidad.
i. Para fines de este documento y con el objetivo de definir las estrategias a seguir para el flujo de información ante un disturbio, los operadores del Transportista, Distribuidor o Participante del MEM se coordinaran con el operador del CENACE de acuerdo al Procedimiento de Comunicación y Coordinación Operativa.
j. El CENACE en coordinación con los Transportistas, Distribuidores y operadores de las Redes Particulares determinan, en los procedimientos correspondientes y criterios de seguridad operativa ante contingencias, los elementos que no impacten o afecten al MEM y su atención será de forma local.
7 Nomenclatura
a. Para la segura y adecuada operación, la nomenclatura para identificar tensiones, estaciones y equipos, será uniforme en toda la República Mexicana. Deberá además, facilitar la representación gráfica por los medios técnicos o tecnológicos disponibles en la operación.
b. Será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación.
c. Las Gerencias de Control Regionales se deberán identificar por los números siguientes:
| 1
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL CENTRAL |
| 2
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL ORIENTAL |
| 3
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL OCCIDENTAL |
| 4
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NOROESTE |
| 5
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORTE |
| 6
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL NORESTE |
| 7
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL BAJA CALIFORNIA |
| 8
| GERENCIA DE CONTROL REGIONAL PENINSULAR |
d. Las tensiones de operación se identificarán por la siguiente tabla de colores:
| 400 kV | AZUL |
| 230 kV | AMARILLO |
| De 161 kV hasta 138 kV | VERDE |
| De 115 kV hasta 60 kV | MORADO MAGENTA |
| De 44 kV hasta13.2 kV | BLANCO |
| Menor a 13.2 kV | NARANJA |
Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, unifilares y monitores de computadora.
e. La identificación de la estación se hará con el número de la Gerencia de Control Regional seguida de la combinación de tres letras, y es responsabilidad de cada Gerencia de Control Regional asignarla, evitando que se repita esta identificación dentro de la Gerencia de Control Regional.
f. Para distinguir la identificación entre dos estaciones con nomenclatura igual de Gerencia de Control Regional diferentes, se tomará en cuenta el número de identificación de cada Gerencia de Control Regional.
g. La nomenclatura de las estaciones se definirá con las siguientes normas:
i. La abreviatura del nombre de la instalación más conocida, por ejemplo: Querétaro QRO
ii. Las tres primeras letras del nombre, por ejemplo: Pitirera PIT
iii. Las iniciales de las tres primeras sílabas, ejemplo: Mazatepec MZT
iv. Para los nombres de dos palabras se utilizarán las dos primeras letras de la primera palabra, y la primera letra de la segunda palabra, o la primera letra de la primera palabra y las dos primeras de la segunda; ejemplo: Río Bravo RIB, Pto. Escondido PES.
v. Se tomarán otras letras para evitar repeticiones en el caso de agotarse las posibilidades anteriores, ejemplo: Manzanillo MNZ.
h. La identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos.
i. El orden que ocuparán los dígitos de acuerdo a su función, se hará de izquierda a derecha:
| PRIMERO | Tensión de operación |
| SEGUNDO | Tipo de equipo |
| TERCERO Y CUARTO | Número asignado al equipo (las combinaciones que resulten) del 0 al 9 para el tercer dígito, combinando del 0 al 9 del cuarto dígito. En el caso de agotar las combinaciones, el tercer dígito será reemplazado por letras en orden alfabético. |
| QUINTO | Tipo de dispositivo. |
j. Tensión de Operación. Está definido por el primer carácter alfanumérico de acuerdo a lo siguiente:
| Tensión en kV
| Número
|
| Desde
| Hasta
| Asignado
|
| 0.00
| 2.40
| 1
|
| 2.41
| 4.16
| 2
|
| 4.17
| 6.99
| 3
|
| 7.00
| 16.50
| 4
|
| 16.60
| 44.00
| 5
|
| 44.10
| 70.00
| 6
|
| 70.10
| 115.00
| 7
|
| 115.10
| 161.00
| 8
|
| 161.10
| 230.00
| 9
|
| 230.10
| 499.00
| A
|
| 500.10
| 700.00
| B
|
k. Tipo de equipo. Está definido por el segundo carácter numérico de acuerdo a lo siguiente:
| 1
| Grupo Central Eléctrica-Transformador (Unidades de Central
Eléctrica)
|
| 2
| Transformadores o autotransformadores
|
| 3
| Líneas de transmisión o alimentadores
|
| 4
| Reactores
|
| 5
| Capacitores (serie o paralelo)
|
| 6
| Equipo especial
|
| 7
| Esquema de interruptor de transferencia o comodín.
|
| 8
| Esquema de interruptor y medio
|
| 9
| Esquema de interruptor de amarre de barras
|
| 0
| Esquema de doble interruptor lado barra número 2.
|
l. Número asignado al equipo. El tercero y cuarto dígito definen el número económico del equipo de que se trate y su combinación permite tener del 00 al Z9.
m. Tipo de dispositivo. Para identificarlo se usa el quinto dígito numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.
| No.
| DISPOSITIVO
|
| 0
| Interruptor
|
| 1
| cuchillas a barra uno
|
| 2
| cuchillas a barra dos
|
| 3
| cuchillas adicionales
|
| 4
| cuchillas fusibles
|
| 5
| Interruptor en gabinete blindado (extracción)
|
| 6
| cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras
|
| 7
| cuchillas de puesta a tierra
|
| 8
| cuchillas de transferencia
|
| 9
| Cuchillas lado equipo (líneas, transformador, Central
Eléctrica, reactor-capacitor).
|
n. Las barras se identifican en la forma siguiente:
| B1 | Tensión en kV |
| B2 | Tensión en kV |
| B3 | Tensión en kV |
Por ejemplo:
B1 115 kV que significa barra uno de 115 kV
B2 115 kV que significa barra dos de 115 kV.
BT 115 kV que significa barra de transferencia de 115 kV
o. Para identificar a los equipos se utiliza la siguiente nomenclatura:
| U
| Unidad de Central Eléctrica |
| T
| Transformador (todo equipo de transformación) |
| AT
| Autotransformador |
| R
| Reactor |
| C
| Capacitor |
| CEV
| Compensador Estático de VAR's |
p. Cuando se trate de grupo Unidad de Central Eléctrica y transformador, se debe identificar con el mismo número; por ejemplo: Si la Unidad de Central Eléctrica se identifica como U10, el transformador se identifica como T 10.
Como se ve en el ejemplo anterior, no se usan guiones entre la letra y el número, sino un espacio.
q. En esquema de interruptor y medio, para designar el tercer dígito del interruptor medio, se toma el cuarto dígito del interruptor que conecta a la barra uno, y para designar el cuarto dígito del interruptor medio se toma el cuarto dígito del interruptor que conecta a la barra dos.
En todo caso esta regla se aplicará a juicio de la Gerencia de Control Regional en lo particular.
r. Las cuchillas en esquema de interruptor y medio, se identifican de acuerdo a la barra a la cual se conectan.
s. En esquema de barra seccionada, cada sección se identifica con letra. Para formar la nomenclatura de las cuchillas de enlace entre secciones de barra, se consideran: el segundo dígito como caso especial (seis); el tercer dígito es considerando que las secciones se numeran y se utiliza del 1 al 9; el cuarto dígito se forma con el número de la sección que conecta la cuchilla y el quinto dígito será seis.
t. Para la identificación de los interruptores en el esquema de barras en anillo, se utilizarán los cuartos dígitos de las líneas o equipos adyacentes como tercero y cuarto dígitos de su nomenclatura, el segundo dígito invariablemente será ocho.
u. La identificación de cuchillas en esquemas de barras en anillo, se numeran de acuerdo al movimiento de las manecillas del reloj, empezando con el dígito tres (cuchilla adicional) para un extremo del interruptor y con el dígito seis (cuchillas de enlace entre alimentadores y/o barras), para el otro extremo del interruptor de que se trata.
v. Para la identificación de equipo encapsulado en hexafluoruro de azufre, con elementos múltiples de puesta a tierra, se tomará como referencia la nomenclatura utilizada en el Anexo 4.
w. Todo el equipo se identifica por el código alfanumérico antecedido por la abreviatura de la instalación de que se trata, por ejemplo: VAE 92120, excepto para líneas, las cuales se identifican además, con la abreviatura de la instalación a la cual llega dicha línea, por ejemplo: PHP A3W70 TUL.
x. Los diagramas unifilares de la instalación (estación), deben elaborarse en tamaño carta o doble carta; para el caso de la nomenclatura, con una nota en la parte inferior izquierda que diga: todos los números van antecedidos de la abreviatura de la instalación de que se trata, por ejemplo: Todos los números van antecedidos de VAE.
y. La nomenclatura en el campo, debe hacerse pintando el fondo color amarillo con letras y números en color negro y de tamaño tal, que puedan ser vistos a una distancia prudente.
z. Las cuchillas de tierra, deberán ser pintadas con franjas alternadas en amarillo, negro y rojo en mecanismo de operación.
aa. Los casos que se presenten y no estén cubiertos dentro de esta nomenclatura, se someterán a la consideración del primer nivel de operación para la solución correspondiente.
NOTA: Para mayor ilustración sobre la nomenclatura, en el Anexo 4 se presentan algunos ejemplos de diagramas tipo.
ANEXO 1. RELACIÓN DE PERSONAL DESIGNADO POR EL CENTRO DE CONTROL
Fecha de actualización: ________________
| Nombre
| Puesto
| Clave de
personal
designado
| Teléfonos
|
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
(Firma)
_____________________________________
Nombre
Cargo del representante del centro de control
ANEXO 2. ENLACES FRONTERA ENTRE CENTROS DE CONTROL
Fecha de actualización: ________________
| Equipo
| Frontera con:
(entidad con la que es frontera)
| Descripción del punto frontera (interruptor,
cuchilla, No. de estructura, etc.)
|
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
Se incluye diagrama unifilar indicando los enlaces frontera de responsabilidad
(Firma)
_____________________________________
Nombre
Cargo del representante del centro de control
ANEXO 3. CAPACIDAD DEL EQUIPO PRIMARIO
1 Información de equipo de Subestaciones Eléctricas
1.1 Interruptores
| Equipo
| |
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional de Transmisión o
División de Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Nivel básico de impulso
| |
| Capacidad interruptiva
| |
| Corriente nominal
| |
| Marca de interruptor
| |
| Tipo de interruptor
| |
| Número de serie
| |
| Construcción del interruptor
| |
| Mecanismo del interruptor
| |
| Medio extinción interruptor
| |
| Masa de gas SF6 [kg]
| |
| Ubicación del interruptor
| |
| Voltaje de control
| |
| Tensión de fuerza
| |
| Capacitor de gradiente
| |
| Valor capacitor gradiente
| |
| Dispositivo antisísmico
| |
| No. de cámaras ruptoras por polo
| |
| Resistencia de pre-inserción
| |
| Valor resistencia pre-inserción
| |
| Tensión nominal
| |
| Tensión del sistema
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere Modernización
| |
| Modernización aprobada (SI / NO)
| |
| Año programado de modernización
| |
1.2 Cuchillas
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional Transmisión o División
de Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Nivel básico de impulso
| |
| Corriente nominal
| |
| Corriente aguante corta duración
| |
| Marca de cuchilla
| |
| Tipo de equipo
| |
| Número de serie
| |
| Montaje de cuchilla
| |
| Tipo de operación de cuchilla
| |
| Mecanismos de operación
| |
| Mecanismo puesta a tierra
| |
| Voltaje de control
| |
| Tensión de fuerza
| |
| Tensión del sistema [Un]
| |
| Tipo de aislamiento
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.3 Transformadores de Potencia
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional Transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| NBAI alta tensión
| |
| NBAI baja tensión
| |
| NBAI en terciario
| |
| Impedancia h-x max. capacidad
| |
| Impedancia h-y max. capacidad
| |
| Impedancia x-y max. capacidad
| |
| Relación de transformación
| |
| Capacidad de transformación
| |
| Fase de conexión
| |
| Número de fases
| |
| Diseño del transformador
| |
| Diseño del núcleo
| |
| Ubicación del transformador
| |
| Total de aceite [L]
| |
| Masa de embarque
| |
| Marca de transformadores
| |
| Sistema de enfriamiento
| |
| Número de serie
| |
| Cambiador de taps considerando si está o no
bajo carga
| |
| Marca cambiador de taps
| |
| Tipo de cambiador
| |
| Núm. de Serie del cambiador de taps
| |
| No. de pasos cambiador de taps
| |
| Sistema contra incendios
| |
| Tipo de sistema contra incendio
| |
| Fosa captadora de aceite
| |
| Fosa colectora
| |
| Mamparas
| |
| Tensión del sistema
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.4 Banco de capacitores
| Equipo
| |
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional de Transmisión o División
de Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Capacidad del banco de capacitores
| |
| No. de unidades del banco de capacitores
| |
| Voltaje unidad capacitiva [kV]
| |
| Potencia de unidad capacitiva
| |
| Conexión banco de capacitores
| |
| Tensión del sistema
| |
| Marca del banco de capacitores
| |
| Tipo de equipo
| |
| Bobina de amortiguamiento
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.5 Reactores
| Equipo
| |
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional Transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| NBAI alta tensión
| |
| Reactancia a tensión nominal [ohms]
| |
| Potencia nominal [MVAr]
| |
| Tipo de núcleo
| |
| Medio de conexión del reactor
| |
| Ubicación del reactor
| |
| Fase de conexión
| |
| Numero de fases
| |
| Total de aceite [L]
| |
| Masa de embarque
| |
| Marca del reactor
| |
| Sistema de enfriamiento
| |
| Número de serie
| |
| Tensión del sistema
| |
| Sistema contra incendios
| |
| Tipo de sistema contra incendio
| |
| Protección de mamparas
| |
| Fosa captadora de aceite
| |
| Fosa colectora
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.6 Apartarrayos
| Equipo
| |
| Nombre de equipo
| |
| Gerencia Regional Transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Clase del apartarrayos
| |
| Fase de conexión
| |
| Marca del apartarrayos
| |
| Tipo de equipo
| |
| Número de serie
| |
| Número de secciones del apartarrayos
| |
| Tensión del sistema [Un]
| |
| Tensión nominal [Ur]
| |
| Tensión operación continua [Uc]
| |
| Corriente nom de descarga [In]
| |
| Capacidad alivio presión RMS
| |
| Ubicación del apartarrayos
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.7 Banco de baterías
| Equipo
| |
| Nombre equipo
| |
| Gerencia regional transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Número del banco de baterías
| |
| Número de celdas
| |
| Tipo de placa de batería
| |
| Capacidad del banco a 8h
| |
| Marca de banco de baterías
| |
| Tipo de equipo
| |
| Voltaje de salida banco [VCD]
| |
| Voltaje por celda
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.8 Transformadores de Corriente
| Equipo
| |
| Nombre equipo
| |
| Gerencia Regional Transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Nivel básico de impulso
| |
| Fase de conexión
| |
| Relación de transformación
| |
| Número de devanados secundario
| |
| Clase exactitud para medición
| |
| Clase exactitud protección
| |
| Corriente térmica de C.C.
| |
| Fac. térmico sobre corriente
| |
| Tipo de expansión del aceite
| |
| Tipo de envolvente
| |
| Marca del TC
| |
| Tipo de equipo
| |
| Número de serie
| |
| Ubicación del TC
| |
| Tensión del sistema [Un]
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.9 Transformadores de Potencial Capacitivo
| Equipo
| |
| Nombre equipo
| |
| Gerencia regional transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Nivel básico de impulso
| |
| Capacitancia total
| |
| Capacitancia c1
| |
| Capacitancia c2
| |
| Fase de conexión
| |
| Relación de transformación
| |
| Clase de exactitud
| |
| Potencia de exactitud
| |
| Carga nominal térmica en va
| |
| Fac. sobre tensión permanente
| |
| Tipo de expansión del aceite
| |
| Tipo de envolvente
| |
| Marca del TPC
| |
| Marca del TPI
| |
| Tipo de equipo
| |
| Número de serie
| |
| Tensión del sistema [Un]
| |
| Ubicación del TPI (bus o después del
interruptor)
| |
| Ubicación del TPC
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
1.10 Transformador de Potencial Inductivo
| Equipo
| |
| Nombre equipo
| |
| Gerencia regional transmisión o División de
Distribución
| |
| Zona de transmisión o Zona de Distribución
| |
| Subestación
| |
| Nomenclatura del equipo
| |
| Nivel básico de impulso
| |
| Capacitancia total
| |
| Capacitancia C1
| |
| Capacitancia C2
| |
| Fase de conexión
| |
| Relación de transformación
| |
| Clase de exactitud
| |
| Potencia de exactitud
| |
| Carga nominal térmica en [VA]
| |
| Tipo de expansión del aceite
| |
| Tipo de envolvente
| |
| Marca del TPC
| |
| Tipo de equipo
| |
| Número de serie
| |
| Tensión del sistema [Un]
| |
| Ubicación del TPC
| |
| Fecha de fabricación
| |
| Fecha de puesta en servicio
| |
| Vida útil del equipo
| |
| Requiere modernización
| |
| Año programado de modernización
| |
| Modernización aprobada
| |
2 Información de Líneas de Transmisión
| Nombre subestación envío
| |
| Nombre subestación recepción
| |
| Identificador clave
| |
| Año de entrada operación
| |
| Gerencia transmisión
| |
| Zona o Zonas de Transmisión
| |
| División distribución
| |
| Zona distribución
| |
| Tensión [kV]
| |
| Longitud [km]
| |
| [ohms] terreno
| |
| Transposiciones a
partir S.E. envío
| Número
| |
| T1 km
| |
| T2 km
| |
| T3 km
| |
| T4 km
| |
| Estructura
| Tipo
| |
| No. de estructura
| |
| No. de circuitos
| |
| Conductor
| Tipo
| |
| Nombre
| |
| Calibre
| |
| No. de conductores
| |
| No. de tramo línea
| |
| RTC
| SE de envío
| |
| SE de recepción
| |
| Capacidad línea de
transmisión [MVA]
| Térmico
| |
| Sobrecarga
| |
| Tiempo mínimo
| |
| Hilo de guarda
| No. de conductores
| |
| Calibre
| |
| Ra
| |
| Xa
| |
| Diámetro
| |
| ¿Comparte
estructuras con alguna
línea de transmisión?
| ID de clave
| |
| [km]
| |
| Tipo de estructura
| |
| Observaciones
| |
3 Información de equipo de transformación
| Nombre subestación
| |
| Identificador clave
| |
| Año de entrada operación
| |
| Zona de Distribución y/o Transmisión
| |
| Gerencia transmisión
| |
| División distribución
| |
| Número serie
| |
| Número tanques
| |
| Número devanados
| |
| Tipo transformador
| |
| Relación [kV]
| Primario
| |
| Secundario
| |
| Terciario
| |
| Conexión por
devanado
| Primario
| |
| Secundario
| |
| Terciario
| |
| %Z@ MVA
| H-X
| |
| X-Y
| |
| H-Y
| |
| Perdidas Cu watts
| Vacío
| |
| Totales
| |
| % I nom excitación
| |
| % Eficiencia
| |
| Enfriamiento OA
[MVA]
| Primario
| |
| Secundario
| |
| Terciario
| |
| Enfriamiento FA [MVA]
| Primario
| |
| Secundario
| |
| Terciario
| |
| Enfriamiento FOA
[MVA]
| Primario
| |
| Secundario
| |
| Terciario
| |
| Cambiador TAP lado
alta
| No. de TAPs
| |
| Relación [pu]
| |
| Relación [kV]
| |
| Cambiador TAP lado
baja
| No. de TAPs
| |
| Relación [pu]
| |
| Relación [kV]
| |
| Amperes
| |
| Observaciones
| |
4 Información de equipo de compensación reactiva
4.1 Reactores
| Subestación
| |
| Identificador clave
| |
| Año de entrada operación
| |
| Zona de Distribución y /o Transmisión
| |
| Gerencia transmisión
| |
| División distribución
| |
| Marca de Reactores
| |
| Número serie
| |
| Número tanques
| |
| Capacidad [MVAr]
| |
| Tipo conexión
| |
| [kV nom]
| |
| [kV max] operación
| |
| Impedancia [ohms]
| R
| |
| X
| |
| Para reactores de
neutro
| Capacidad nominal a
10 [s] [kVAr]
| |
| [kV] nominal lado
neutro
| |
| I nom [A] a 10 s
| |
| Capacidad régimen
continuo [kVAr]
| |
| Observaciones
| |
4.2 Capacitores
| Nombre subestación
| |
| Identificador clave
| |
| Año de entrada operación
| |
| Zona de Distribución y /o Transmisión
| |
| Gerencia transmisión
| |
| Zona de operación transmisión
| |
| División distribución
| |
| Zona distribución
| |
| Marca de Capacitores
| |
| Número serie
| |
| MVAr reales
| |
| Datos de unidades
| kVAr
| |
| % de sobrecarga
| |
| V nom [kV]
| |
| µf
| |
| I nom [A]
| |
| Corriente de fusible
| |
| Datos del banco
| Unidades por grupo
| |
| Grupos por fase
| |
| µf por grupo
| |
| µf por fase
| |
| reactancia por fase
| |
| Reactor amortiguamiento [ohm]
| |
| Protecciones
| RTP neutro
| |
| 59 neutro [V]
| |
| 59 neutro [s]
| |
| 59 fase [kV]
| |
| 59 fase [s]
| |
| Observaciones
| |
5 Información de Centrales Eléctricas
5.1 Central Eléctrica
| Número
| Campos
requeridos
| Formato del
Campo
| Unidades
| Criterio para validación de información
(posibles valores)
|
| 1
| Folio central
| | | Valor mayor que cero, y no debe repetirse
|
| 2
| Central
| | |
