Calidad de Energia CFE

Calidad de Energía en la RGD Ing. Víctor Hugo Montalvo Hernández

ESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA TRAS REFORMA: ELECTRICIDAD

Parámetro de PQ en RGD a cumplir por el Distribuidor THDV DISTORSION ARMONICA TOTAL DE VOLTAJE Frecuencia Tensión Desbalance Tensión FACTOR DE POTENCIA

Limites 5% Rango +- 0.08% rango +5, -7 % 2% en MT y 3 % en BT 80 % Cumplimiento , 95% FP

El Programa Operativo Anual (POA) tiene el objetivo de presentar el detalle de indicadores operativos para monitorear el desempeño con informes trimestrales al comité de auditoria y el Consejo de Administración.

1.3 Objetivos Distribución

Estratégicos

de

la

Empresa

de

•

Generar valor económico y rentabilidad sostenible para la CFE y el Estado Mexicano.

•

Garantizar la eficiencia, continuidad, calidad y seguridad en la prestación del servicio público de energía eléctrica

•

Lograr mejoras operativas que permitan cumplir con las exigencias del regulador y estar a la altura de las mejores prácticas internacionales

•

Generar una cultura de servicio de excelencia al cliente para lograr la satisfacción y lealtad del cliente

Lineamientos de la Reforma Energética, Código de Red III. Distribuidor Criterio OP- 119. El Distribuidor están obligado a medir los parámetros de Calidad conforme a lo definido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en Materia de Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de Transmisión y en las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica . IV. Centro de Carga Criterio OP- 120. El funcionamiento y operación de los equipos de los Centros de Carga no deben causar Disturbios en la RNT o en las RGD, que rebasen los límites establecidos en el Manual Regulatorio de Conexión, parte del Código de Red, respecto a los niveles armónicos, variaciones periódicas de amplitud de la tensión (parpadeo), variaciones de tensión y Desbalance de Corrientes.

Criterio OP- 121. Todos los Centros de Carga a conectarse en Media y Alta Tensión deben cumplir con los límites especificados de Distorsión Armónica en corrientes, variaciones periódicas de amplitud de la tensión y Desbalance de Corriente de conformidad con el apartado de Calidad de energía del Manual Regulatorio de Conexión, que es parte del Código de Red

1.-Sistema Eléctrico Nacional

Ley de la Industria Eléctrica Disposiciones Generales Calidad de Energia

Capítulo I: Del Objeto y Finalidad de la Ley Definiciones Articulo 3

Inciso X: Confiabilidad: Habilidad del Sistema Eléctrico Nacional para satisfacer la demanda eléctrica de los Usuarios Finales bajo condiciones de suficiencia y Seguridad de Despacho, conforme a los criterios respectivos que emite la CRE Inciso XI: Continuidad: Satisfacción de la demanda eléctrica de los Usuarios finales con una frecuencia y duración de interrupciones menor a los establecido en los criterios respectivos que emita la CRE

La confiabilidad de las RGD se encuentra definida en el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica y en Apartado 3,Artículo 19 de la Resolución RES/948/2015 de las DACG emitidas por la CRE; asimismo la confiabilidad se mejora mediante 3 estrategias y sus respectivas acciones, dando seguimiento en el Tablero de Confiabilidad que está alineado al Programa Operativo Anual y al Plan de Negocio. CONFIABILIDAD LIE -Artículo 3.- Inciso X.- Confiabilidad, Inciso XI.- Continuidad

DAGC.- Resolución RES/948/2015 (Apartado 3) (Artículo 19.1.1(d)

INDICADORES (Articulo 19, Apartado 3 de DACG) (SAIFI).- Artículo 19.1.2

𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼𝐷,𝑚 =

σ𝑛𝑖=1 𝑈𝐴𝑖 𝑈𝑇

Artículo 19.1.2(h)

SAIFI sin eventos: 0.94 interrupciones Artículo 19.1.2(c) SAIFI con eventos: 1.52 interrupciones. Artículo 19.1.2(e) Metas SAIFI (SAIDI).- Artículo 19.1.1

𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷,𝑚 =

σ𝑛𝑖=1(𝑇𝑅𝑖 ∗ 𝑈𝐴𝑖 ) Artículo 19.1.1(h) 𝑈𝑇

SAIDI sin eventos: 50 minutos. Artículo 19.1.1(c) SAIDI con eventos: 108 minutos. Artículo 19.1.1(e) Metas SAIDI (CAIDI).- Artículo 19.1.3

𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷,𝑚

𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷,𝑚 = 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼𝐷,𝑚

Artículo 19.1.3(h)

SAIFI sin eventos: 53 minutos. Artículo 19.1.3(c) SAIFI con eventos: 70.93 minutos. Artículo 19.1.3(e) Ejemplo para Identificar si el Indicador se encuentra en control

ESTRATEGIAS y ACCIONES (Artículo 19.1.2(d)

MEJORES PRÁCTICAS

(Artículo 19.1.3(d)

 Reducción de número interrupciones. 1. Reemplazo de aislamiento 2. Reemplazo de apartarrayos 3. Poda de árboles.

de

 Reducción de los usuarios afectados en las interrupciones 4. Construcción de nuevos alimentadores. 5. Instalación de EPROSEC con operación remota o automatismo.

 Reducción de la duración de las interrupciones. 5. Instalación de EPROSEC con operación remota o automatismo. A nivel nacional se ha estandarizado estas 5 acciones, asimismo, se encuentra documentado la coordinación de protección entre otras acciones y cada División y Zona adicionalmente han establecido las acciones de acuerdo a sus propios análisis. Ejemplo de Impacto a Indicadores considerando los Usuarios afectados y la duración de la interrupción

Tablero de Confiabilidad Programa Operativo Anual Plan de Negocio

 Circuito limpio en propiedad. Es aquel que se ha entregado al personal de campo quien asegura: • • • •

Inspección del 100% del circuito Corrección de anomalías tipo 1 y 2 (críticas) Ordenamiento del 100% de los ramales Participación en el plan de confiabilidad y evaluación de desempeño.  Ordenamiento de ramales repetitivos.- con la finalidad de disminuir la probabilidad de falla y evitar que una falla transitoria se convierta en permanente. • Actualización de unifilares y geográfico • Análisis de causas y frecuencia de interrupciones • Corrección de anomalías tipo 1 y 2 (críticas) • Coordinación de protecciones aprovechando los EPROSEC disponibles.  Automatismo mediante lógicas implementadas en UCM.- Aprovechar las UCM y el EPROSEC para agilizar el restablecimiento de tramos sin fallas. • Selección de circuitos factibles de automatizar • Identificación de UCM con recursos para configuración de lógicas de automatismo • Implementación de lógicas de automatismo Se tienen establecidos instructivos para cada una de las mejores practicas

(LIE).- Ley de la Industria Eléctrica (DACG).-Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto.

Calidad de Energía , Prestación del servicio

Articulo 19.1. Índices para la evaluación de la Continuidad de las RGD

Articulo 19.1.1. Índices de la duración promedio de interrupciones de distribución (SAIDID) (System Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles) SAIDI sin Eventos: Es el Índice de la duración promedio de las interrupciones de las RGD, responsabilidad del Distribuidor, contabilizando toda interrupción que supere los cinco minutos de duración atribuibles al proceso de Operación y Mantenimiento.

SAIDI con Eventos: Es el Índice de la duración promedio de las interrupciones de las RGD, responsabilidad del distribuidor, contabilizando toda interrupción que supere los cinco minutos de duración atribuibles y no atribuibles al proceso de Operación y Mantenimiento en su defecto identificando las causas consideradas como Caso Fortuito o Fuerza Mayor.

9

Articulo 19.1.1. Índices de la duración promedio de interrupciones de distribución (SAIDID) (System Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles) Articulo 19.1.1 (h) Los índices SAIDI sin eventos y SAIDI con eventos para el mes “m” se evalúan mediante la siguiente expresión:

𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼(𝐷,𝑚)=σ

𝑛 (𝑖=1)

(𝑇𝑅𝑖∗𝑈𝐴𝑖) 𝑈𝑇

Tiempo de Restablecimiento x Usuarios Afectados SAIDI =

Ejemplo:

Usuarios Totales de Referencia

19.1.1. Índices de la duración promedio de interrupciones de distribución (SAIDID) (System Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

Ejemplo: Durante una falla en las RGD se afectan a 300 usuarios por un tiempo de 40 minutos por la operación de un equipo de seccionamiento. Usuario totales 179,000.

El índice de la duración promedio de las interrupciones de distribución para este ejemplo es de 0.067

Articulo 19.1.1. Índices de la duración promedio de interrupciones de distribución (SAIDID) (System Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

Articulo 19.1.1 (c) El SAIDI sin Eventos para las causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del distribuidor, debe ser menor a 50 minutos por año a nivel nacional. Para lograr lo anterior, el Distribuidor debe establecer estrategias regionales de acuerdo a sus condiciones de infraestructura y entorno.

Articulo 19.1.1. Índices de la duración promedio de interrupciones de distribución (SAIDID) (System Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

Articulo 19.1.1 (e) El resultado de la evaluación del índice SAIDI con Eventos considerando causas atribuibles a operación y mantenimiento, mas los Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor, deben ser registrados para establecer estrategias que permitan en el futuro atender con mayor eficacia y eficiencia eventos similares. El valor del índice SAIDI con Eventos, considerando eventos atribuibles y no atribuibles al Distribuidor, no deberá de exceder de 108 minutos promedio anual, incluyendo todas las empresas Distribuidoras a nivel nacional.

Articulo 19.1. Índices para la evaluación de la Continuidad de las RGD

Articulo 19.1.2. Índices de la frecuencia promedio de interrupciones de distribución (SAIFID) (System Average Interruption Frecueny Index, por sus siglas en Ingles) SAIFI sin Eventos: Es el Índice de la Frecuencia Promedio de Interrupciones en el Sistema de Distribución. Representa la cantidad de interrupciones promedio que un Usuario Final experimenta en un periodo determinado derivado de fallas o libranzas en las RGD, subestaciones y circuitos de media tensión y tiene el objetivo de evaluar la eficacia de la operación y mantenimiento del sistema eléctrico de distribución para identificar medidas correctivas y/o preventivas que reduzcan las interrupciones y mantengan la continuidad del suministro de energía eléctrica. SAIFI con Eventos: Es el Índice de la Frecuencia Promedio de Interrupciones en el Sistema de Distribución, representa la cantidad de interrupciones promedio que un Usuario Final experimenta en un periodo determinado derivado de fallas o libranzas en las RGD, además los Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor.

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Articulo 19.1.2. Índices de la frecuencia promedio de interrupciones de distribución (SAIFID) (System Average Interruption Frecueny Index, por sus siglas en Ingles)

𝑛

𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼𝐷,𝑚 = σ(𝑖=1)𝑈𝐴𝑖 𝑈𝑇 SAIFI =

Usuarios Afectados en la Interrupción Usuarios Totales de Referencia

Ejemplo:

Articulo 19.1.2. Índices de la frecuencia promedio de interrupciones de distribución (SAIFID) (System Average Interruption Frecueny Index, por sus siglas en Ingles)

Ejemplo: Durante una falla en las RGD se afectan a 300 usuarios por un tiempo de 40 minutos por la operación de un equipo de seccionamiento.

Usuario totales 179,000.

El índice de la frecuencia promedio de las interrupciones de distribución para este ejemplo es de 0.0016

Articulo 19.1.2. Índices de la frecuencia promedio de interrupciones de distribución (SAIFID) (System Average Interruption Frecueny Index, por sus siglas en Ingles)

Articulo 19.1.2 (c) El índice SAIFI sin Eventos, para las causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor, debe ser menor a 0.94 interrupciones promedio anual por Usuario final a nivel nacional.

Articulo 19.1.2. Índices de la frecuencia promedio de interrupciones de distribución (SAIFID) (System Average Interruption Frecueny Index, por sus siglas en Ingles)

Articulo 19.1.2 (e) El resultado del SAIFI con Eventos considerando causas atribuibles a operación y mantenimiento, además de los Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor, debe ser registrado para establecer estrategias que permitan en el futuro atender con mayor eficacia y eficiencia eventos similares, no deberá exceder de 1.52 interrupciones promedio anual por Usuario final, incluyendo todas las empresas Distribuidoras a nivel nacional.

Articulo 19.1. Índices para la evaluación de la Continuidad de las RGD

Articulo 19.1.3. Índices de duración promedio de las interrupciones por usuario en distribución (CAIDID) (Customer Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

CAIDI sin Eventos: Es el Índice de la duración promedio de las Interrupciones a los Usuarios Finales ante falla o Libranza de un elemento de las RGD, responsabilidad del Distribuidor, contabilizando toda interrupción que supere los cinco minutos de duración atribuibles al proceso de Operación y Mantenimiento. CAIDI con Eventos: Es el Índice de la duración promedio de las Interrupciones a los Usuarios Finales ante falla o Libranza de un elemento de las RGD, responsabilidad del Distribuidor, contabilizando toda interrupción que supere los cinco minutos de duración atribuibles y no atribuibles al proceso de Operación y Mantenimiento en su defecto identificando las causas consideradas como Caso Fortuito o de Fuerza Mayor.

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Articulo 19.1.3. Índices de duración promedio de las interrupciones por usuario en distribución (CAIDID) (Customer Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

Articulo 19.1.3 (h) Las expresiones para evaluar los anteriores indicadores para un mes “m” se muestra a continuación:

𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷,𝑚 = 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷,𝑚 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼𝐷,𝑚 Ejemplo:

Articulo 19.1.3. Índices de duración promedio de las interrupciones por usuario en distribución (CAIDID) (Customer Average Interruption Duration Index, por sus siglas en Ingles)

Ejemplo: Durante una falla en las RGD se afectan a 300 usuarios por un tiempo de 40 minutos por la operación de un equipo de seccionamiento. Usuario totales 179,000. SAIDI: 0.067 SAIFI: 0.0016

El índice de la duración promedio de las interrupciones por usuario en distribución para este ejemplo es de 41.875

Determinación de activos de acuerdo a los TESL Capitulo 4 Distribución 4.3 Redes Generales de Distribución 4.3.1 Formarán parte de la Redes Generales de Distribución y, por lo tanto, le serán asignadas a la EPS que haya sido creada por la CFE para prestar el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica en los términos de la disposición 4.2.1, las Redes Eléctricas a cargo de la CFE que: (a) operen a una tensión inferior a 69 kV, salvo que: (i) formen parte de Redes Particulares asociadas a Centrales Eléctricas; o, (ii) deban clasificarse por excepción como parte de la Red Nacional de Transmisión por determinación expresa, fundada y motivada por parte de la Secretaría; y, (b) aun operando a una tensión igual o mayor a 69 kV estén temporalmente a cargo de las divisiones de distribución de la CFE o de sus empresas de Distribución. 22

Regulación aplicable LIE Artículo 3.- Para los efectos de esta Ley, se entenderá por: II. Calidad: Grado en el que las características y condiciones del Suministro Eléctrico cumplen con los requerimientos técnicos determinados por la CRE con el fin de asegurar el correcto desempeño e integridad de los equipos y dispositivos de los Usuarios Finales; RES 151/2016-2.4.12 Calidad de la energía III. Distribuidores Criterio OP- 120. Los Distribuidores están obligados a medir los parámetros de Calidad conforme a lo definido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en Materia de Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de Transmisión y en las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica. 3.4. Calidad de la potencia Características de la electricidad en un punto específico en un sistema eléctrico y evaluado en relación con un conjunto de parámetros técnicos de referencia. Estos parámetros se relacionan, en algunos casos, con la compatibilidad entre las características de la electricidad en un punto de entrega-recepción de la red y los generadores o cargas conectadas a ésta RES 948/2015 Apartado 3. Evaluación de Indicadores de Disponibilidad, Continuidad y Calidad. Se utilizará para evaluar al Distribuidor en su desempeño, observando condiciones de Disponibilidad, Calidad y Continuidad en el servicio.

19.3. Índice para la evaluación de la Calidad del Servicio de Distribución-19.3.1. Medición de la Calidad. A fin de establecer las condiciones generales y criterios técnicos para la prestación del servicio público de distribución de la energía eléctrica, la medición de los parámetros de calidad de la energía se debe realizar en los nodos de calidad de energía en los buses de media tensión de las subestaciones.

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Regulación aplicable RES 948/2015 Apartado 3. Evaluación de indicadores de disponibilidad, continuidad y calidad.

•La prestación del Servicio Público de Transmisión y de Distribución deberá realizarse bajo principios que garanticen la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, tanto de las instalaciones y equipos que componen RNT y las RGD, así como de las instalaciones y equipos de los Usuarios Finales.

19.3.2 Tensión de Operación del Suministro (Variaciones de tensión). (a) La prestación del Servicio Público de Distribución deberá realizarse considerando el correcto funcionamiento e integridad de las RGD, de acuerdo a intervalos de tensión en el que el Distribuidor deberá proporcionar la energía eléctrica para que los equipos y dispositivos del usuario final operen correctamente, sin afectar sus características de diseño. (b) Los limites de variación de tensión que deberá cumplir el Distribuidor son +5% y -7% deberá cumplir con el intervalo de la tensión de operación al menos el 90% de sus nodos. (c) El Porcentaje de Cumplimiento es la relación de los registros de cada diez minutos en un nodo de calidad que están dentro del intervalo de la tensión de operación, entre el total de registros de cada diez minutos que se tienen en una semana (1,008); el resultado multiplicado por cien.

19.3 Índice para la evaluación de la Calidad del Servicio de Distribución. 19.3.3 Compensación de potencia reactiva (FP≥0.95). 19.3.1. Medición de la Calidad

A fin de establecer las condiciones generales y criterios técnicos para la prestación del servicio público de distribución de la energía eléctrica, la medición de los parámetros de calidad de la energía se debe realizar en los nodos de calidad de energía en los buses de media tensión de las subestaciones, en el BUS de salida. Mediante el sistema SIMOCE se mide la calidad de energía en la RGD.

(a) Para maximizar la utilización de las RGD, el Distribuidor debe vigilar y controlar el flujo de potencia reactiva que circula en la Red. (b) Un circuito con cumplimiento mensual cuando el promedio de los registros obtenidos son mayores o iguales a un f.p. de 0.95 con un intervalo de medición de 10 minutos. (e) El Distribuidor deberá cumplir para cada una de sus Zonas de Distribución, con el criterio de compensación capacitiva en al menos el 80% de los circuitos que dispongan de medidor digital. Para la medición del factor de potencia, (f) el Distribuidor debe contar al menos el 75% de infraestructura requerida para su medición en los interruptores de los circuitos de media tensión.

La calidad de las RGD se encuentra definida en la LIE, articulo 3, inciso II, e indicada en el criterio OP-120 del 2.4.12 Calidad de la energía, de la Resolución RES/151/2016 y su evaluación en el art. 19.3 de las DACG, de la Resolución RES/948/2015 emitidas por la CRE; asimismo la calidad se mejora mediante estrategias y sus respectivas acciones, dando seguimiento en el Tablero de calidad de la potencia de la energía eléctrica PQ. CONFIABILIDAD LIE -Artículo 3.- Inciso II.- Calidad

DAGC.- Resolución RES/151/2016 (Criterio OP-120); Resolución RES/948/2015 (Art. 19.3) INDICADORES (Apartado 3, DACG 19.3)

(Artículo 19.3.2)

ESTRATEGIAS y ACCIONES VMT (Art. 19.3.2 (a))

Para mejorar la Tensión de Operación del Suministro:

Para mejorar la Compensación de Potencia Reactiva:

1.- Realizar estudios y análisis del perfil de voltaje y corriente de los nodos con incumplimiento.

1.- Realizar estudios de compensación de potencia reactiva en los circuitos de distribución con FP < 0.95.

2.- Realizar cambio de tap en transformadores de potencia de las subestaciones conectadas a las RGD. para mantener la tensión del bus dentro de los límites de voltaje. 3.- Realizar balanceo de cargas en circuitos de distribución. (Artículo 19.3.3)

ESTRATEGIAS Y ACCIONES FP (Art. 19.3.3 (a))

2.- Mantener en operación los bancos de capacitores cuando se requiera. 3.- Mantener actualizado el inventario de los bancos de capacitores en operación por circuito en las RGD.

4.- Revisar y convenir con las zonas de operación de transmisión, los límites de voltaje en los puntos de entrega transmisión-distribución que nos permita cumplir con los límites en los buses de media tensión.

4.Adquisición de bancos de capacitores en las RGD (Fijos y Automáticos).

5.- Realizar cambio de tap transformadores de los circuitos distribución para mantener el voltaje bus dentro de los límites a lo largo mismo.

6.Reemplazo de bancos de capacitores con componentes dañados.

(LIE).- Ley de la Industria Eléctrica (DACG).-Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto.

en de del del

5.- Realizar relocalización óptima de bancos de capacitores en las RGD.

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Evaluación de las variaciones de tensión en el nodo de calidad de energía. Se considera un Nodo de Calidad de Energía con Tensión en estado operativo normal cuando el Porcentaje de cumplimiento semanal de variaciones de Tensión del Nodo [PCVTNOD ], sea mayor o igual al 95%.

Algoritmo para evaluar un Nodo:

Donde: PCVTNOD

Porcentaje de cumplimiento de variaciones de Tensión en el Nodo de Calidad.

ri Número de registros de cada diez minutos en un Nodo de Calidad que está dentro del intervalo de tensión de operación.

RT Total de registros de cada diez minutos que se tienen en una semana (1,008).

Indicador: Porcentaje de Cumplimiento de Variaciones de Tensión (PCVT) Variables TENSIÓN NOMINAL

PCVTNOD 

+5% -7%

ri 100 RT

Si PCVTNOD ≥ 95% → Nodo con cumplimiento

PCVTDD

NC  100 NT

Si PCVTDD ≥ 90% → División con cumplimiento

PCVTNOD = Porcentaje de cumplimiento de variaciones de tensión por Nodo. ri = Número de registros de cada diez minutos en un Nodo dentro del intervalo de tensión de operación. RT = Total de registros de cada diez minutos que se tienen en una semana. PCVTDD = Porcentaje de cumplimiento de variaciones de tensión por División de Distribución. NC = Nodos de Calidad con cumplimiento NT = Número total de nodos evaluados

26

Criterios 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.

Desbalance

Flicker(Parpadeo)

Depresiones e incrementos de Tensión ,( Sags & Swells )

Lineamientos de la Reforma Energética 3.4 Requerimiento de factor de potencia a. En Estado Operativo Normal, los Centros de Carga conectados en Alta Tensión deberán mantener un factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.0, con medición cinco-minutal. b. Dichos Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 95% del tiempo durante un periodo mensual. Este requerimiento tendrá una vigencia de 10 años a partir de la publicación del Manual en el DOF. Posterior a este periodo, el requerimiento del factor de potencia será de 0.97 en atraso y 1.0, con medición cinco-minutal. Los Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 97% del tiempo durante un periodo mensual. b. El factor de potencia en tensiones menores o iguales a 35 kV se medirá en nodos de calidad de energía, de conformidad con las “Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución de energía eléctrica”

Evaluación de la compensación reactiva en circuitos de media tensión. Con la finalidad de maximizar la utilización de las RGD, el Distribuidor debe vigilar y controlar el flujo de potencia reactiva que circula en la Red mediante estrategia de conectar banco de capacitores; en las Redes de Distribución se mejora el factor de potencia y se incrementa el nivel de potencia activa que puede circular en las RGD.

Indicadores: Porcentaje de Cumplimiento de Factor de Potencia (PCFP) Porcentaje de Cumplimiento de Infraestructura de Medición (PCIM) Variables RTm

FPCTO  PCFP (%) 

 | FPri | i 1

RTm

Si FPCTO ≥ 95% → Circuito con cumplimiento

Circuitos con cumplimiento FP 100 Circuitos Evaluados

Si PCFP (%) ≥ 80% → Zona con cumplimiento

PCIM (%) 

Circuitos Evaluados 100 Circuitos en Operación

Si PCIM (%) ≥ 75% → Zona con cumplimiento

FPCTO Factor de Potencia promedio mensual del Circuito RTm Total de registros de cada diez minutos que se tienen en un mes FPri Factor de Potencia de cada registro. PCFP Porcentaje de Cumplimiento de Factor de Potencia. FP Factor de Potencia PCIM Porcentaje de Cumplimiento Infraestructura de Medición.

de

32

Factor de Potencia 95 % FP Nacional 13.8 KV en puntos de medición

JULIO 2016 División de Distribución Oriente

Lineamientos de la Reforma Energ

Calidad de Energía, PQ

Lineamientos de la Reforma Energética

Calidad de Energía

Lineamientos de la Reforma Energética

3.4 Requerimiento de factor de potencia a. En Estado Operativo Normal, los Centros de Carga conectados en Alta Tensión deberán mantener un factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.0, con medición cincominutal. Dichos Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 95% del tiempo durante un periodo mensual. Este requerimiento tendrá una vigencia de 10 años a partir de la publicación del Manual en el DOF. Posterior a este periodo, el requerimiento del factor de potencia será de 0.97 en atraso y 1.0, con medición cinco-minutal. Los Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el 97% del tiempo durante un periodo mensual. b. El factor de potencia en tensiones menores o iguales a 35 kV se medirá en nodos de calidad de energía, de conformidad con las “Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución de energía eléctrica”

CALIDAD DE ENERGIA , CENTROS DE CARGA

FrecuenciaDesbalance

Medición de Calidad de Energía mediante Analizador

Depresiones e Incrementos de tensión en la RGD

Curva ITIC

Depresiones e Incrementos de tensión en la RGD ¿Que son las caídas de tensión SAGS?

Un hundimiento de tensión (dip) es una breve reducción en la tensión RMS de 10% o más por debajo de la tensión especificada (nominal) del equipo durante un período de 1/2 ciclo a 1 min como se define en la norma IEC 610004-30. Un hundimiento de tensión puede ser causado por un cambio rápido de cargas como un arranque de motor o un cortocircuito.

SAGs

Depresiones e Incrementos de tensión en la RGD ¿Que son Swells de tensión? Los swells de tensión son lo opuesto a las caídas de tensión SAGs y se definen como un aumento momentáneo en la tensión RMS del 10% o más, por encima de la tensión (nominal) del equipo durante un período de 1/2 ciclo a 1 min, como se define en la norma IEC 61000-4-30. Son menos comunes que los SAGs y por lo general están relacionados con las condiciones de falla del sistema. Los swells pueden ocurrir como un fallo entre una línea y la tierra, lo que elevará brevemente el nivel de tensión de las fases sin fallas y por arco eléctrico

Swells

CALIDAD DE ENERGIA , CENTROS DE CARGA