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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA
“ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.”
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN: MARISOL ORTIZ ANDRADE
JUAN CARLOS GALINDO MARCELO
ASESORES: ING. EDGAR RENÉ MENDOZA RIVAS
ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES
AGOSTO 2008
INSTITUTO POLITECNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA ME CANICA y ELECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS"
TEMA DE TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DEPOR LA OPCION DE TITULACION
DEBERA(N) DESARROLLAR
INGENIERO ELECTRICISTATESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORALC: .JUANCARLOS GALlNOO MARrt<~LOC: MARISOL ORTIZ ANDRADE
"ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE 45 MVA, n0/23KV EN SF¡, DE LFC'
ANALIZAR LA FACrmlLIDAD TI:~CNICA y ECONÓMICA DE LA INSTALAOÓN DE UNASUBESTACIÓN MÓVIL DE 45MVA, 230/23 kV EN SF¡, , EN LA ZONA DE ZARAGOZA Y QUE FORMEPARTE DEL ANILJD DE 230 kV DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENrRO.
INTRODUCCIÓN.• FUNDAMENTOS.• CONTEXTO NACIONAL.• CONCEIyros BASICOS.
SUBESTACIONES MOVILES DE 45MVA, 230/23kV EN SF(,.• PROTECCIÓN AMBIENTAL.• ANÁLISIS COSTO-BENEFICio SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL.• CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
México D.F., a 16 Mayo de 2()()~
ASE~;ORES
ING. R ENA OLlVARES MENDOZA IUV AS
AGRADECIMIENTOS
Ing. Marisol Ortiz Andrade Agradece A mis hijos: Marijose y Sergio Emmanuel Por la comprensión demostrada durante toda mi carrera, por ser el motivo para enfrentar los retos y adversidades. Por darme fuerza con sus sonrisas cada tarde al regresar de la escuela e iluminar cada momento en mi caminar; por enseñarme que los sueños se pueden lograr y que se disfrutan mucho más al compartirlos con ustedes. A mis padres: Por ser el apoyo incondicional en cada una de mis decisiones, por la confianza depositada y por animarme a seguir adelante a pesar de las circunstancias. Por mostrarme que la actitud ante la vida te puede abrir puertas.
A los asesores:
Ing. Edgar René Mendoza Rivas
Ing. Raibel Ureña Olivares
Por la dedicación y tiempo de calidad brindado para la elaboración de
esta tesis, por los consejos otorgados por su experiencia para la tesis,
también en nuestra formación personal.
AGRADECIMIENTOS
Ing. Juan Carlos Galindo Marcelo
Agradece A mis padres: Por que solo la superación de mis ideales me han permitido comprender cada día más difícil posición de ser padres, mis conceptos, mis valores morales y mi superación se las debo a ustedes, esto será la mejor de las herencias. En adelante pondré en práctica mis conocimientos y el lugar que en mi mente ocuparon los libros ahora será de ustedes, esto por todo el tiempo que les robe pensando en mí. A Angélica: Te agradezco el apoyo, los consejos, la comprensión, para cumplir una meta que tu también lo vas a realizar, te quiero mucho por el tiempo que nos dedicamos para nuestros sueños y metas y la confianza para poder cumplir lo que deseamos en la vida. A mis asesores Ing. Edgar René Mendoza Rivas y Ing. Raibel Ureña Olivares: Agradezco sus consejos y guía en la elaboración de esta tesis como la presciencia que nos brindaron para poder concluir este trabajo. A Dios: Le agradezco por darnos unos padres, amigos, compañeros, profesores, hijos, en todo nuestro trayecto de nuestra vida para estudiar los diferentes niveles y aprender en el transcurso de la vida y realizar esta tesis para concluir nuestros estudios de nivel superior. A mis amigos: Les agradezco por los consejos, el apoyo, en todos los momentos difíciles que hemos pasado juntos que les agradezco su apoyo y su confianza en ser unos buenos amigos.
Gracias.
ÍNDICE
“ANTEPROYECTO PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPO DE POTENCIA Y DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.”
OBJETIVOS…………………………………………………………...I INTRODUCCIÓN……………………………………………………..II FUNDAMENTOS……………………………………………………VII
CAPÍTULO 1. “CONTEXTO NACIONAL”…………………………1
1.1 ANTECEDENTES.
1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS.
1.1.2 LA CREACIÓN DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
1.1.3 LA NACIONALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.
1.1.4 LA CREACIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO.
1.2 PROSPECTIVA 2007-2016.
1.2.1 MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.
1.2.1.1 MODALIDADES DE GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA DEL
SECTOR PRIVADO.
1.2.2 INSTRUMENTOS REGULATORIOS.
1.2.3 NORMATIVIDAD ECOLÓGICA EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.
1.2.4 CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD.
1.2.5 PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL.
1.2.6 ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS.
1.2.7 PRONOSTICOS DE CONSUMO NACIONAL DE ENERGIA
ELECTRICA 2007-2016
1.2.8 EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.
1.2.9 PROGRAMA DE EXPANSIÓN.
ÍNDICE
1.2.10 EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE
TRANSMISIÓN DE LA RED.
CAPÍTULO 2. “CONCEPTOS BÁSICOS”………………………38
2.1 SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.
2.2 TENSIONES NORMALIZADAS.
2.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS TENSIONES NORMAILIZADAS.
2.2.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN ELÉCTRICA NORMALIZADA.
2.3 CLASIFICACIÓN DE SUBESTACIONES.
2.3.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA.
2.3.2 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.
2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.
CAPÍTULO 3. “SUBESTACIONES MÓVILES DE 45MVA,
230/23KV EN SF6”…………………………………………..…….58
3.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.
3.2 NORMAS DE REFERENCIA.
3.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN.
3.3 RESTRICCIONES DE CONSTRUCCIÓN
3.3.1 MASA SOBRE EL REMOLQUE.
3.3.2 SISTEMA DE ENGANCHE.
3.4 DIAGRAMA UNIFILAR.
3.5 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS.
3.5.1 MÓDULO DE LINEA EN SF6.
3.5.2 MÓDULO DE BANCO EN SF6.
3.5.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 45 MVA, 220/23 KV,
3.5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 15 KV.
3.5.5 APARTARRAYOS DE ÓXIDOS METÁLICOS.
3.5.6 INTERRUPTOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN VACÍO, TIPO
ÍNDICE
REMOVIBLE.
3.5.7 CUCHILLA DE PUESTA A TIERRA DE 23 KV.
3.5.8 TRANSFORMADOR PARA SERVICIO ESTACIÓN TIPO ONAN DE
3.5.9 GABINETES DE MEDIA TENSIÓN EN EL REMOLQUE DE 23 KV.
3.5.10 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL DE 23 KV.
3.5.11 CORTA CIRCUITO FUSIBLE DE 23 KV, CON FUSIBLE DE
POTENCIA DE 1 Y 6.75 A.
3.5.12 BANCO DE BATERIAS DE 165 A-H DE CAPACIDAD.
3.5.13 CARGADOR RECTIFICADOR DE BATERIAS.
3.5.14 AISLADORES TIPO SOPORTE DE BARRA.
3.5.15 PROTECCIÓN.
3.5.16 EQUIPO TERMINAL REMOTO.
3.6 MÓDULO DE LÍNEA EN SF6.
CAPÍTULO 4. “PROTECCIÓN AMBIENTAL”………………….117
4.1 INTRODUCCIÓN.
4.2 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.
4.3 ESPECIFICACIONES.
4.4 EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.
4.5 ESPECIFICACIONES PARA LA PREPARACIÓN DEL SITIO Y
DURANTE LA CONSTRUCCIÓN.
4.6 ESPECIFICACIONES PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO.
ÍNDICE
CAPÍTULO 5. “ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL.”……………………………………………………………..126
5.1 LINEAMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE
LOS ANÁLISIS COSTO Y BENEFICIO DE LOS PROGRAMAS DE
INVERSIÓN. (1 DE ENERO DE 2006).
5.1.1 DEFINICIONES.
5.1.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO Y SU CONTENIDO.
5.1.3 EL ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
5.1.4 INDICADORES DE RENTABILIDAD.
5.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:
SUBESTACIÓN MÓVIL ZARAGOZA.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..............................166 ANEXOS.……...………………………….…………………………..169 GLOSARIO DE TÉRMINOS………………………………………..175 BIBLIOGRAFÍA………………………….……………………….….178
ÍNDICE DE FIGURAS
INDICE DE FIGURAS
INTRODUCCION
Figura (a) Localización de zonas críticas IV
CAPITULO 2
Figura 2.1 Sistemas de Generación y Consumo de Energía
Eléctrica 43
Figura 2.2 Subestación Convencional 46
Figura 2.3 Subestación Encapsulada 48
Figura 2.4 Subestación Móvil 53
Figura 2.5 Diagrama Unifilar de una Subestación Móvil 54
Figura 2.6 Subestación Modular 55
CAPITULO 3
Figura 3.1 Diagrama Unifilar de Subestación Móvil en SF6 62
Figura 3.2 Esquema de protección 69
CAPÍTULO 5
Figura 5.1 Croquis de localización de la subestación móvil
Zaragoza 146
Figura 5.2 Diagrama unifilar de la subestación móvil Zaragoza 147
ÍNDICE DE TABLAS
Índice De Tablas
CAPITULO 2
Tabla 2.1 Tensiones normalizadas 42
CAPÍTULO 3
Tabla 3.1 Dimensiones de los Tractores 60
Tabla 3.2 Nomenclatura de Protecciones 66
Tabla 3.3 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento 80
Tabla 3.4 Corrientes Nominales y de Corto Circuito 80
Tabla 3.5 Corrientes Interruptivas de Carga de Líneas y
Cables en Vacío 83
Tabla 3.6 Secuencias de Operación 84
Tabla 3.7 Corrientes de Corto Circuito Térmica y Dinámica
para TC’s 96
Tabla 3.8 Potencia y Clase de Precisión para TC’s 96
Tabla 3.9 Relación de Transformación para TC’s 97
Tabla 3.10 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento para
TP´s 98
Tabla 3.11 Potencia y Clase de Precisión para TP’s 99
Tabla 3.12 Niveles de Aislamiento para Boquillas 101
Tabla 3.13 Distancias de Fuga para Boquillas 101
Tabla 3.14 Sobretensiones Temporales para Boquillas 102
Tabla 3.15 Tensiones de Prueba Dieléctricas a los
Aislamientos Internos y Externos para
Transformadores de Potencia 105
Tabla 3.16 Valores de Pérdidas, por ciento de impedancia, 106
ÍNDICE DE TABLAS
corriente de Excitación y consumo de Auxiliares
para Transformadores de Potencia
Tabla 3.17 Número de pasos y Variaciones de Tensión del
Cambiador de Derivaciones sin Carga de los
Transformadores de 45 MVA, 230 kV/23kV 107
Tabla 3.18 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 1 108
Tabla 3.19 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 2 109
Tabla 3.20 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 3 110
Tabla 3.21 Relevadores de Modulo Remolque 4 111
Tabla 3.22 Protección de Banco T221, 230/230kV Mediante
los Relevadores Marca SEL 112
Tabla 3.23 Relevadores Marca SEL para Protección de Línea
2,230 kV 112
Tabla 3.24 Protección de Alimentadores 1 y 2 de 23 kV y
Alarmas (Relevadores Marca SEL) 113
Tabla 3.25 La Sección de Alimentador 1 deberá contener los
Equipos 113
Tabla 3.26 La Sección de Alimentador 2 deberá contener los
Equipos 114
Tabla 3.27 La Sección de Acometida de 23 kV deberá contener
los Equipos 114
Tabla 3.28 La Sección de Alimentador 3 deberá contener los
Equipos 115
Tabla 3.29 La Celda de Alimentador 4 115
Tabla 3.30 Sección Compartimiento de Servicios Propios 23
kV (Gabinete J6) 116
Tabla 3.31 Dentro del Remolque 4 se alojan los equipos de
comunicación 116
ÍNDICE DE TABLAS
CAPÍTULO 5
Tabla 5.1 Relación Beneficio/Costo del Proyecto 137
Tabla 5.2 Situación sin Proyecto 141
Tabla 5.3 Descripción del Proyecto 142
Tabla 5.4 Mano de Obra y Materiales del Proyecto 143
Tabla 5.5 El cronograma de actividades 145
Tabla 5.6 Capacidad Instalada 148
Tabla 5.7 Generación de Ingresos 149
Tabla 5.8 Calendario de Inversiones y la Distribución del
Monto Total en sus Principales Rubros 151
Tabla 5.9 Se puede apreciar el desglose del proyecto en sus
principales rubros 151
Tabla 5.10 Situación con Proyecto Pronostico Oferta-Demanda 154
Tabla 5.11 Evaluación del Proyecto 155
Tabla 5.12 Costos del Proyecto 158
Tabla 5.13 Ahorros 161
Tabla 5.14 Análisis de Sensibilidad 161
Tabla 5.15 Plazo de Ejecución 2 Años 162
Tabla 5.16 Plazo de Ejecución 4 Años 162
Tabla 5.17 Aumentando un 1115 % del Costo Original de la
Obra 163
Tabla 5.18 Con Carga Considerada al 80 % millones de pesos 163
CONTENIDO
I
OBJETIVOS
Analizar la factibilidad técnica y económica de la instalación de una
subestación móvil de 45 MVA, 230/23kV, en SF6, en la zona de
Zaragoza y que forme parte del anillo de 230 kV del Sistema de
Transmisión de Luz y Fuerza del Centro.
Observar como con el desarrollo y adaptación de nuevas
subestaciones, es posible suministrar la demanda de energía en lugares
donde es requerida y cuya capacidad del sistema de Luz y Fuerza del
Centro se encuentra en la situación de demanda máxima, por lo que se
correrán riesgos, los cuales están en función del incremento de
demanda de energía eléctrica a futuro.
CONTENIDO
II
INTRODUCCIÓN
En la presente década el Gobierno Federal ha puesto en marcha el
mayor programa de vivienda del país, sin precedentes en la historia por
su dimensión e impacto económico. En este sentido, por la multiplicidad
de factores que concurren en la zona centro del país, los requerimientos
de infraestructura para dotar de servicios públicos suficientes y
oportunos en las áreas geográficas específicas demandan acciones
concretas y respuestas de corto plazo de los tres niveles de gobierno en
coordinación con las Cámaras y empresas promotoras inmobiliarias.
Cabe destacar que un buen número de proyectos se iniciaron y
otros están en vías de ejecución sin contar con las factibilidades de
servicios para el gran número de viviendas a comercializar y construir.
Ha prevalecido, con independencia de los Planes de Desarrollo Urbano
Municipales y Delegacionales, la adquisición a precio accesible de
reservas territoriales a gran escala para posteriormente gestionar y
presionar a las autoridades para la dotación de infraestructura para
agua, drenaje, electricidad y vías de comunicación adecuadas a las
dimensiones de nuevos centros de población, aún con la utilización de
mecanismos o convenios de aportación.
La situación antes mencionada propicia la continuación y en
algunas zonas el agravamiento del déficit de capacidad en el suministro
de electricidad que enfrenta Luz y Fuerza del Centro. El Organismo ha
recibido planteamientos de desarrollos habitacionales que suponen más
de 150 mil viviendas para los próximos dos años, la mayor parte de las
cuales se edificarían en “Ciudades Bicentenarias”, determinadas en el
Programa de Ordenamiento Territorial recientemente aprobado por el
CONTENIDO
III
Gobierno del Estado de México, así como municipios conurbados de esa
entidad y aledaños de Hidalgo. Por otra parte, los ferrocarriles
suburbanos de Buenavista- Cuautitlán- Huehuetoca, próximo a entrar
en servicio en su primera etapa y la recién publicitada para licitación
Chalco- Los Reyes, dinamizarán aún más esta tendencia.
En el ámbito del Distrito Federal el incremento desmesurado de la
demanda eléctrica en algunas Delegaciones políticas, responde a un
origen diferente: el Bando 2 promulgado por el D. F. en el año 2001.
El programa general enfrenta a una infraestructura eléctrica
agotada en dos sentidos: tiempo de utilización y capacidad instalada
rebasada. Las necesidades del programa habitacional y de servicios
concurrentes son significativamente superiores al incremento de la
demanda histórica y proyecciones de LFC.
Es de destacar que el ritmo de comercialización y construcción de
unidades habitacionales y de servicios con la tecnología actual, supera
con mucho la que supone para LFC construir las líneas de transmisión,
derivaciones, subestaciones, alimentadores y red de baja tensión
correspondientes.
CONTENIDO
Con el propósito de dar respuesta inmediata a requerimientos
planteados formalmente por desarrolladores inmobiliarios en la zona de
atención del Organismo, se han identificado 12 proyectos de
subestaciones de pronta ejecución para entrar en servicio en el segundo
semestre de 2009, para los cuales se han preparado fichas técnicas
individuales que ilustran sus características, demanda por tipo de
servicio, ubicación y costo aproximado, así como la estimación de la
aportación que cubrirían las empresas promotoras, en términos de la
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento en la
materia.
3
123
4 5
6
7
89
10 12
13
14
1516
1118
19
20
21
22
177’
1.- Pachuca2.- Tula3.- Tepeji4.- Cartagena5.- Tecámac6.- Tizayuca7.- Lomas Verdes8.- Tepotzotlán9.- Huehuetoca10.- Anáhuac11.- Benito Juárez12.- Chicoloapan – Aurora13.- Zaragoza14.- Magdalena15.- Coapa – Culhuacán16.- Juchitepec – Chalco17.- Corredor Reforma18.- Totoltepec19.- San Carlos20.- San Cayetano21.- Tlaltelulco22.- Amomolulco
LOCALIZACIÓN DE ZONAS CRÍTICAS
Figura (a) Localización de zonas críticas
IV
CONTENIDO
V
En estas zonas el incremento de demanda en 2007 ha sido
explosivo, principalmente por solicitudes de demanda de desarrolladores
inmobiliarios. En la mayoría de estas zonas se están construyendo
subestaciones definitivas que están programadas para entrar en servicio
a partir de 2011 y en este momento el organismo para atender las
solicitudes de los desarrolladores, propone instalar 15 subestaciones
móviles e instalar transformación adicional en 5 subestaciones de
potencia.
En vista de lo anterior y a fin de dar cumplimiento a la cláusula
décima quinta del transitorio del presupuesto de egresos de la
federación 2008, que dice:
Luz y Fuerza del Centro deberá presentar a la Secretaría de
Energía, más tardar el 15 de febrero de 2008, la propuesta de acciones
concretas para lograr una meta anual que garantice que el monto
adicional de recursos aprobado respecto del previsto en el proyecto de
Presupuesto de Egresos, se canalice en su totalidad para solucionar la
problemática en las zonas críticas en las que la demanda actual o
pronosticada a corto plazo, rebasa la capacidad instalada en la
infraestructura eléctrica de Luz y Fuerza del Centro, subestaciones y
líneas de distribución, imposibilitando a la entidad atender las
solicitudes de nuevos servicios, afectando sustancialmente la flexibilidad
y confiabilidad para la atención de fallas y contingencias. Dichas
acciones y, en su caso, las consecuentes modificaciones, tendrán que
ser autorizados por la Secretaría de Energía, en su carácter de
coordinadora de sector y, en caso de no proceder su autorización, no se
podrá ejercer el monto adicional aprobado a que se refiere este artículo.
Lo anterior aplicará a: Realización con Obras 2008; Asociados a
Distribución; de Reducción de Pérdidas; de Terminación de
Subestaciones, y otros; y el Programa de Otros Conceptos.
CONTENIDO
VI
La Entidad propone la adquisición, instalación y puesta en
operación de 12 subestaciones móviles durante los años 2008 y 2009
(dos más, Amomolulco y Chapingo, se contempla su entrada en
operación durante los años 2010 y 2011, por lo que no se consideran en
el presupuesto del 2008), así como la instalación de transformadores
adicionales en las subestaciones de: Polanco, Taxqueña, Ixtapaluca,
Jamaica y Totoltepec. Por tal motivo, se remiten Las fichas técnicas de
las SE’s móviles que se describen en las siguientes páginas con el objeto
de tener el visto bueno por parte de la SENER para ejercer el
presupuesto de 326 millones de pesos para la ejecución de este proyecto
emergente de SE’s Móviles.
Es de destacar que la evaluación económica de los proyectos
propuestos se realizó en escenario a 10 años, con base en
recomendación de la Unidad de Inversiones de la SHCP.
CONTENIDO
VII
FUNDAMENTOS
La zona oriente de La Ciudad de México es atendida por las
subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena, cuya capacidad
firme de estas subestaciones se encuentra rebasada. Actualmente
satisfacen una demanda cercana a su capacidad instalada, por tal
motivo, no pueden suministrar demandas de energía adicionales y ante
el requerimiento de demanda de 46.4 MW de los desarrolladores de
vivienda en esta zona, es necesaria la instalación urgente de una
subestación móvil de 45 MVA para satisfacerla, esta subestación estará
en funcionamiento de julio de 2009 a diciembre de 2012, fecha en la
cual se pondrá en servicio la subestación definitiva de Zaragoza, con
una capacidad de 180 MVA, 230/23 kV, que tomara la carga de la móvil
y la que se le solicite a la Entidad a partir de 2010. En enero de 2013, la
subestación móvil de 45 MVA estará disponible para atender la
demanda en otra zona de la Entidad, que lo requiera.
El área de Distribución de esta Entidad reporta que los siguientes
desarrolladores de vivienda y centros comerciales: Conjunto Parnelli S.
A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque Industrial Ecológico,
Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi
Palacio de Justicia Federal, han realizado varios requerimientos de
servicio en esta zona del Área Metropolitana, para la atención de éstas
sólo se cuenta con la subestación Santa Cruz, la cuál no tiene suficiente
capacidad para abastecer la zona actualmente.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
1
CAPÍTULO 1
“CONTEXTO NACIONAL”
1.1 ANTECEDENTES
1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS.
En el periodo de auge de inversiones extranjeras, durante el
gobierno porfirista llegaron a México las primeras plantas de energía
eléctrica, con el fin de iluminar las minas y echar a andar motores y
telares para incrementar la producción y la productividad (Segunda
mitad del siglo XIX). Las plantas eléctricas ociosas por lo general
durante horas de la noche, eran utilizadas también para las modestas
necesidades del servicio municipal y proporcionaban una pequeña
iluminación a algunos pueblos rurales. El año de 1881 marca, en cierto
modo, el principio del alumbrado eléctrico de la capital de la Republica.
Aunque ya había comenzado a instalarse el nuevo fluido eléctrico en
algunos sitios, (la ciudad era iluminada por faroles de aceite y gas) es en
ese año en que la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica se hace
cargo del alumbrado público y residencial como una actividad
específica.
En los primeros años del presente siglo funcionaban en México 177
plantas y se contaba con presas eléctricas privadas, que daban servicio
público en la ciudad de México, Campeche, Guadalajara, Guanajuato,
Mazatlán, Orizaba, Parral, Puebla, Tampico, Tehuantepec, Toluca y
muchas otras.
Los iniciadores de esta obra de electrificación en México, son los
empresarios que trajeron la primera termoeléctrica a León, Gto., y
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
2
también los que, en 1889, instalaron en Batopilas, Chih., la primera
hidroeléctrica que tuvo una capacidad de 22.38 kW. Junto con ellos,
queda el testimonio de las plantas puestas en servicio por las compañías
Textil de San Idelfonso, Industrial de Orizaba, de Luz y Potencia El
Portezuelo, Mexicana de electricidad, Segura y Braniff y otras que
también deben ser consideradas entre las primeras.
Los servicios eléctricos tuvieron en México un primer mercado, el
surgido por el trabajo en las minas durante los procesos de extracción,
fundición y refinación de metales, y el derivado de una industria
incipiente que fue creciendo hasta concentrarse en fábricas de hilados y
tejidos, molinos de harina, fábricas de cigarros y cervezas, artículos de
yute, vidrio, madera, etcétera.
The Mexican Light and Power Co. Ltd y Subsidiarias
México era el país de las riquezas naturales no explotadas y Fred
Stark Pearson comprobó la posibilidad de aprovechar los recursos
hidráulicos que ofrecía la región de Necaxa. A iniciativa suya, se
organizó en 1902, en Ottawa Canadá, The Mexican Light and Power, Co.
Ltd., empresa cuyo primer paso consistió en adquirir los derechos de
explotación de las caídas de agua, ya en poder de la compañía francesa,
la societé du Encasa. Obtenida la concesión para atender las
necesidades de iluminación de la capital del país, la Mexican Light
siguió creciendo y a los tres años de existencia había absorbido a las
tres empresas que se dedicaban a actividades similares en su zona de
operaciones, mientras construía su planta de Necaxa con seis unidades
y una capacidad instalada de 31,500 kW.
Por más de medio siglo, ese grupo empresarial extranjero
suministró energía eléctrica al Distrito Federal y a los estados de
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
3
Hidalgo, México, Morelos y a una buena parte de los de Michoacán,
Guanajuato, Querétaro, Puebla y Guerrero. Todas sus plantas, con
excepción a la de Temazcaltepec, operaban a una frecuencia de 50 ciclos
por segundo.
Grupo de la Compañía Eléctrica de Chápala
Los intereses extranjeros, a finales del siglo pasado, se hicieron
presentes en el estado de Jalisco con el nombre de Compañía
Hidroeléctrica de Chápala. En 1907, año en que esta empresa se
reorganizó bajo el nombre de Guadalajara Tramway, Light and Power,
Co., ya se habían instalado las plantas de El Salto, Potrero y Las
Juntas. En 1909 se formó la Compañía Hidroeléctrica Irrigadora de
Chápala, en substitución de la anterior, y en los años subsiguientes fue
construida la planta hidroeléctrica de Puente Grande, que en 1928 llegó
a tener una capacidad de 14,400 kW. En este grupo figuraron como
afiliadas, la Compañía Eléctrica de Morelia, con sus instalaciones de
San Pedro, San Juan y Los Remedios, la Compañía Eléctrica Guzmán,
que contaba con las plantas Antigua Piedras Negras y Nueva Piedras
Negras; la Hidroeléctrica Occidental, la Compañía Eléctrica de
Manzanillo y la Compañía Hidroeléctrica Mexicana.
American and Foreign Power Co.
Inició sus actividades en México durante los años de 1928 y 1929,
adquiriendo empresas ya establecidas e integrando otras para formar un
solo conjunto que fue administrado por La Compañía Impulsora de
Empresas Eléctricas. Pronto creció el nuevo consorcio que, en pocos
años, estaba integrado por tres sistemas interconectados y cuatro
compañías aisladas. Estas últimas fueron la Compañía Eléctrica de
Tampico, La Abastecedora de Luz, Fuerza y Agua de Mazatlán, y la
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
4
Compañía Nacional de Electricidad, con sus divisiones en
Aguascalientes, Saltillo, Durango y Zacatecas.
Existían otras empresas, casi todas de capital privado extranjero,
que se encargaban de suministrar alumbrado y energía eléctrica en
diversas zonas del país. En 1937 la oferta de energía eléctrica en el país
estaba básicamente repartida entre la Mexican Light and Power Co. Ltd.,
La Compañía Eléctrica de Chápala (nombre castellanizado de una
empresa extranjera) y la American and Foreign Power Co.; para ese año,
la capacidad instalada en el país era de 628,980 kW. La máxima
transferencia de potencia activa se determinará a partir del
comportamiento del sistema el cual tiene dos nodos unidos por una
línea de transmisión, y considerando los parámetros de reactancia, y
voltaje en los nodos; haciendo el análisis del flujo de potencia del
sistema, se encuentra la ecuación que define la potencia activa
transmitible, así como de la potencia reactiva que circula en la red.
1.1.2 LA CREACION DE LA COMISION FEDERAL DE
ELECTRICIDAD:
Dadas las protestas que comenzaron a surgir contra el mal servicio,
las altas tarifas y la escasez de fluido; se hizo patente la necesidad de
que el Estado interviniera para normalizar la situación: además de
dictarse las medidas administrativas necesarias para obligar a las
empresas a mejorar sus servicios, era preciso crear un organismo que
en manos del estado, diera a la electrificación un sentido social más
moderno y más justo. Hay que acreditar a los ingenieros Julio García y
José Herrera Lasso, la idea de involucrar al Estado Mexicano en la
industria eléctrica; así como al Presidente Constitucional Substituto,
Gral. Abelardo L. Rodríguez, el haber enviado al Congreso de la Unión,
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
5
el 2 de diciembre de 1933, la iniciativa para la creación de la Comisión
Federal de Electricidad.
Diversas circunstancias económicas y políticas tuvieron relación
sobre el propósito de crear este organismo descentralizado; sin embargo,
no fue sino hasta el 14 de agosto de 1937 cuando el Presidente Gral.
Lázaro Cárdenas, con fundamento en el decreto anterior del 29 de
diciembre de 1933, promulgo la ley que creó a la Comisión Federal de
Electricidad.
La C.F.E. inició con una partida de 50,000 pesos dentro del
presupuesto de la Secretaría de la Economía Nacional, y con 15
personas entre funcionarios, técnicos y empleados. Paralelamente al
proceso que se llevaba a cabo para su organización, la incipiente C.F.E.
se dedicó a trabajar en pequeñas obras de electrificación. Las primeras
fueron las de Teleolapan, Gro., Pátzcuzaro, Mich., Suchiate, Chis., Xia,
Oax.; y Ures y Altar, Son. Al mismo tiempo, fijó su empeño en trabajos
de planeación y anteproyectos de mayor envergadura, tales como los de
Bartolinas, en Tacámbaro, Mich., Jumatán, Nay., Granados y
Zumpimito Mich., etc., y muy especialmente el proyecto de
Ixtapantongo, Méx.
La primera obra de importancia que se emprendería, sería la de la
construcción de la planta hidroeléctrica de Ixtapantongo, Mex., con el
fin de llevar energía eléctrica a la capital de la República.
La expropiación petrolera llevada a cabo el 18 de marzo de 1938,
enfrentó al país a un bloqueo económico que se centraba
principalmente, en este recurso nacionalizado. Alemania se interesó por
nuestro petróleo y eso hizo posible concentrar una operación de
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
6
intercambio, para recibir por nuestra parte los equipos hidráulicos y
eléctricos requeridos en la realización del proyecto de que se ha hablado.
El 31 de diciembre de 1938 el presidente Lázaro Cárdenas
promulgó la Ley del impuesto Sobre Consumos de Energía Eléctrica,
publicada en el Diario Oficial el 16 de enero de 1939, que disponía el
cobro al consumidor del 10% sobre el importe de su consumo, para
integrar el patrimonio de la C.F.E.
Las condiciones legales y económicas en las cuales se basaría el
desarrollo de las actividades, de la C.F.E. estuvieron establecidas en la
ley del 14 de agosto de 1937, hasta que el 11 de enero de 1949, el
Presidente de la República, licenciado Miguel Alemán, expidió el Decreto
que hizo de la C.F.E. un organismo público descentralizado, con
personalidad jurídica y patrimonio propio. Así, durante el periodo
comprendido entre 1944 y 1960, la C.F.E. comienza a ganar terreno
frente a las compañías extranjeras.
Al finalizar el año de 1960, el organismo estatal poseía el 54% de la
capacidad instalada para atender el servicio público de energía eléctrica.
1.1.3 LA NACIONALIZACION DE LA INDUSTRIA ELECTRICA:
Conforme a su tiempo y circunstancia, la nacionalización de la
industria eléctrica fue posible alcanzarla por la vía de las negociaciones
financieras y éstas se iniciaron en abril de 1960, con la compra de las
empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El
resultado de las negociaciones fue el siguiente: el Gobierno Federal
adquirió, en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de la
Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos de
esa empresa, que ascendían a 78 millones de dólares. Asimismo, a
cambio de 70 millones de dólares, pasaron a su poder las acciones de la
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
7
American and Foreign Power Co., posteriormente, cerró la operación
comprometiendo a ambas empresas a invertir en México el dinero que
recibieran, para evitar una excesiva exportación de divisas. El 27 de
septiembre de 1960 el Ejecutivo Federal dio a conocer al pueblo la
noticia de la adquisición de las empresas extranjeras.
Con la compra de la compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y
sus filiales, la nación adquirió 19 plantas generadoras, que servían al
Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacan, Morelos e
Hidalgo, y el total de la capacidad instalada ascendía a 667,400 kW.
Para fines de 1960 y una vez que el Estado Mexicano había
adquirido los bienes de las empresas afiliadas a la Compañía Impulsora
de Empresas Eléctricas, así como la mayoría de las de la Cía. Mexicana
de Luz y Fuerza Motriz y subsidiarias, el sector eléctrico empezó a
desarrollar un intenso trabajo de integración y de organización. Al
iniciarse esta etapa, la industria eléctrica nacionalizada quedó
constituida por la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y
subsidiarias; por las empresas eléctricas NAFINSA y por la C.F.E. con
sus diecinueve afiliadas. Al hacerse responsable el Estado del manejo
del sector eléctrico, eliminó la estructura de 168 juegos de tarifas,
autorizadas para las diferentes regiones de la República. Las primeras
tarifas de aplicación nacional, fueron publicadas el 19 de enero de 1962
en el Diario Oficial de la Federación. Un acuerdo presidencial, publicado
en el Diario Oficial del 14 de agosto de 1967, contribuyó a que se diera
un paso decisivo en el proceso de integración, al disponer la disolución y
liquidación de 19 empresas filiales de la C.F.E., incluyendo al grupo de
la Nueva Compañía Eléctrica de Chápala, y la industria eléctrica
mexicana, con sus divisiones, que en aquella época ya se habían
integrado a la C.F.E. De esta manera, el organismo tomó a su cargo la
responsabilidad directa del suministro de los servicios eléctricos de las
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
8
poblaciones que antes habían sido atendidas por las industrias de
referencia.
En 1970 se incorporaron a la CFE las empresas particulares
Hidroeléctricas El Salto en Durango, y la Nueva Empresa Eléctrica La
Resolana, en Jalisco. Por último, en 1972, la C.F.E. adquirió las
acciones de la Compañía de Servicios Públicos de Nogales, en Sonora,
que entonces era la única empresa privada importante que todavía
funcionaba
1.1.4.- LA CREACION DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO:
Se funda en 1902 y proporciona el servicio público de energía
eléctrica al Distrito Federal y a parte de los Estados de México, Hidalgo,
Morelos y Puebla, Incluidas ciudades capitales como Toluca, Pachuca y
Cuernavaca.
1903:
Se concesiona a The Mexican Light & Power Company, Ltd, la
explotación de las caídas de las aguas de los ríos de Tenango, Necaxa y
Xaltepuxtla.
1905:
The Mexican Light & Power Company, Ltd controla a las empresas: Cía.
Mexicana de Electricidad, Cía. Mexicana de Gas y Luz Eléctrica y Cía
Explotadora de las Fuerzas Eléctricas de San Idelfonso, que operaban en
su zona de influencia. De manera paralela, construía su planta de
Necaxa con seis unidades y una capacidad instalada de 31,500 KW. Así
con la absorción de las antiguas empresas dedicadas a atender las
necesidades de la capital de la República, The Mexican Light & Power
Company, Ltd, se alzaba en el Valle de México como una entidad
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
9
hegemónica de capital extranjero. El 6 de diciembre a las 15:00 horas se
transmite por primera ocasión y hasta la fecha, el fluido eléctrico de
Necaxa a la Ciudad de México.
1906:
The Mexican Light & Power Company, Ltd. Obtiene nuevas concesiones
del gobierno federal y de las autoridades de los estados de Puebla,
Hidalgo, México y Michoacán.
1933:
El 2 de diciembre, El Presidente Constitucional Substituto, general
Abelardo L. Rodríguez, envía al Congreso de la Unión, la iniciativa para
la creación de la Comisión Federal de Electricidad, el día 29 del mismo
mes y año, el Congreso de la Unión aprueba el proyecto de Decreto.
En los años treinta el crecimiento demográfico de la nación se aceleró.
Ya éramos veinte millones los pobladores en este país. Crecía la
población y con ella las demandas de servicios, entre otros el de energía
eléctrica, obligando a la Mexican Light and Power Co. a elevar la
capacidad de la planta de Necaxa y a modernizar las de Nonoalco y
Tepéxic. En esos años adquirió la planta hidroeléctrica del Río Alameda,
la Compañía de Luz y Fuerza de Toluca, la de Temascaltepec y la de
Cuernavaca.
1934:
El día 20 de enero, se publica en el Diario Oficial el Decreto para la
Creación de la Comisión Federal de Electricidad.
1937:
El Gral. Lázaro Cárdenas del Río, en su calidad de Presidente de la
República, con base en el Decreto del 29 de diciembre de 1933 promulga
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
10
la Ley para la creación de la Comisión Federal de Electricidad, que había
sido pospuesta por diversas circunstancias económicas y políticas.
1940-1941:
Se inicia el proceso de nacionalización de la industria eléctrica, de
acuerdo con la histórica Ley de 1937.
1949:
El Presidente de la República, Lic. Miguel Alemán, expide el Decreto que
hizo de la Comisión Federal de Electricidad un organismo público
descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio propio.
1960:
Se inicia la nacionalización de la industria eléctrica con la compra de las
empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El
gobierno adquirió en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de
The Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos
de esa empresa que ascendían a 78 millones de dólares. Por la suma de
70 millones de dólares obtuvo las acciones de la American and Foreign
Power Co. Posteriormente cerró la operación comprometiendo a ambas
empresas a invertir en México el dinero que recibieran para evitar una
excesiva exportación de divisas.
Con la compra de la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz
(denominación que adquirió The Mexican Light and Power Co.) y sus
filiales, la nación 19 plantas generadoras que servían al Distrito Federal
y a los estados de Puebla, México, Michoacán, Morelos e Hidalgo; 16
plantas hidráulicas (crear enlace) y 3 térmicas (crear enlace), cuya
capacidad instalada ascendía a 667,400 KW. 137 Km de línea de
transmisión de doble circuito trifásico en el sistema de 220 KW; 700
Km. Aproximadamente de líneas de transmisión y distribución de
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
11
circuitos trifásicos en sistemas de 20 KV; dos subestaciones
transformadoras de Cerro Gordo, México y El salto Puebla, conectadas a
la línea de 229 KV y con capacidad, en conjunto, de 400,000 KVA; 38
subestaciones receptoras conectadas a la red de transmisión de 85 y 60
KV, con capacidad de transformación de 1’000,000 KVA; gran número
de bancos de transformadores conectados a las redes de 44 y 20 KV en
diversos puntos del sistema, con una capacidad de 230,000 KVA; 4,500
Km. de líneas primarias de distribución de 6 KV (circuitos trifásicos);
11,000 transformadores de distribución con capacidad de 670,000 KVA;
y 6,800 Km., de líneas de baja tensión.
Plantas hidroeléctricas: Necaxa 115,000 KW; Patla 45,600 KW; Tezcapa
5,367 KW; Lerma 79,945 KW; Villada 1,280 KW; Fernández leal 1,280
KW; Tlilán 680 KW; Juandó 3,600 KW; Cañada 1,215 KW; Alameda
8,800 KW; las Fuentes264 KW; Temascaltepec 2,336 KW, Zictepec 384
KW; Zepayautla 664 KW y San Simón 1,770 KW.
Plantas termoeléctricas: Nonoalco 92,500 KW; Tacubaya 30,900 KW; y
Lechería 230,800 KW.
Además de los bienes citados la nación recibió el edificio situado en
la esquina de Melchor Ocampo y Marina Nacional de la Ciudad de
México y todos los demás inmuebles y muebles de las estaciones y
plantas termoeléctricas e hidroeléctricas, así como equipos y materiales
de oficina.
Ese año el entonces Presidente Adolfo López Mateos envió al senado
el proyecto de reforma al Artículo 27 constitucional (crear enlace), el
cual fue aprobado y publicado en el Diario Oficial el 23 de diciembre de
1960, quedando a partir de ese momento, consumada jurídica y
financieramente la nacionalización de la industria eléctrica.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
12
Decreto: "Artículo Único.- Se adiciona al párrafo sexto del Artículo 27 de
la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos el siguiente":
"Corresponde exclusivamente a la nación generar, conducir,
transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto
la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán
concesiones a los particulares y la nación aprovechará los bienes y
recursos naturales que se requieran para dichos fines".
1963:
Se cambia la denominación social del organismo al de Compañía de Luz
y Fuerza del Centro, S.A.
1974:
Se autoriza a la compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A., a realizar los
actos necesarios y procedentes para su disolución y liquidación.
1989:
Se reforma la Ley del Servicio Público de Energía (crear enlace),
previéndose que el Ejecutivo Federal disponga la constitución,
estructura y funcionamiento del servicio que venía proporcionando la
Compañía de Luz y Fuerza del Centro en liquidación.
Decreto del 21 de diciembre de 1989, publicado en el Diario Oficial de la
Federación del día 27 del mismo mes y año y que a la letra se
transcribe:
"DECRETO" por el que se reforma la Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica. Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados
Unidos Mexicanos.- Presidente de la República.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
13
CARLOS SALINAS DE GORTARI, Presidente de los Estados Unidos
Mexicanos, a sus habitantes, sabed:
Que el H. Congreso de la Unión, se ha servido dirigirme el siguiente:
DECRETO:
"EL CONGRESO DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS, DECRETA:
SE REFORMA LA LEY DEL SERVICIO PUBLICO DE ENERGIA
ELECTRICA.
ARTICULO UNICO.- Se reforma el Artículo Cuarto Transitorio de la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica para quedar como sigue:
ARTICULO CUARTO.- Las empresas concesionarias, entrarán o
continuarán en disolución y liquidación y prestarán el servicio hasta ser
totalmente liquidadas. Concluida la liquidación de la compañía de Luz y
Fuerza del Centro, S.A., y sus asociadas Compañía de Luz y Fuerza de
Pachuca, S.A., Compañía Mexicana Meridional de Fuerza, S.A., y
Compañía de Luz y Fuerza Eléctrica de Toluca, S.A., el ejecutivo
Federal, dispondrá la constitución de un organismo descentralizado con
personalidad jurídica y patrimonios propios, el cual tendrá a su cargo la
prestación del servicio que ha venido proporcionando dichas
Compañías. El Decreto de creación del organismo establecerá, con
arreglo a esta disposición, la estructura, organización y funciones que
tendrá el propio organismo ara el adecuado cumplimiento de sus fines".
1993:
Las demandas de la creciente población y el medio rural, fueron
determinando la necesidad de que el estado interviniera para dictar las
medidas administrativas a fin de que se creara un organismo que
proporcionara los servicios de energía eléctrica dando un sentido social
y más moderno a la electrificación.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
14
1994:
El 9 de febrero se crea por decreto presidencial el organismo
descentralizado Luz y Fuerza del Centro, con personalidad jurídica y
patrimonio propio.
1.2.- PROSPECTIVA 2007-2016.
La Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016 detalla la situación
internacional, la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, así
como el crecimiento esperado de la demanda y los requerimientos de
capacidad para los próximos diez años.
En 2005, el consumo mundial de energía eléctrica ascendió a
15,620 TWh, cifra 4.4% superior al valor registrado en 2004, mientras
que la capacidad creció en 3.8% respecto a este último año, al ubicarse
en 3,872 GW en 2005. En general, las centrales termoeléctricas
convencionales mantienen la mayor participación en la capacidad, a
excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear
predomina, o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de
centrales hidroeléctricas.
Las proyecciones energéticas internacionales indican que los
combustibles de mayor utilización en la generación de electricidad
seguirán siendo el carbón y el gas natural, mostrando este último el
mayor crecimiento hacia 2016. En el caso del carbón, dada la menor
volatilidad en sus precios, se espera que aumente su utilización en
diversos países, mientras que el gas natural continuará creciendo de
manera inversa al comportamiento esperado en el consumo de derivados
del petróleo, los cuales por razones de sustentabilidad ambiental,
paulatinamente disminuirán su participación en la generación mundial
de energía eléctrica.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
15
Los ordenamientos e instrumentos de regulación que rigen la
operación de los permisionarios de energía eléctrica en el 2006, se
registraron 580 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales el
90.2% se encuentra en operación, con una capacidad de 19,245 MW.
Esto representó un incremento de 14.5% en la capacidad en operación,
con 86 permisos más respecto al año anterior, debido principalmente al
otorgamiento de nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales
la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad instalada
en pequeña escala.
Los permisos en operación concentran el 82.0% de la capacidad
total autorizada, lo cual representa una mayor proporción respecto al
observado en 2005 (77.3%).
Este incremento obedece a la entrada en operación de algunos
proyectos de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad
autorizada al cierre de 2006 es la de producción independiente con
12,557 MW, lo cual representa el 53.5% respecto al total autorizado.
Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos vigentes es el
autoabastecimiento con 424, el cual concentra el 73.1% del total de
permisos vigentes, mientras que, en lo que a la cogeneración se refiere,
en ésta modalidad se concentra el 7.2% de los permisos.
El panorama histórico reciente del mercado eléctrico nacional, se
observa que el consumo nacional de energía eléctrica en 2006 aumentó
3.2% respecto al año anterior, para ubicarse en 197,435 GWh y
mostrando una tasa de crecimiento anual de 4.3% durante 1996-2006.
El número de usuarios de energía eléctrica atendidos por CFE y
LFC al cierre de 2006 se incrementó en 3.6%, proporcionando el servicio
a cerca de 31 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo 1996-
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
16
2006, las ventas internas de energía eléctrica han mostrado un
crecimiento de 3.7%, impulsado principalmente por los sectores
industrial y residencial.
La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a
diciembre de 2006 incluyendo exportación se ubicó en 56,337 MW,
mostrando un incremento de 4.6% respecto al año anterior. De esta
capacidad, CFE concentra el 66.5%, los productores independientes el
18.4%, LFC el 1.6%, mientras que el restante 13.5% está distribuido
entre las diferentes modalidades para generación de electricidad
vigentes. Destaca el hecho que de un total de 48,769 MW instalados en
el servicio público a diciembre de 2006, la participación de la tecnología
de ciclo combinado representó el 32.0% mientras que el ciclo
convencional aportó el 26.4% y las hidroeléctricas el 21.7%. Asimismo,
las centrales que utilizan carbón concentran el 9.6% del total.
En 2006, la generación bruta del servicio público se ubicó en
225,079 GWh, lo cual significó un incremento de 2.8% respecto al año
anterior. Las centrales que utilizan gas natural (ciclo combinado y
turbogás) aportaron el 41.1% de esta energía, mientras que las
termoeléctricas convencionales e hidroeléctricas lo hicieron con el 23.5%
y 13.5%, respectivamente. Esto repercute en una mayor utilización del
gas natural en la generación eléctrica, específicamente en lo que se
refiere a la tecnología de ciclo combinado, al pasar de 7.0% en 1996 a
40.5% de la generación total del servicio público en 2006.
Las estimaciones del consumo nacional de electricidad para el
periodo 2007-2016, indican una tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya
que se espera aumente de 208.3 TWh en 2007 a 318.4 TWh en 2016.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
17
Durante el mismo periodo, el programa de expansión de CFE
establece la instalación de una capacidad adicional de 21,268 MW la
cual está integrada por 5,082 MW de capacidad comprometida y 16,187
MW de capacidad no comprometida. Específicamente en el caso de LFC,
se completará la puesta en operación de 416 MW de tecnología turbogás
que al cierre de 2006 faltaba de incorporarse dentro de la puesta en
marcha del proyecto de generación distribuida. En suma, por parte del
servicio público, se instalarán 22,153 MW y se retirarán durante la
próxima década 5,867 MW de diversas unidades generadoras
actualmente en operación.
La capacidad instalada del servicio público pasará de 48,769 MW
en 2006 a 65,055 MW en 2016, lo cual refleja un incremento neto de
16,286 MW. Estas adiciones de capacidad serán realizadas con la
puesta en marcha de nuevas centrales de ciclo combinado que
actualmente se encuentran en construcción, así como de nuevos
proyectos que consideran la utilización más intensiva de carbón y
energías renovables.
Con referencia al cierre de 2006 se estima un ahorro equivalente a
22,200 GWh en consumo y poco más de 3,300 MW en capacidad
diferida, mientras que en 2016, se espera alcanzar un ahorro de 33,300
GWh y 5,864 MW. Asimismo, en el capítulo se presenta la metodología
de estimación de ahorros en consumo y demanda evitada de energía
eléctrica derivados de la aplicación del horario de verano en México.
1.2.1.- MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELECTRICA:
El marco regulatorio del sector eléctrico mexicano tiene como
fundamento los Artículos 25, 26, 27 párrafo sexto, 28, 73, 90, 108, 110,
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
18
123 en particular en su fracción XXXI y 134 de la Constitución Política
de los Estados Unidos Mexicanos.
Por su parte, los principales ordenamientos legales que regulan la
prestación del servicio público de energía eléctrica son:
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que es el
ordenamiento principal de esta materia, la cual regula propiamente la
prestación del servicio publico de energía eléctrica, así como la
organización y funcionamiento de la CFE, constituyéndose en su ley
orgánica
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, por cuanto se
refiere a la asignación de facultades de las secretarías de Estado
particularmente a la Secretaría de Energía y el reconocimiento y
ubicación estructural de las entidades paraestatales.
Ley de la Comisión Reguladora de Energía, que regula las
actividades y organización de dicha comisión así como sus facultades.
Además de los ordenamientos legales anteriormente señalados, en
materia nuclear el Artículo 27 Constitucional establece la exclusividad
de la nación en el aprovechamiento de los combustibles nucleares para
la generación de energía nuclear y la regulación de sus aplicaciones con
otros propósitos y determina que la energía nuclear solo podrá utilizarse
con fines pacíficos. Al respecto, el marco jurídico en materia nuclear
está definido por:
Ley Reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en materia nuclear.
Ley de responsabilidad civil por daños nucleares
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
19
1.2.1.1.- Modalidades de generación de energía eléctrica del sector
privado
De acuerdo a lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, las
modalidades bajo las cuales los particulares pueden invertir en la
generación e importación de energía eléctrica, están sujetas al previo
otorgamiento de un permiso por la CFE y consisten en lo siguiente:
Autoabastecimiento: Es la generación de energía eléctrica para fines
de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacer
las necesidades de personas físicas o morales y no resulte inconveniente
para el país.
Cogeneración:
Es la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u
otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas.
Es la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de
energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, Es la
producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando
combustibles producidos en los procesos de que se trate.
Para esta modalidad es necesario que la electricidad generada se
destine a la satisfacción de las necesidades de establecimientos
asociados a la cogeneración, entendidos por tales, los de las personas
físicas o morales que:
Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los combustibles
que dan lugar a los procesos base de la cogeneración, o Sean
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
20
copropietarios de las instalaciones o miembros de la sociedad
constituida para realizar el proyecto.
Producción independiente: Es la generación de energía eléctrica
proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada
exclusivamente a su venta a la CFE o a la exportación.
Pequeña producción: Es la generación de energía eléctrica
destinada a:
La venta a la CFE de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo
caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor de 30
MW en un área determinada.
El autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas
aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los
proyectos no podrán exceder de 1 MW.
La exportación, dentro del límite máximo de 30 MW.
Exportación: Es la generación de energía eléctrica para destinarse a
la exportación, a través de proyectos de cogeneración, producción
independiente y pequeña producción, que cumplan las disposiciones
legales y reglamentarias aplicables según los casos. Los permisionarios
en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorio nacional la
energía eléctrica generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para
realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate.
Importación: Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de
plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos
jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía
eléctrica y el consumidor de a misma.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
21
La participación de las modalidades de generación eléctrica se ha
incrementado en los últimos años, especialmente el esquema de
producción independiente de energía, el cual en 2006 representó el
25.4% de la generación total de energía eléctrica del servicio público.
1.2.2.- INSTRUMENTOS REGULATORIOS:
Como un mecanismo facilitador para la participación de
particulares en la generación de electricidad, el marco regulatorio
cuenta con instrumentos de regulación que permiten que los
permisionarios puedan solicitar a los suministradores la interconexión
al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La factibilidad de poder
interconectarse con la red del servicio público, así como la certeza de
contar con energía eléctrica de respaldo y la posibilidad de entregar
excedentes a la CFE o LFC, le provee a los permisionarios una mayor
flexibilidad en sus operaciones de generación e importación de energía
eléctrica. Los instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de
energía firme como fuentes de energía renovable, además de contratos
de interconexión para permisionarios de importación y compraventa de
energía eléctrica.
Las funciones de regulación en lo referente a la energía eléctrica se
asignaron a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) con el objetivo
principal de regular de manera transparente, imparcial y eficiente la
industria; a fin de promover la inversión productiva y garantizar un
suministro confiable a precios competitivos en beneficio de los usuarios.
La ley vigente de este órgano desconcentrado establece las
siguientes atribuciones:
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
22
• Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de
generación e importación de energía eléctrica y los suministradores del
servicio público (Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza
del Centro (LFC)).
• Participar en la determinación de las tarifas para el suministro y venta
de energía eléctrica.
• Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones que, conforme a las
disposiciones legales aplicables, se requieren para la realización de las
actividades reguladas.
• Aprobar modelos de convenios y contratos de adhesión para la
realización de las actividades reguladas.
Los permisionarios, en las modalidades mencionadas, a través de los
contratos y convenios pueden solicitar a los suministradores la
interconexión de la central de generación al Sistema Eléctrico Nacional
para respaldar su generación de energía eléctrica, para transmitirla a
los centros de carga o para entregar sus excedentes de energía.
1.2.3.- NORMATIVIDAD ECOLOGICA EN LA INDUSTRIA ELECTRICA:
Las normas oficiales mexicanas en materia eléctrica son:
NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización), tiene
como objetivo establecer las especificaciones y lineamientos de carácter
técnico que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la utilización
de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan condiciones adecuadas de
seguridad para las personas y sus propiedades, en lo referente a la
protección contra:
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
23
• Los choques eléctricos,
• Los efectos térmicos,
• Sobrecorrientes,
• Las corrientes de falla y
• Sobretensiones.
El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta norma
garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura.
NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad y eficiencia
energética para transformadores de distribución, que precisamente
establece los requisitos de seguridad y eficiencia que deben de cumplir
los transformadores de distribución.
Las Normas Oficiales Mexicanas en materia ecológica que aplican al
sector eléctrico están referidas al control de niveles máximos permisibles
de emisión a la atmósfera (humos, partículas suspendidas, bióxido de
azufre y óxidos de nitrógeno). Además, establecen la regulación por
zonas y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que
utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.
Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales
incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México, Guadalajara
y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los corredores industriales:
Zonas Metropolitanas:
1. México D.F.
2. Monterrey, Nuevo León.
3. Guadalajara, Jalisco.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
24
Ciudades fronterizas:
4. Tijuana, Baja California.
5. Cd. Juárez, Chihuahua.
Corredores industriales:
6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz.
7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato.
8. Tula-Vito-Apasco, en los estados de Hidalgo y México.
9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas.
Las principales NOM´s que determinan la normatividad ecológica en la
industria eléctrica son:
NOM-085-ecol-1994. Regula, por zonas y por capacidad, los niveles
máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas
suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno,
provenientes del equipo de combustión de fuentes fijas que utilizan
combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Modificada en 1997 y desde el
2000 en revisión por las autoridades del medio ambiente y energéticas
del país, con objeto de incluir a las nuevas centrales eléctricas.
NOM-cca-001-ecol/96. Establece los límites máximos permisibles
de contaminantes en las descargas de aguas residuales a cuerpos
receptores provenientes de las centrales termoeléctricas convencionales.
NOM-113-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección
ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y
mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de
distribución.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
25
NOM-114-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección
ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y
mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica.
Asimismo, se tienen 16 normas de eficiencia energética vigentes que
regulan los consumos de energía eléctrica de equipos y sistemas que
ofrecen un potencial de ahorro y, cuatro proyectos de normas en
proceso de elaboración
1.2.4.- CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD:
El consumo nacional de electricidad se integra por dos
componentes:
i) Las ventas internas de energía eléctrica, las cuales consideran la
energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector
público, incluyendo a los productores independientes de energía.
ii) El autoabastecimiento, que incluye a los permisionarios de
autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos e
importación de electricidad.
El consumo nacional de energía eléctrica en 2006 ascendió a
197,435 GWh, lo que representó un crecimiento de 3.2% respecto a
2005, variación menor a la observada durante 2004-2005, la cual fue de
4.0%. No obstante que el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB)
en 2006 fue de 4.7%, las ventas internas de energía eléctrica reflejaron
un menor dinamismo respecto al PIB al incrementarse en 3.3% respecto
al año previo, ubicándose así en 175,371 GWh. Este comportamiento
también se observó en el autoabastecimiento, al crecer en 2.2% en
comparación al crecimiento de 5.5% registrado durante 2005.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
26
En términos generales, el comportamiento de las ventas totales de
energía eléctrica se encuentra altamente correlacionado, en forma
positiva, con el ritmo de actividad económica, lo cual implica que ante
incrementos en el PIB, el consumo de energía eléctrica aumenta también
aunque en mayor magnitud
En general, el consumo nacional de energía eléctrica crece más
rápido que el PIB, sin embargo en 2006 se presentó una situación poco
común, en la cual el crecimiento del consumo de electricidad fue de
menor magnitud en comparación con el crecimiento del PIB, lo cual
derivó de un menor consumo de electricidad en la gran industria
principalmente, así como de menor crecimiento en el sector comercial y
una reducción en el consumo del sector agrícola respecto a 2005.
Por otra parte, el comportamiento del PIB en 2006 se explica por
un mayor dinamismo en la industria manufacturera, la cual creció en
4.9% y dentro de ésta, la división de productos metálicos, maquinaria y
equipo, mostró un crecimiento de 10.5%, mientras que la industria de la
construcción registró un incremento de 5.8%.
1.2.5.- PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL:
Desde el punto de vista del destino final de la energía eléctrica
generada, el SEN está conformado por dos sectores, el público y el
privado. El sector público se integra por CFE, LFC y las centrales
construidas por los Productores Independientes de Energía (PIE), éstos
últimos entregan la totalidad de su energía a CFE para el servicio
público de energía eléctrica.
Por otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de
cogeneración, autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
27
modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia en
diversos sectores, tal es el caso del industrial, comercial y
particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado un
importante incremento en la capacidad instalada durante los últimos
años, específicamente durante 2005 y 2006.
En términos generales, la infraestructura del SEN se conforma de
las fases: generación, transformación y transmisión en alta tensión,
distribución en media y baja tensión, así como ventas a usuarios
finales, que incluye procesos de medición y facturación.
Capacidad instalada en el SEN De la capacidad instalada nacional,
48,769 MW11 corresponden al servicio público y 7,569 MW a los
permisionarios. La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre
de 2006 incluyendo exportación fue de 56,337 MW, lo que representó
un incremento de 4.6% respecto a 2005. Del total instalado, destaca el
incremento de capacidad efectiva contratada por CFE a productores
independientes al pasar de 8,251 MW a 10,387 MW, con la entrada en
operación de las centrales Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V,
ubicadas en los estados de Yucatán, Veracruz y Tamaulipas,
respectivamente. Por otro lado el autoabastecimiento mostró un
crecimiento menor respecto a 2005, pese a que aún se observa un
dinamismo importante en el número de permisos otorgados al sector
servicios para generación de electricidad en horario punta.
En términos de participación porcentual, al cierre de 2006 CFE
representó el 66.5% y LFC el 1.6% del total instalado (véase gráfica
siguiente). Enseguida en orden de magnitud se encuentran los
productores independientes, que registraron una participación del
18.4%12. El sector privado bajo las figuras de autoabastecimiento y
cogeneración contribuye con el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
28
que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidad
representa el 2.4%.
1.2.6.- ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS
La trayectoria del consumo y la demanda de energía eléctrica para
los próximos diez años está estimada con base en supuestos
macroeconómicos y considerando la evolución reciente del sector
eléctrico. Además de las estimaciones basadas en modelos
econométricos, se utilizan estudios regionales por parte de CFE que
consideran cuatro aspectos principales:
1. Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala
regional.
2. Cargas específicas de importancia regional y nacional.
3. Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e
investigaciones particulares del mercado regional.
4. Estimaciones de capacidad y generación de electricidad de los
proyectos de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad
de realización.
El análisis de éstos y otros aspectos del mercado eléctrico, es de
gran importancia para establecer las estimaciones de la trayectoria
futura de la demanda y el consumo de electricidad para el periodo 2007-
2016. De esta forma, se puede contar con elementos que permitan
realizar una planeación integral de la expansión de la capacidad de
generación, transmisión, transformación y distribución de energía
eléctrica para el periodo de análisis. En los siguientes apartados se
mencionan los supuestos utilizados para la estimación del consumo y
demanda de energía eléctrica.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
29
a) Escenarios macroeconómicos
Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios
macroeconómicos que consideran niveles de desempeño de la actividad
económica durante el periodo de proyección. La variable que engloba los
componentes de la demanda agregada es el Producto Interno Bruto
(PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de análisis: bajo,
alto y de planeación. Este último es el utilizado para estimar los niveles
y trayectorias por sector y región del consumo nacional de electricidad
para el periodo.
Cabe mencionar que el crecimiento económico estimado para el
ejercicio de planeación se ha sometido a ciertos ajustes de acuerdo con
la reciente evolución de la economía, por lo que resultan ligeramente
más bajos con respecto a la prospectiva anterior
b) Precios de la energía eléctrica
Los precios de la electricidad están en función de los escenarios
macroeconómicos anteriormente mencionados, así como de las políticas
tarifarias que el gobierno federal ponga en marcha durante los años
siguientes. Asimismo, dichos precios son inherentes a sus componentes
como son el precio de los combustibles y la inflación. Estos
componentes de igual manera, están ligados a los escenarios previstos
del ritmo de la actividad económica.
c) Precio de los combustibles
La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que
constituyen la parte más significativa del costo de generación) es
diferente para cada escenario, tanto en dólares como en pesos, debido a
las diferentes estimaciones de índices de inflación y tipo de cambio.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
30
En el caso del gas natural, en esta Prospectiva se considera que el
precio del combustible disminuye en –0.7% y –3.0% para los escenarios
planeación y bajo, respectivamente, mientras que en el escenario alto el
precio aumenta en 1.6% durante el periodo.
d) Población y vivienda
Considerando el crecimiento de la población para los próximos diez
años estimado por el Consejo Nacional de Población (CONAPO), se
proyecta una tasa media anual de crecimiento de 0.9% y para el caso de
las viviendas de 2.8% anual en promedio.
e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración
Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas de
acuerdo a los trabajos que realiza año con año el Grupo de Trabajo de
Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. En este
Grupo se analizaron los proyectos de autogeneración con mayor
probabilidad a realizarse, tanto de empresas públicas como del sector
privado, destacando por su capacidad a instalar e importancia
estratégica los proyectos de Nuevo Pemex, GDC Generadora y los
proyectos eólicos de temporada abierta en el Istmo de Tehuantepec.
f) Otros supuestos
A los elementos anteriores se añade la implantación de nuevas
tecnologías para el uso más eficiente de la electricidad, tal y como
acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial con la
introducción y difusión de diversos equipos y dispositivos para el ahorro
de energía. También se han tomado en cuenta los ahorros obtenidos por
la aplicación de normas de eficiencia energética, así como de programas
de ahorro de energía como el horario de verano.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
31
1.2.7.- PRONÓSTICO DEL CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA
ELÉCTRICA 2007-2016
En forma consistente con el ritmo de actividad económica
considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó
anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima que el
consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016 muestre
una tasa de crecimiento anual de 4.8%. El incremento esperado en el
consumo es de alrededor de 121 TWh al pasar de 197.4 TWh en 2006 a
318.4 TWh en 2016.
Este crecimiento estará impulsado principalmente por las ventas
del servicio público, que se estima crecerán con un ritmo de 5.1% en
promedio anual. Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas
por tipo de usuarios, entre las cuales el sector industrial es de gran
relevancia debido a su participación mayoritaria en las ventas totales,
mismas que en 2006 ascendieron a 58.8% y se estima que alcancen una
participación de 59.8% en 2016.
En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde 2004 en que
entraron en operación dos grandes sociedades de autoabastecimiento en
la región Centro-Occidente del país, no se había estimado la realización
de nuevos proyectos privados de gran capacidad, sin embargo, para esta
Prospectiva 2007-2016 se ha considerado la entrada en operación del
proyecto GDC Generadora con 480 MW y los proyectos eólicos de
temporada abierta.
Si bien el crecimiento esperado en las ventas de energía eléctrica ha
sido ajustado a la baja en años recientes, se estima que las ventas
internas sigan una tendencia al alza como resultado de factores muy
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
32
importantes como son el ritmo de crecimiento económico y el
crecimiento poblacional.
Específicamente, los sectores residencial, comercial y de servicios
que integran el denominado desarrollo normal, crecerán anualmente
5.2% en conjunto.
Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola tendrán un
crecimiento medio anual de 1.8%, el cual representa el menor
dinamismo sectorial.
Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector
industrial concentra la mayor participación en las ventas internas. Se
estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente a un ritmo
de 5.3% en promedio anual.
Esta variación responde principalmente a la dinámica esperada de
la gran industria, la cual se proyecta que crecerá en 6.7% para 2006-
2016, mientras que la empresa mediana aumentará en 4.5%.
1.2.8.- EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
La planeación de la expansión del sistema eléctrico responde a las
estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica para los
próximos diez años. El programa considera dos tipos de requerimientos:
1. Capacidad en construcción ó licitación
2. Capacidad adicional: capacidad futura que se licitará en función de
su fecha programada de operación
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
33
La planeación de la capacidad adicional necesaria para satisfacer la
demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años se realiza
con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes
configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de
generación y transmisión que logran el menor costo total de largo plazo.
Asimismo, el programa de expansión de capacidad considera la
anticipación necesaria para su planeación acorde con el tiempo de
maduración de cada proyecto.
Desde la construcción de una nueva central generadora hasta su
entrada en operación comercial, transcurren de cuatro a seis años.
Asimismo, en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de
tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva
infraestructura.
Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta otros
elementos como son: la configuración del sistema de generación (retiros
de unidades, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la
red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas:
Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur.
Es importante señalar que en estudios recientes, se concluyó la
conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja
California al SEN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión
aportará, entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de
punta del sistema Baja California a partir de recursos de generación del
SEN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar
al SEN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y
ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la
demanda entre los dos sistemas.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
34
Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en
infraestructura de generación y de producción totales. Además, el enlace
de Baja California al SEN abrirá nuevas oportunidades para efectuar
transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas
del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas
eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para
2011.
Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema de
Baja California Sur al SEN. Un beneficio importante será el de posponer
o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que
requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además
del beneficio ambiental derivado de esta alternativa.
1.2.9.- PROGRAMA DE EXPANSIÓN
El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del
servicio público (CFE y LFC) y la proyección de adiciones de capacidad
de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración. Estas
adiciones de capacidad de permisionarios dentro del marco regulatorio
vigente, permiten por una parte, el aprovechamiento del potencial de
generación de electricidad en varios sectores así como en diferentes
ramas industriales7 que por las características de sus procesos, ofrecen
posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra
parte, le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes de
suministro de energía eléctrica.
Durante el periodo 2007-2016, el programa de expansión de CFE
requerirá adiciones de capacidad por 21,737 MW de los cuales, se
tienen 5,082 MW de capacidad terminada, en construcción o licitación
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
35
y 16,656 MW de capacidad adicional en proyectos que aún no se han
licitado.
Adicionalmente, el programa de LFC completará la puesta en
operación del proyecto de generación distribuida en la región Centro del
país, el cual adiciona 416 MW de capacidad. En suma, por parte del
servicio público se adicionarán 22,153 MW durante el periodo.
Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de
autoabastecimiento remoto y cogeneración de 2,581 MW, considerando
los proyectos del sector privado al igual que del servicio público,
específicamente Pemex con el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex
con 304 MW de autoabastecimiento remoto, así como los proyectos
eólicos de temporada abierta.
Hacia 2016 se prevé realizar retiros de capacidad obsoleta e
ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 5,867 MW
1.2.10.- EVOLUCION ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE
TRANSMISION DE LA RED.
Evolución de la red nacional de transmisión Las adiciones de
capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda
esperada a costo mínimo se determinan con base en los siguientes
criterios:
Seguridad.- capacidad para mantener operando en sincronismo las
unidades generadoras, inmediatamente después de una contingencia
crítica de generación o transmisión.
Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los
rangos aceptables.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
36
Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la energía que no es
posible suministrar debido a posibles fallas de los elementos del
sistema.
Economía.- reducción de los costos de operación del sistema eléctrico.
Los proyectos a incorporar a la red de transmisión se evalúan
mediante modelos probabilísticos y determinísticos que permiten
calcular los costos de producción y los parámetros del comportamiento
eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como índices de
confiabilidad.
De acuerdo con el programa de transmisión de mediano plazo se
tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico 13,168 km de líneas en
niveles de tensión de 69 kV a 400 kV y 29,302 MVA en subestaciones
reductoras para el periodo 2007-2011.
Los principales enlaces internos y externos a las áreas de control
integrantes del SEN, que incrementan la capacidad de transmisión entre
las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros
de consumo, para el periodo 2007-2011.
Esto ilustra la capacidad de transmisión a través de los enlaces
entre las regiones del SEN durante 2007- 2011, en condiciones de
operación normal del sistema.
Asimismo, la evolución de la capacidad de transmisión entre
enlaces en condiciones de demanda máxima del sistema.
La utilización máxima de los enlaces se debe principalmente a
operaciones de mantenimiento en las unidades generadoras, la salida
forzada de elementos de generación y/o transmisión, así como a
condiciones de demanda máxima del sistema.
CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL
37
Los principales proyectos de transmisión, transformación y
compensación, respectivamente, considerados para el periodo 2007-
2011.
Es importante destacar los proyectos de interconexión México-
Guatemala a través de la línea de transmisión Tapachula Potencia-
Suchiate, así como entre México y EUA por medio de los enlaces Ciudad
Industrial-Laredo y Cumbres-Sharyland. Estos proyectos facilitarán el
apoyo durante emergencias e incrementarán la confiabilidad de la
operación. Asimismo, permitirán la participación de México en diversos
mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
38
CAPÍTULO 2
“CONCEPTOS BASICOS”
2.1 SISTEMA ELECTRICO NACIONAL
Las fuerzas de mercado, la escasez de recursos naturales, y la
creciente demanda de electricidad son algunas de las causas por las
cuales se requiere un cambio en los sistemas de transmisión y
distribución.
Frente a los antecedentes de una rápida evolución, la expansión de
programas de muchas utilidades han sido frustrados por una variedad
de bien fundados temas como son: ambientales, uso de suelo, y una
presión regulatoria, lo cual evita licencias para la construcción de
nuevas líneas de transmisión y plantas de generación de electricidad.
Con un análisis profundo de las opciones disponibles para
maximizar las cualidades de los medios de transmisión existentes, para
obtener altos niveles de confiabilidad y estabilidad, se ha apuntado en la
dirección de la electrónica de potencia.
Independientemente de la estructura del sistema de potencia, los
flujos de potencia a través de la red son distribuidos como una función
de la impedancia de la línea de transmisión, una línea de transmisión
con baja impedancia permite bloques mayores de flujo de potencia a
través de ella, que los de una línea con alta impedancia.
Esto no es siempre el resultado mas deseado porque a menudo esto
da un aumento de los problemas operacionales, y el trabajo de un
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
39
operador de sistema es intervenir para tratar de lograr una
redistribución del flujo de potencia pero con limitaciones de éxito.
2.2 TENSIONES NORMALIZADAS
La norma mexicana NMX-J-98 establece los valores de tensiones
eléctricas de servicio, nominales de sistema y nominales de utilización,
en sistemas eléctricos de potencia así como las tolerancias de operación
para dichos valores, con objeto de:
a) Establecer tensiones eléctricas nominales normalizadas y sus
tolerancias para la operación de sistemas eléctricos.
b) Establecer una clasificación de tensiones eléctricas normalizadas
para equipos y sus tolerancias.
c) Establecer una nomenclatura uniforme, en cuanto a la
terminología utilizada para las tensiones eléctricas.
d) Lograr un mejor conocimiento de las tensiones eléctricas
asociadas con sistemas eléctricos, a fin de lograr una operación y diseño
económicos.
e) Coordinar las tensiones eléctricas del sistema con las de servicio
y utilización, así como sus tolerancias.
f) Establecer las bases para el desarrollo y diseño de equipo, a fin
de lograr una mejor armonización conforme a las necesidades de los
usuarios.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
40
g) Proveer una guía, para la selección de tensiones eléctricas de
nuevos sistemas eléctricos y para cambios en los existentes.
2.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS TENSIONES NORMAILIZADAS
Por nivel de tensión eléctrica del sistema, las tensiones eléctricas
normalizadas se clasifican en:
- Baja tensión, desde 100 V hasta 1 000 V;
- Media tensión, mayor de 1 000 V hasta 34,5 kV;
- Alta tensión, mayor de 34,5 kV hasta 230 kV; y
- Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
Por su uso las tensiones eléctricas se clasifican en:
- Tensiones eléctricas preferentes;
- Tensiones eléctricas restringidas; y
- Tensiones eléctricas congeladas
Tensiones eléctricas. Las tensiones eléctricas consideradas deben
ser aquellas a las que funcionan los circuitos. La tensión eléctrica
nominal de un equipo eléctrico no debe ser inferior a la nominal del
circuito al que está conectado.
Tensión eléctrica nominal. Es el valor asignado a un sistema,
parte de un sistema, un equipo o a cualquier otro elemento y al cual se
refieren ciertas características de operación o comportamiento de éstos.
Tensión eléctrica nominal del sistema. Es el valor asignado a un
sistema eléctrico. Como ejemplos de tensiones normalizadas, se tienen:
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
41
120/240 V; 220Y/127 V; 480Y/277 V; 480 V como valores
preferentes
2400 V como de uso restringido
440 V como valor congelado
La tensión eléctrica nominal de un sistema es el valor cercano al
nivel de tensión al cual opera normalmente el sistema. Debido a
contingencias de operación, el sistema opera generalmente a niveles de
tensión del orden de 10% por debajo de la tensión eléctrica nominal del
sistema para la cual los componentes del sistema están diseñados.
2.2.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN ELÉCTRICA NORMALIZADA
Cuando un sistema nuevo es construido o cuando un nivel nuevo
de tensión eléctrica se integra a un existente debe seleccionarse uno o
más de los sistemas preferentes de tensión eléctrica nominal de la tabla
2.1 La selección lógica y económica depende de varios factores, tales
como el tipo y el tamaño del sistema.
Para cualquier tensión eléctrica nominal de sistema, las tensiones
eléctricas reales existentes en varios puntos y tiempos de cualquier
sistema eléctrico, se recomienda que estén comprendidas dentro de las
tolerancias dadas en la tabla 2.1.
El diseño y operación de sistemas eléctricos y el diseño de equipos
alimentados por tales sistemas deben coordinarse con respecto a estas
tensiones eléctricas de tal forma que los equipos funcionen
satisfactoriamente en la banda de tensiones de utilización que se
encuentran en el sistema.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
42
Tabla 2.1 Tensiones Normalizadas
2.3 CLASIFICACION DE SUBESTACIONES
2.3.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA
Debido a que la tensión de generación en una central eléctrica es
relativamente baja y su ubicación bastante lejana de los centros de
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
43
consumo, el transporte de energía eléctrica a estos niveles resulta
demasiado costoso. Para que el costo del transporte sea razonable es
necesario elevar la tensión a un nivel alto que depende de varios factores
como: la potencia a transmitir, la longitud de la línea, las perdidas, etc.;
en nuestro medio estos niveles pueden ser 115 kV o 230 kV. Dicha
operación se efectuara en una instalación que se denomina en general
estación Transformadora Primaria o Subestación Primaria; una vez
hecha la conducción por las líneas de transmisión de esta potencia
requiriéndose de Subestaciones Distribuidoras, que reduce el voltaje a
13.5 kV.
Figura 2.1 Sistemas de Generación y Consumo de Energía Eléctrica
Algunas veces se enlazan sistemas por medio de Subestaciones de
Interconexión. Finalmente se reduce el voltaje a un valor adecuado para
los centros de consumo en unas casetas de transformación, cuyo
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
44
elemento principal es el Transformador de Distribución. En ocasiones se
tienen un nivel intermedio denominado Subtrasmisión.
En la figura 2.1 se presenta un sistema eléctrico con centros de
producción y de consumo de la energía, así como los puntos donde la
energía sufre cambios en los niveles de voltaje de acuerdo al tipo de
subestación requerido.
2.3.2 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES
Características tales como flexibilidad, confiabilidad, seguridad, y
modularidad, determinan la forma de una subestación, y se define de la
forma siguiente:
• Flexibilidad:
La flexibilidad es la propiedad de la instalación para acomodarse a
las diferentes condiciones que se puedan presentar, bien sea por
mantenimiento, por cambios en el sistema o por fallas.
• Confiabilidad:
La confiabilidad se define como la propiedad de que una
subestación pueda mantener el suministro de energía, bajo la condición
que al menos un componente de la subestación pueda reparase durante
la operación.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
45
• Seguridad:
La seguridad es la propiedad de una instalación de opera
adecuadamente bajo condiciones normales y anormales de manera que
se evite el daño en los equipos o riesgos para las personas.
• Modularidad:
Es la facilidad que tiene una subestación para cambiar de
configuración cuando sus necesidades o el sistema lo requiera.
Estas características pueden conjugarse en el momento de decidir
la configuración de una subestación, dependiendo de la ubicación de
esta dentro del sistema de potencia, de acuerdo con su función o pro
capacidad. Si la subestación es de una capacidad e importancia tales
que su salida del sistema de potencia produzca suspensiones y
problemas de racionamiento en todo este, entonces la subestación
requiere de un alto grado de seguridad. Si la subestación tiene un gran
número de circuitos y ellos pertenecen a diferentes sistemas, dicha
subestación requiere de un alto grado de flexibilidad. Si la subestación
tiene como objetivo primordial el suministro de energía la necesidad
principal de esta subestación es la confiabilidad.
2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES SUBESTACIÓN CONVENCIONAL: Es del tipo exterior pero la instalación
de su equipo es abierta, sin que nada los proteja.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
46
Figura 2.2 Subestación Convencional
ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES
CONVENCIONALES
Las Subestaciones del tipo convencional en ellas se encuentran además
de las estructuras y soportes que facilitan la llegada y salida de las
líneas, un conjunto denominado "elementos principales de la
subestación". Estos elementos se clasifican en 3 categorías así:
• Equipo de campo
• Equipo de tablero
• Servicios auxiliares
A) Equipo de Campo: Son elementos constitutivos del sistema de
potencia que se encuentran instalados en el patio de conexiones,
generalmente a la intemperie, estando expuestos a las condiciones
ambientales. Son estos:
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
47
• Transformador de Corriente (TC)
• Transformador de Potencial (TP)
• Transformador de Potencia
• Interruptor (I)
• Seccionador (S)
• Pararrayos (P)
• Trampa de onda (T.O)
• Herrajes y Estructuras.
El espacio ocupado por el conjunto de equipos pertenecientes a una
misma salida de la subestación se denomina "Campo" o "Bahía", por
ejemplo Campo de Línea, Bahía de Transformador, etc.
B) Equipos de tablero: Son todos los elementos de control, medición y
protección, indicadores luminosos y alarmas, instalados en la casa de
control y soportados por los tableros de la subestación. Su función es
facilitar la supervisión y manejo de la subestación, por parte del
operador.
C) Servicios auxiliares: Son todo el conjunto de instalaciones formadas
por las fuentes de alimentación de corriente continua y de corriente
alterna, de baja tensión que se utilizan para energizar los sistemas de
control, protección, señalización, alarmas y alumbrado de una
subestación, así como el sistema contra incendio. Las partes del sistema
auxiliar son las siguientes:
Servicio de DC: Interruptores, tableros, baterías, alumbrado de
emergencia, cargadores.
Servicio AC: Calefacción, alumbrado, aire acondicionado, ventilación,
sistemas contra incendio, etc.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
48
Otros
• Caseta de control
• Malla de tierra
• Sistema de apantallamiento.
SUBESTACIÓN ENCAPSULADA: Es una subestación cuyas partes vivas
y equipos que soportan tensión están contenidos dentro de envolventes
metálicos. Por ejemplo las Subestaciones encapsuladas en SF6.
Figura 2.3 Subestaciones Encapsuladas
Las Subestaciones en SF6 tienen sus partes bajo tensión aisladas
en gas hexafloruro de azufre (SF6).
Cada equipo de alta tensión, incluyendo las barras principales o
colectoras, está encapsulado independientemente en un compartimiento
metálico provisto de un ambiente de gas SF6 a presión mayor que la
atmosférica. Se forman así módulos individuales por equipo, que luego
se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar
distintas configuraciones.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
49
Los módulos individuales corresponden a:
-Módulo de juego de barras principales o colectoras.
-Módulo de interruptor.
-Módulo de seccionador de barras.
-Módulo de seccionador de línea.
-Módulo de seccionador de puesta a tierra.
-Módulo de seccionador de aislamiento.
-Módulo de transformador de corriente.
-Módulo de transformador de tensión.
-Módulo de transformador de tensión de barras.
-Módulo de descargador de sobretensiones.
-Módulo de prolongación (recto, ángulo).
-Módulo de empalme con cable subterráneo.
-Módulo de empalme con línea aérea.
-Módulo de empalme con máquinas (transformador/autotransformador
de potencia, reactor, etc.).
Los distintos módulos de equipos y juegos de barras principales o
colectoras se conectan entre sí utilizando bridas selladas y atornilladas.
Entre módulos se utilizan aisladores cónicos de resina que a la vez que
soportan las barras conductoras, ofrecen una barrera estanca al gas SF
6. Se evita así la contaminación del gas en toda la Subestación en los
casos de apertura de interruptores sobre fallas, al tiempo que también
evitan la propagación de una falla al resto de la Subestación.
Módulos de juego de barras (barras principales o colectoras)
Están formadas por una barra conductora de aluminio o cobre, de
sección circular y soportada por aisladores situados a lo largo de la
envolvente metálica. El volumen entre la barra conductora y su
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
50
envolvente permanece con gas SF6 a presión mayor que la atmosférica
(distintos valores según cada fabricante).
Módulos de interruptores
Los interruptores utilizados en las subestaciones en SF6 modernas
utilizan el mismo principio que los interruptores utilizados en auto
compresión.
Módulos de transformadores de medición
Los transformadores de corriente son de tipo inductivo y se pueden
instalar en cualquier punto de la subestación en SF6, ya que su
primario está constituido por la barra conductora de alta tensión.
Los transformadores de tensión pueden ser de tipo inductivo o
capacitivo, siempre inmersos en una atmósfera de gas SF6.
Los terminales secundarios de los transformadores de medición se
extraen de la envoltura metálica a través de una placa de paso
perfectamente estanca al gas, quedando eléctricamente accesibles en la
caja de bornes, lugar desde donde, además, se pueden cambiar las
relaciones de transformación en el caso de los transformadores de
corriente.
Módulos de descargadores de sobretensiones
Pueden instalarse en módulos aislados en gas SF6 que forman
parte integrante de la Subestación en SF6.
Los descargadores de sobretensiones -de óxido de zinc- tienen en su
envoltura metálica un registro que permite abrir la barra conductora
interna para realizar ensayos de la Subestación. Por la parte inferior,
además de la existencia de terminales para el monitoreo del gas, se
instalan los dispositivos de control propios.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
51
Módulos de empalme
Los módulos de empalme o conexión unen los campos (celdas) de
las Subestaciones en SF6 con otros equipos externos: líneas aéreas,
transformadores de potencia o reactores, cables subterráneos, etc.
Permiten junto con los módulos de unión o prolongación rectos, en
ángulo, en “T”, etc.
Los módulos de empalme o conexión para transformadores
(autotransformadores, reactores) de potencia son del tipo gas / aceite.
Tableros de control y comando, protecciones y mediciones
Normalmente, los tableros de baja tensión de comando y control,
protecciones y mediciones, se disponen en el frente de cada campo
(celda) adosado al mismo o, pasillo por medio, enfrentados, pero siempre
en forma individual por campo (celda). También las protecciones y
mediciones, juntas o por separado, pueden disponerse en tableros
específicos ubicados en otras salas. Asimismo, el control y comando de
toda la Subestación SF6 se los puede centralizar en una sala de control
general.
Cualquiera sea el criterio que se utilice para la ubicación de estos
tableros de comando y control, protecciones y mediciones, deberá
preverse que en los sistemas de alta tensión es de uso corriente que
toda la Subestación pueda controlarse en forma remota.
De este modo, generalmente se establecen tres niveles de comando
y control:
-Local, desde cada campo (celda), bien sea el tablero respectivo adosado
a éste o enfrentado pasillo por medio.
-Remoto desde la sala de control general ubicada en el mismo edificio.
-Remoto desde un centro de despacho de cargas regional y/o nacional.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
52
SUBESTACIÓN MÓVIL: Se caracteriza porque todo el conjunto de
equipos esta instalado sobre un remolque. Su objetivo básico es el de
ser utilizado bajo circunstancias de emergencia, en cualquier punto del
sistema.
Las subestaciones móviles son utilizadas por las diferentes
compañías eléctricas en el mundo para mejorar la flexibilidad y
confiabilidad de sus redes eléctricas en función de los requerimientos de
demanda y tomar carga de subestaciones fijas que requieren
mantenimiento y suministro de energía adicional en los horarios pico.
Estas subestaciones están equipadas sobre plataformas de trailer y
su instalación y puesta en servicio se puede realizar en cuestión de 4
semanas.
La instalación de las subestaciones obedece a que la demanda de
energía eléctrica de Luz y Fuerza del Centro creció mas allá de lo
pronosticado en los últimos años afectando a la capacidad instalada,
debido a la construcción repentina de muchos fraccionamientos
comerciales e industriales dentro de la zona metropolitana de la Ciudad
de México.
La construcción y puesta en servicio de las subestaciones
definitivas se realiza en tres años aproximadamente y en virtud de que
la carga ya requiere de la energía. Por lo tanto se tomo la decisión de
instalar 9 subestaciones móviles telecontroladas de potencia en
diferentes áreas de la zona metropolitana con el objeto de que
suministren la energía eléctrica solicitada por los fraccionadores en este
mismo año.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
53
Figura 2.4 Subestación Móvil
El diagrama unifilar de las subestaciones móviles de 45 MVA,
230/23 kV, es el siguiente:
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
54
Figura 2.5 Diagrama Unifilar Subestaciones Móviles
ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES MOVILES.
Las subestaciones están constituidas básicamente por una
estructura envolvente que permiten alojar al transformador de potencia,
los equipos de maniobra y protección en MT y el tablero de distribución
en baja tensión. Se deberá impedir mediante barreras o tabiques el
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
55
acceso accidental a las partes con tensión en la explotación normal del
puesto.
Los equipos componentes de la subestación pueden dividirse en:
1) Equipos de media tensión:
• Tablero de media tensión con envolvente metálica.
2) Equipos de baja tensión:
• Módulos de Acometida
• Tablero de servicios auxiliares para la distribución interna a la
subestación.
3) Transformador de MT/BT.
SUBESTACIONES MODULARES: significa que la subestación se
subdivide en módulos en el nivel de embarrados. Los módulos, por
tanto, pueden ser embarrados (como las barras de líneas de entrada y
las barras de salida), equipo de control y protección, y obra civil.
Figura 2.6 Subestaciones Modulares
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
56
Debido a la gran demanda de energía eléctrica y falta de predios
disponibles cercanos a la carga, es necesario formular nuevas
soluciones.
El tiempo de construcción de una subestación modular es
significativamente menor al de una convencional, debido a tener equipo
prealambrado, menor cantidad de cimentaciones y de labor
electromecánica.
Durante la construcción de una subestación convencional se podrían
construir más de dos del tipo modular.
Los módulos se pueden normalizar tanto física como
eléctricamente, lo que reducirá sus tiempos de ejecución y de proyecto.
Las subestaciones modulares con arreglo en barra sencilla y
cuadro son 3.8 y 8.5% respectivamente más costosas que una
subestación convencional en interruptor y medio, sin embargo al
considerar costos de mantenimiento se reduce esta diferencia.
Para la construcción de una subestación convencional es necesario
adquirir un terreno de 100 por 200 metros. Estos terrenos cada vez son
más escasos y se tienen muchos problemas para su adquisición.
Ventajas
• Menor tiempo de proyecto.
• Reducción de tiempos de instalación.
• Reducción de costo en obra civil y electromecánica.
• Reducción de equipo.
• Simplificación de arreglos.
• Reducción de área utilizada para su instalación.
CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS
57
• Mantenimiento reducido.
• Reducción del impacto ambiental.
DESVENTAJAS.
Menor confiabilidad para B. S. en A. T. Y B. T.
Menor flexibilidad para B. S. en A. T. Y B. T.
No hay posibilidad de crecimiento en anillo.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
58
CAPÍTULO 3 “SUBESTACIONES MOVILES DE 45MVA, 230/23
KV EN SF6”
3.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN:
Establecer las características y los requerimientos que deben reunir
las subestaciones móviles, cuyo equipo de potencia se muestra en el
diagrama unifilar contenido en ésta tesis, montadas sobre una
plataforma con dimensiones estándar para circular en la zona
metropolitana de la ciudad de México y Estados vecinos a través de un
tractocamión.
Esta subestación móvil será utilizada como:
• Unidad de emergencia para suministrar energía eléctrica en
zonas donde la capacidad instalada de las subestaciones fijas está
superada por la demanda de energía eléctrica de usuarios industriales
o residenciales.
• Para sustituir temporalmente bancos de potencia dañados o en
mantenimiento mayor en subestaciones fijas.
NORMAS DE REFERENCIA:
Para el diseño de la subestación móvil es necesario consultar y
aplicar las normas vigentes indicadas en el anexo.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
59
3.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN:
La subestación móvil en SF6 deberá operar bajo las siguientes
condiciones de operación.
a) Interconectarse en anillo en las líneas de 230 kV, de la red
eléctrica de Luz y Fuerza del Centro, tal como se muestra en el diagrama
unifilar, diagrama esquemático de protección y vista de plantas y
elevaciones, anexas.
b) Estas subestaciones deberán trabajar satisfactoriamente de
–10°C a 40°C y a una altitud sobre el nivel del mar de hasta 2300 m.
c) La Subestación móvil debe supervisarse y controlarse
remotamente desde una maestra de control y locamente desde una
Maestra Local (ML), en ambos casos a través de una Unidad Terminal
Remota (UTR) distribuida, adicionalmente deberán contar con un equipo
OTN.
d) La subestación móvil debe estar diseñada para soportar los
esfuerzos eléctricos originados por corrientes de corto-circuitos externos
de 50- 63 kA por el lado de 230 kV y 25 kA por 23 kV.
3.3 RESTRICCIONES DE CONSTRUCCIÓN:
El remolque requerido es una plataforma, diseñada con perfiles en
doble “T” y propia para soportar y transportar el transformador, el
equipo de la subestación y los componentes propios del remolque.
Todo el equipo de la subestación móvil se debe colocar sobre la
plataforma, no se acepta que ésta esté perforada para suspender o
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
60
colgar el equipo y su construcción debe considerar las limitaciones de
las dimensiones máximas del remolque y el peso a transportar.
Las dimensiones que tienen los tractores de Luz y Fuerza, con una
distancia del piso a la quinta rueda de 1250 mm y 1500 mm, con una
distancia aproximada de la quinta rueda al extremo próximo a la
plataforma de 1870 mm en dirección horizontal. Además, las
dimensiones de las plataformas que contendrán a los equipos no deben
exceder las siguientes dimensiones: Móvil De acuerdo al diagrama unifilar
del anexo 1 2 3 4
Longitud total (m) 15.5 15.5 15.5 15.5
Altura de la plataforma en la base interior (m)
0.4 0.4 0.4 0.4
Altura incluyendo el equipo sobre la plataforma (sobre el piso) (m)
4.5 4.5 4.5 4.5
Altura a la quinta rueda (m) 1.25 1.25 1.5 1.5
Ancho total de la plataforma (m) 3-3.6 3-3.6 3-3.8 3
Tabla 3.1 Dimensiones de los Tractores
3.3.1. Masa sobre el remolque:
La construcción del remolque debe ser robusta para soportar su
propio peso y el peso del equipo de la subestación, incluido el
transformador, su equipo auxiliar y sus accesorios.
El peso para las plataformas 1, 2, y 4 no debe ser mayor de 40
Toneladas.
El peso para la plataforma 3, no debe exceder a 110 toneladas.
La altura a la quinta rueda de las plataformas 1 y 2 puede ser de
1.25 m o 1.5 m
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
61
La altura a la quinta rueda de las plataformas 3 y 4 debe ser de 1.5
m
Las dimensiones del remolque y la carga sobre la plataforma
definen el número de ejes y número de llantas que debe tener el
remolque, para lo cual se deben considerar las regulaciones de tránsito
dentro de las áreas urbanas y las carreteras enmarcadas dentro del
ámbito de influencia de Luz y Fuerza del Centro, así como las
limitaciones impuestas en la norma NOM-040-SCT-2-1995 por la
Secretaría de Comunicaciones y Transportes.
3.3.2. Sistema de enganche:
Deberá contar con sistema de plato y perno maestro de enganche
para quinta rueda, medida standard nacional de 2” (505 mm) de
diámetro o bien el adecuado al peso que vaya a soportar, que permita
giros hasta de 90 grados.
Para el remolque 4, debe utilizarse un patín o dolly para transferir
carga, este no debe exceder los 19 m incluyendo el remolque 4.
3.3.3. Suspensión:
Deberá tener suspensión independiente en cada eje y en cada
extremo de éste. Para pesos de 40 toneladas o mayores, invariablemente
la suspensión debe contar con un balancín en cada eje.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
62
3.4. DIAGRAMA UNIFILAR:
Los equipos que se muestran en el diagrama unifilar, ANEXO se
describen a continuación:
Figura. 3.1 Diagrama Unifilar de Subestación Móvil en SF6
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
63
3.5. CARACTERISTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS:
3.5.1. Módulo de línea en SF6: El módulo de línea se interconecta a
través de boquillas SF6/aire de silicón, monitoreadas electrónicamente
en forma constante, para su conexión por un extremo a una línea de
transmisión, por el otro extremo hacia las barras o buses de la
subestación, deben incluirse las boquillas SF6/aire de silicón con
monitor electrónico de presión de gas.
3.5.2. Módulo de banco en SF6: El módulo de banco se interconecta a
través boquillas SF6/aire (con monitor electrónico de presión de gas) por
un extremo a las barras o buses de la subestación y por el otro extremo
hacia el banco de potencia con boquillas SF6-aire de silicón a boquillas
aceite-aire de silicón del transformador. Además debe incluir
transformadores de corriente tipo bushing con relación múltiple de
corriente 1000/1200/1600/2000:5//5//5//5 A, con tres devanados de
protección de 30 VA 10P20 y un devanado de medición con clase 0.2
30VA
3.5.3. Transformador de potencia de 45 MVA, 220/23 kV, tipo
columnas con devanado terciario en delta para estabilización en 10 kV.
Conexión en alta y baja tensión Estrella con neutro a tierra – Estrella
con neutro y reactor a tierra; enfriamiento OFAF; La capacidad del
devanado terciario de 15 MVA, con un cambiador de derivaciones tipo
resistivo, con botellas de vacío, automático bajo carga de 33 posiciones
(16 pasos arriba y 16 pasos abajo, con una variación de voltaje entre
ellos de 0.625% Vn), en el lado de alta tensión, y cambiador sin carga en
baja tensión de 5 posiciones con boquillas aceite-aire en 230 y 23kV, y
con una impedancia del 18% y una impedancia de secuencia cero de
15%.
Con reactor instalado de 0,4 ohms en el neutro de baja tensión.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
64
3.5.4. Transformadores de Corriente de 15 kV, tipo intemperie con
relación de 600:5//5A, con dos devanados de protección 10P20 25 VA
cada uno.
3.5.5. Apartarrayos de óxidos metálicos, con tensión nominal de 192
kV para 230 kV y tensión nominal VN = 24 kV
3.5.6. Interruptor trifásico de potencia en vacío, tipo removible de
23 kV, 2000 A, 25 kA (3 seg.) de corriente de corto circuito. Además
deben incluir transformadores de corriente tipo bushing con relación
múltiple de transformación 300/600/1000/1200/2000:5//5//5 A, tipo
interior con dos devanados para protección 30VA 10P20, un devanado
para medición clase 0.2, 30VA. Transformadores de Corriente. Así
mismo el núcleo de estos transformadores de medición debe diseñarse
para que no se sature con 25 kA (1 s).
3.5.7. Cuchilla de puesta a tierra de 23 kV.
3.5.8. Transformador para servicio estación tipo ONAN de 112.5
kVA, de 23000/220-127 Volts, conexión delta-estrella aterrizada
(Dyn1 300 adelantados); y una impedancia de 4 %.
Nota: La subestación debe estar provista de una transferencia
automática de C.A. entre la alimentación del transformador servicio de
estación y una fuente externa.
3.5.9. Gabinetes de media tensión en el remolque de 23 kV (IEC-
60298), con barras principales de 2000 A, tensión de aguante al
impulso por rayo de 150 kV, corriente de corto circuito de 25 kA (3 s) y
tensión auxiliar de control de 125 VCD; constituidos por:
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
65
1 Celda de alimentación con interruptor de potencia removible en
vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
6 Terminales tipo interior termocontráctil o premoldeada, para
recibir 6 cables tipo TC 1x507 mm2 de 23 kV para cada celda,
conectadas al interruptor de 23 kV.
1 Celda de servicios propios.
4 Celdas de alimentador con interruptor de potencia removible en vacío
de 2000 Amp. Corriente de corto circuito de 25 kA (3 s).
12 Terminales tipo interior termocontráctil o premoldeada (no se
aceptan enchufables), para recibir 3 cables tipo TC 1x240 mm2 de 23 kV
para cada celda, conectadas al interruptor de 23 kV.
3.5.10 Transformador de potencial de 23 kV, tipo interior, con
relación de transformación de 120:1 de 10P20 30VA.
3.5.11. Corta circuito fusible de 23 kV, con fusible de potencia de 1 y
6.75 A.
3.5.12. Banco de baterías de 165 A-H de capacidad, con un voltaje
de salida en flotación de 130 VCD, con régimen de descarga de
8 horas (con 1.14 Volts por celda).
3.5.13. Cargador rectificador de baterías estático de tiristores con
alimentación de 220 VCA, 3 fases, 3 hilos, 60 Hz y salida de 130 VCD y
50 ACD, 31.5 ACA.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
66
Nota: La subestación debe estar preparada para operar con
alimentación propia y con alimentación externa a los circuitos de
auxiliares de control (Transferencia Automática).
3.5.14. Aisladores tipo soporte de barra tensiones de 230 kV y de
23 kV.
Nota: En el caso de 230 kV, ubicarlos uno antes y otro después de los
apartarrayos de 230 kV, para cada fase.
3.5.15. Protección:
El diagrama esquemático de protección de la subestación móvil, se
indica en el anexo y la nomenclatura de las protecciones
microprocesadas y equipos de potencia utilizados se describen
continuación:
No. RELEVADOR DESCRIPCIÓN
PROTECCION DE LÍNEAS
8877FFOO Relevador de protección diferencial de línea por fibra óptica
5500FFII Relevador de sobrecorriente instantáneo por falla del interruptor
6677 Relevador de sobrecorriente direccional de C.A.
6677NN Relevador de sobrecorriente direccional de neutro
EETTOO Equipo terminal óptico a 2.048 Mbps con protección, voz y datos a 64 Kbps
2211 Relevador de distancia de fase
2211NN Relevador de distancia de neutro
5533 Interruptor de potencia de 230 kV. de C.A.
9933 ss Cuchilla seccionadora de 230 kV.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
67
9933 TT Cuchilla seccionadora de puesta a tierra de 230 kV.
5522 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A.
8877BB Relevador Diferencial de Barras
PROTECCION DIFERENCIAL DE BANCO
8877TT
Relevador de protección diferencial del transformador de
45 MVA y 230/23 kV, para 2 devanados con restricción de
armónicas.
5500FFII Relevador de falla del interruptor
5511 //11,, 22,,33 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase.
5500 //11,,22,,33 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase.
6677NN Relevador de sobrecorriente direccional del neutro
5500TTTT Relevador de sobrecorriente instantáneo con retardo
5511TT
Relevador de sobrecorriente de tiempo para protección de
fallas de fase a tierra. De acuerdo a los puntos 4 y 4.7.3
de la especificación LFC-ING-001 Rev. Enero 2001.
Relevadores y equipo de medición basados en
microprocesadores.
3300//6633 Relevador auxiliar de disparo y señalización operación
grafoscopio.
8866XX
Relevador auxiliar de operación y reposición eléctrica, para
125 v.c.d., con 14 contactos de capacidad de 20 A
continuos.
8866RR
Relevador auxiliar de operación y reposición eléctrica, para
125 v.c.d; con 14 contactos de capacidad de 20 A
continuos.
PROTECCION DE ALIMENTADORES
5500 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
68
5500NN Relevador de sobrecorriente instantáneo de neutro
5511 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase.
5511NN Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro
7799 Relevador de recierre
8811 Relevador de baja frecuencia
5522 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A.
Tabla 3.2 Nomenclatura De Protecciones.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6 CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
69
69
Figura 3.2 Esquemático De Protección.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
70
3.5.16. Equipo Terminal Remoto:
Debe existir comunicación entre el equipo de comunicaciones, maestra
local y el equipo Terminal remoto, así como del equipo de medición.
3.6. MODULO DE LINEA EN SF6:
El módulo en SF6 debe ser del tipo de elementos encapsulados,
herméticos y estancos con aislamiento de hexafluoruro de azufre para
instalarse en sistemas de 230 kV. El encapsulado de los elementos que
integran el módulo, con envolventes monofásicas. Debe cumplir con las
siguientes características de servicio y constructivas:
Los diferentes compartimentos del módulo en SF6 se deben unir
por medio de bridas circulares con empaques adecuados para prevenir
que se deterioren en su parte externa por la acción de la intemperie y se
sujetarán exteriormente a través de tornillos.
3.6.1. Disposición física del módulo en SF6.
Los módulos en SF6 de 230 kV deben cumplir con las distancias
mínimas y máximas de seguridad.
La disposición general del módulo en SF6 debe componerse por
compartimentos estancos y tener un arreglo claro y lógico con fácil
acceso a los elementos componentes.
3.6.2. Previsiones para prueba en sitio
Se debe procurar que el módulo en SF6 a probar (prueba de
potencial aplicado) no tengan una capacitancia mayor a 6000 picofarad;
en caso de que por la disposición física se tengan tramos con
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
71
capacitancia superior a este valor, se debe incluir en su arreglo las
previsiones necesarias que permitan el seccionamiento de dichos
tramos, a fin de que bajo cualquier condición de prueba, los tramos a
probar tengan una capacitancia inferior a 6000 picofarad.
3.6.3. Envolventes trifásicas metálicas
Todas las partes con potencial deben quedar colocadas en el
interior de envolventes trifásicas metálicas, mismas que servirán
también para contener el gas SF6, las cuales serán trifásicas.
Las envolventes metálicas no deben pintarse en su interior para
evitar posibles desprendimientos, que puedan provocar descargas
parciales en el gas SF6.
Se debe incluir información técnica sobre el material utilizado y la
corriente máxima que puede llegar a circular por la envolvente metálica,
cuando la corriente nominal circula por las barras conductoras del
módulo en SF6.
Material de las envolventes
El material de que estén fabricadas las envolventes metálicas debe
ser de aluminio y satisfacer las características que se especifican a
continuación:
Características eléctricas
a) Debe ser no-magnético, de manera que se limite la
inducción de corrientes parásitas.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
72
b) Con alta conductividad para reducir las pérdidas por efecto
Joule.
Características mecánicas
a) Material ligero con la resistencia mecánica necesaria para
soportar las sobrepresiones debidas a fallas que se presenten en el
interior de las envolventes. En el caso de que la falla interna sea
prolongada, el material debe perforarse o aliviarse con una válvula
de sobrepresión, pero por ningún motivo deberá producirse una
explosión.
b) Resistente a la corrosión por sí mismo
c) Homogéneo a fin de que no se presenten porosidades, que
permitan fugas de SF6.
3.6.4. Dieléctrico sólido
Las barras conductoras y los elementos de conexión deben estar
soportados por piezas aislantes de resina u otro material que resista los
esfuerzos en condiciones normales, así como también los esfuerzos
dinámicos y térmicos producidos por un corto circuito y por
sobretensiones transitorias.
3.6.5. Aislador estanco
Algunas de las piezas aislantes se utilizan como aisladores
estancos para independizar los distintos compartimentos de la
instalación.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
73
Los compartimentos deben cumplir con lo siguiente:
a) Soportar las sobrepresiones que por fallas se presenten en el
interior de un compartimento evitando que la falla se propague a los
demás compartimentos.
b) En caso de que a un compartimento se le desaloje el gas SF6 los
aisladores estancos deben soportar en sus caras una diferencia del
100% de la presión nominal en una de ellas y vacío en la otra.
3.6.6. Aislador pasante.
Todas las demás piezas aislantes que se utilicen en el módulo,
deben tener perforaciones para permitir el libre paso del SF6.
3.6.7. Dieléctrico gaseoso.
Las envolventes metálicas están llenas de hexafluoruro de azufre
SF6 en estado gaseoso para asegurar el aislamiento de la instalación.
Se debe suministrar el valor de la presión nominal relativa del gas a
20ºC en los distintos compartimentos de la instalación y las curvas
para presiones correspondientes de -10ºC a +40ºC. También se debe
indicar cuál es el nivel máximo de impurezas en el gas antes de que éste
sea tratado o reemplazado, de acuerdo a la norma IEC-60480.
En caso de una fuga y cuando la presión del hexafluoruro de azufre
baje a un valor igual a la presión atmosférica, el nivel de aislamiento a
tierra de la instalación no debe ser inferior a las tensiones nominales de
aislamiento especificadas.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
74
3.6.8. Compartimentos de gas.
Los compartimentos de gas deben cumplir con lo siguiente:
a) Un arco eléctrico que se produzca en un compartimento no se
debe propagar a los compartimentos vecinos.
b) En caso de que el material de la envolvente se perfore, sólo debe
existir pérdida de gas en el compartimento afectado.
c) Cada módulo debe formarse por compartimentos independientes
que contengan los siguientes equipos:
c.1) Interruptor
c.2) Cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra, incluidas
boquillas en SF6/aire.
c.3) Transformador de potencial.
3.6.9. Hermeticidad
Todos los elementos componentes que integran un compartimento
(envolventes metálicas, aisladores estancos y empaques), deben formar
un conjunto hermético, de manera que la fuga anual de gas no exceda
del 1% del peso total del gas en ese compartimento.
3.6.10. Supervisión del gas hexafluoruro de azufre.
Debido a que la resistencia dieléctrica del gas SF6 depende
primordialmente de su densidad y la presión del gas varía con la
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
75
temperatura, la supervisión del SF6 se efectúa midiendo la densidad en
forma indirecta por medio de un densímetro a través de la medición de
la presión, compensando las variaciones de ésta originadas por cambios
de temperatura.
No se aceptan tuberías metálicas para gas SF6 ubicadas en el
exterior de las envolventes y que existan comunicaciones entre
volúmenes o compartimentos de gas externos.
3.6.11 Densímetros.
Para llevar a cabo la supervisión de gas en forma individual para
cada uno de los compartimentos se debe instalar densímetros provistos
de contactos de señalización para alarma y bloqueo, con carátula de
escala graduada en megapascales (MPa), además de identificar
visiblemente en colores verde, amarillo y rojo los rangos de presión
normal, alerta y emergencia, respectivamente.
3.6.12. Gabinete de control.
El control y la supervisión de la operación del equipo por cada
módulo se llevan a cabo en un gabinete de control. Este gabinete debe
contener entre otros elementos los siguientes:
a) Un diagrama mímico con todos los accesorios necesarios para el
control local y remoto de interruptor, cuchillas seccionadoras y de
puesta a tierra asociadas. Así como dispositivos para la señalización de
posición de los elementos antes citados.
En caso de un diagrama mímico digital este debe diseñarse para
tener una buena visibilidad con luz de día, además deben proporcionar
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
76
diagramas físicos, lógicos, eléctricos, etc. y con la capacidad suficiente
para controlar todos los equipos, teniendo la versatilidad de poder
modificar su lógica de operación, incluido software necesario.
b) Cuadro de alarmas para señalización de fallas, a través de
indicadores con luz intermitente y luz fija cuando se cancele la señal
remota, este circuito de alarmas debe estar diseñado para esta función
(No se aceptan lámparas tipo LED).
c) Circuitos de bloqueo para prevenir operaciones simultáneas y
secuencias de operación incorrectas.
3.6.13. Grado de protección del gabinete.
El gabinete debe ser ejecutado en grado de protección IP-54, con
fondos y entradas de cables con guarnición por la parte inferior, de
acuerdo con la norma IEC-60529.
Deben tomarse en cuenta las siguientes observaciones relacionadas
con los gabinetes de control:
a) Debe aplicarse una base anticorrosiva, previamente a la pintura
que da al gabinete el color final.
b) Los gabinetes deben contar con ventanas con vidrio transparente
para la inspección visual del cuadro de alarmas, diagrama mímico e
indicadores de posición.
c) Puertas embisagradas y provistas de empaque.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
77
d) La altura máxima del centro del gabinete de control al piso de la
plataforma debe ser de 1,000 mm ± 10 %,
3.6.14. Pintura.
Todos los gabinetes de control deben utilizar pintura con
propiedades para resistir la corrosión y los rayos ultravioleta,
pintándolos tanto interior como exteriormente, del color Gris
designación RAL-7034.
3.6.15. Diagrama mímico.
El gabinete de control debe incorporar un diagrama mímico que
incluya: pulsadores giratorios para el control local de cierre y apertura,
indicadores de posición de todos los elementos, conmutador local-
remoto y conmutador de llave para cancelación de bloqueos; en el caso
de un diagrama digital debe proporcionar los equivalentes para estas
funciones.
3.6.16. Conexión al equipo del módulo en SF6.
La interconexión entre el equipo del módulo en SF6 y el gabinete de
control, se lleva a cabo empleando cable de control, en cuyos extremos
se utilizarán conectores enchufables multipolares como elementos de
transición. Como una excepción a lo anterior, los cables de control que
se utilicen para la interconexión con los transformadores de medición
(TC's y TP`s), se deben alambrar directamente a tablillas terminales, sin
utilizar conectores enchufables.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
78
Los conectores enchufables deben estar codificados para prevenir
errores y además tener bloqueo mecánico que impida su desconexión
casual.
3.6.17. Circuitos de corriente alterna
Los circuitos de corriente alterna, como son: calefacción,
alumbrado y contactos de los gabinetes de control, se alimentan con un
sistema trifásico de corriente alterna de 220/127 V, 4 hilos, 60 Hz.
Se debe garantizar que los circuitos de corriente alterna funcionan
con una tensión de alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la
tensión nominal y el balanceo de las tres fases.
3.6.18. Circuitos de corriente directa
Circuitos de control
Todos los dispositivos de control son alimentados con una tensión
de 125 V de corriente directa. Se debe garantizar que todos los
dispositivos de control funcionan correctamente con una tensión de la
alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la tensión nominal.
Circuitos de fuerza
Los motores de los diferentes mecanismos de operación se
alimentan con una tensión de 125 V de corriente directa.
Se debe garantizar que todos los motores funcionan correctamente,
para una tensión de alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la
tensión nominal.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
79
3.6.19. Conexión a tierra
La conexión a tierra del gabinete de control, las envolventes
metálicas y de las estructuras de soporte, debe realizarse de manera que
constituyan un conjunto equipotencial. Para este efecto debe incluir un
sistema de tierra con conductores de cobre de sección suficiente si son
necesarios, que se conectan al sistema de tierra general de la
subestación. La interconexión debe ser a las barras de cobre con
conectores.
El equipo se conecta a tierra en varios puntos, pero no se usan las
envolventes como parte del camino de la conexión a tierra, sino que ésta
se hace directamente con el conector de cobre hasta la malla.
Todas las columnas de la estructura soporte deben tener, en la
base, barrenos adecuados para el tipo de conector de puesta a tierra.
3.6.21. Estructuras soporte y plataformas
El equipo del módulo en SF6, debe ser soportado al piso de la
plataforma en forma adecuada y segura, por lo que se deben prever
todas las estructuras soporte necesarias.
3.6.22. Características eléctricas
Normas aplicables
El módulo en SF6 debe cumplir con la norma IEC-62271
Parte: 203 de acuerdo a la tensión de diseño.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
80
Tensiones nominales y niveles de aislamiento.
De acuerdo con las tensiones nominales, los niveles de aislamiento
mínimas para el módulo híbrido con hexafluoruro de azufre quedan
definidos por los valores indicados en la Tabla 3.3. Tensión nominal
Niveles de aislamiento
(kV)
Tensión de aguante a baja
frecuencia 1 min., 60 Hz.
(kV)
Tensión de aguante al impulso
por rayo onda completa 1.2 x 50 µs (kV cresta)
Sistema
Diseño
A tierra
A través de las terminales del
aparato en posición abierto
A tierra
A través de las terminales del
aparato en posición abierto
230 245 395 460 950 1050
Tabla 3.3. Tensiones Nominales Y Niveles De Aislamiento.
3.6.23 Corrientes nominales y de corto circuito
Las corrientes nominales, así como las corrientes de corto circuito
mínimas que deben soportar los diferentes elementos del módulo en
SF6, sin sufrir deterioros ni deformaciones y sin exceder la elevación de
temperatura indicada en la norma IEC-60694, se indican en la Tabla
3.4.
Tensión Nominal
del Sistema (kV)
Nominal
(A)
Sostenida de corta
duración 3 s (kA)
Interruptiva
de cortocircuito
(kA)
De
cierre en corto circuito
(kA cresta)
230 2000 50 60 130
Tabla 3.4. Corrientes Nominales y de Corto Circuito.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
81
Corriente de cierre en corto circuito
En condiciones de corto circuito, el interruptor debe poder cerrar
sin sufrir daños ni deformaciones permanentes, una corriente cuyo
valor cresta para 60 Hz debe ser 2.6 veces el valor eficaz de la
componente de c.a. de la corriente interruptiva de cortocircuito, de
acuerdo a la norma IEC-62271 Parte: 100
3.7. Interruptores
Normas aplicables
Los interruptores deben cumplir con las normas IEC-62271 Parte:
100.
3.7.1. Características eléctricas.
Se debe garantizar que los interruptores cumplen con los valores
eléctricos que se mencionan a continuación:
3.7.2. Niveles de aislamiento
De acuerdo con la tensión nominal, los interruptores deben estar
diseñados para soportar los niveles de aislamiento descritos en la Tabla
3.3.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
82
3.7.3. Tensión transitoria de restablecimiento para fallas
terminales
La tensión transitoria de restablecimiento para fallas terminales,
relacionadas con el valor nominal de la corriente de corto circuito, debe
cumplir con lo establecido en la norma IEC-62271 Parte: 100.
3.7.4. Tensión transitoria de restablecimiento para falla en líneas
cortas
Los interruptores deben cumplir con las características nominales
de corriente y tensión para la interrupción de una falla monofásica de
línea a tierra, a corta distancia del interruptor, de acuerdo a la norma
IEC-62271 Parte: 100.
3.7.5. Corrientes nominales
De acuerdo con la tensión nominal, los interruptores deben ser
capaces de conducir e interrumpir las corrientes nominales
especificadas en la Tabla 3.4. Sin sufrir deterioros ni deformaciones y
sin exceder las elevaciones de temperatura indicadas en la norma IEC-
60694.
3.7.6. Corriente interruptiva de corto circuito
Los interruptores deben cumplir con la corriente interruptiva de
corto circuito de la Tabla 3.4. Dada por el valor eficaz (RMC) de su
componente de C.A. asociada con una componente de C.D. como se
establece en la norma IEC-62271 Parte: 100.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
83
3.7.7. Corriente sostenida de corta duración
La corriente sostenida de corta duración (3 segundos) se indica
en la Tabla 3.4. Esta corriente es la que el interruptor es capaz de
conducir en posición cerrado y con un valor eficaz igual al de la
componente de C.A. de la corriente interruptiva de corto circuito de
acuerdo a las normas IEC-62271 Parte: 100 y 60694.
3.7.8. Corriente interruptiva en oposición de fases
La capacidad interruptiva en oposición de fases debe estar de
acuerdo con lo especificado en las normas IEC-62271 Parte: 100.
La corriente interruptiva en oposición de fases no debe ser inferior
al 25% de la corriente interruptiva de cortocircuito, con una tensión
transitoria de restablecimiento de 2/√3 veces la tensión máxima
nominal.
3.7.9. Corriente interruptiva de carga de líneas en vacío
El interruptor debe ser capaz de interrumpir las corrientes de
carga de líneas en vacío, de acuerdo con lo indicado en la Tabla 3.5. y
con la norma IEC-62271 Parte: 100.
Tensión nominal
del sistema (kV)
Líneas en
vacío (A)
Cables en
vacío (A)
230 125 250
Tabla 3.5. Corrientes Interruptivas De Carga De Líneas Y Cables En
Vacío.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
84
3.7.10. Características constructivas
La construcción del interruptor debe hacerse de tal forma que:
a) Las cargas dinámicas producidas durante su operación sean de
baja magnitud.
b) Se requiere un mínimo de mantenimiento durante periodos
prolongados de servicio.
c) En caso de mantenimiento, las partes activas del interruptor
deben ser fáciles de remover de su envolvente, para efectuar trabajos de
revisión reparación o substitución de las mismas.
3.7.11. Secuencia de operación
Los interruptores deben ser capaces de realizar, a tensión nominal,
un cierre trifásico rápido, de acuerdo a la secuencia de operación,
indicada en la Tabla 3.6.
Tensión nominal del sistema (kV)
Secuencia de operación
230 A - 0.3 s - CA - 3 min – CA
Tabla 3.6. Secuencias De Operación.
donde:
A - representa la operación de apertura.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
85
CA - representa la operación de cierre, seguida inmediatamente
de una operación de apertura, sin tiempo de retraso adicional al propio
de operación del interruptor.
La interrupción de la corriente de corto circuito nominal debe estar
garantizada para la secuencia de operación mencionada.
Ciclo de operación sin alimentación de corriente directa
Cuando no se cuente con la alimentación de corriente directa de
fuerza, el interruptor debe disponer de la energía almacenada necesaria
para cumplir con el siguiente ciclo de operación:
A - CA
3.7.12. Tiempo de interrupción
El intervalo transcurrido desde la energización de la bobina de
disparo, hasta la extinción completa del arco en todos los polos, debe
ser como máximo 50 ms (3 ciclos).
3.7.13. Tiempo de cierre
El intervalo transcurrido desde la energización de la bobina de
cierre, hasta el instante en que toquen los contactos principales de
todos los polos debe ser como máximo 166 ms (10 ciclos).
3.7.14. Simultaneidad de polos en la operación
Se debe garantizar las siguientes diferencias en simultaneidad de
tiempos de operación entre el primero y último polo del interruptor:
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
86
En operación de cierre: 4.16 ms (un cuarto de ciclo).
En operación de apertura: 2.77 ms (un sexto de ciclo).
3.7.15. Simultaneidad entre contactos del mismo polo
En aquellos interruptores donde exista más de una cámara de
interrupción por polo se debe garantizar que las diferencias de tiempo
entre el primero y último contacto del mismo polo sea la siguiente:
En operaciones de cierre y/o apertura: 2.08 ms (un octavo de ciclo).
3.7.16. Mecanismo de operación
El interruptor debe estar provisto de un mecanismo de operación
de energía almacenada a través de resortes, el cual puede ser monopolar
o tripolar para 230 kV.
En ambos casos se acepta que la carga del resorte sea con motor
eléctrico o sistema hidráulico.
El mecanismo de operación debe estar diseñado para que se
accionen, con una única orden, en forma sincronizada los tres polos y
debe tener señalización que indique la carga o descarga de la energía
almacenada que acciona el mecanismo.
3.7.17. Bobinas de cierre y disparo
El mecanismo de operación debe estar provisto de una bobina de
cierre y 2 bobinas de disparo independientes incluyendo una señal de
supervisión por cada una.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
87
Las bobinas de disparo deben ser de operación directa dentro del
rango de la tensión de operación.
No se aceptan dispositivos en serie con los circuitos de las bobinas
de disparo, cuya falla evite la operación del interruptor, únicamente se
pueden intercalar contactos auxiliares.
3.7.18. Condiciones de apertura y cierre del interruptor
El mecanismo del interruptor debe ser de disparo libre. El
mecanismo y su circuito de control deben estar diseñados de tal forma
que no se produzca bombeo eléctrico si el circuito de cierre se mantiene
energizado; es decir, una operación de cierre y apertura debe
completarse aún cuando se ordene la operación contraria, antes de que
finalice la primera.
3.7.19. Operación eléctrica del mecanismo
El mecanismo debe operar eléctricamente:
a) A control remoto desde un tablero de control central.
b) Localmente desde el gabinete de control correspondiente.
3.7.20. Operación manual del mecanismo
En caso de emergencia, el mecanismo debe poder operarse
manualmente.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
88
Para la operación manual se acepta remover una tapa simple, cuya
función sea protegerlo de la intemperie y con la característica de que sea
fácil de retirar.
Para mecanismos de resorte se debe proporcionar una palanca o
manivela para la carga manual y en el caso de que sea de otro tipo el
dispositivo correspondiente para su operación manual.
Los mecanismos de operación deben ser intercambiables entre
polos del mismo interruptor y entre interruptores del mismo tipo y
características.
3.7.21. Bloqueos
Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación del
interruptor con las siguientes características:
a) Antes de que la densidad del gas SF6 alcance un valor en el que
ya no se garantice la capacidad interruptiva nominal, el interruptor debe
abrir y después bloquear la operación del mismo.
b) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando
una cuchilla no haya alcanzado su posición final de apertura o cierre.
c) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando el
nivel de energía almacenada no sea suficiente para que después de la
operación de cierre se pueda realizar la operación de apertura con toda
seguridad.
d) Debe bloquearse la operación de disparo cuando el nivel de
energía almacenada no sea suficiente para efectuar con seguridad dicha
operación
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
89
3.8. Cuchillas
Los diferentes tipos de cuchillas que se utilizan en los arreglos de
los módulos son:
a) Seccionadoras
b) Seccionadora con puesta a tierra (3 posiciones)
c) Puesta a tierra lenta
d) Puesta a tierra rápida
Normas aplicables
Todas las cuchillas del módulo en SF6 encapsulado deben cumplir
con lo indicado en la norma IEC-62271 Parte: 102.
3.8.1. Características eléctricas
Se debe garantizar que las cuchillas seccionadoras cumplen con los
valores eléctricos que se mencionan a continuación:
a) Niveles de aislamiento.
De acuerdo con la tensión nominal, las cuchillas seccionadoras
deben estar diseñadas para los niveles de aislamiento descritos en la
Tabla 3.3.
b) Corriente nominales
De acuerdo con la tensión nominal, las cuchillas seccionadoras
deben ser capaces de conducir las corrientes nominales especificadas en
la Tabla No. 3.4 sin sufrir daños, ni deformaciones en sus componentes.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
90
3.8.2. Características constructivas
La construcción de las cuchillas seccionadoras debe hacerse de tal
forma que:
a) Cada juego de cuchillas debe ser independiente entre sí, tanto
desde el punto de vista de control y operación.
b) Se requiera un mínimo de mantenimiento durante periodos
prologados.
c) En caso de mantenimiento, las partes de la cuchilla seccionadora
deben ser fáciles de remover de sus envolventes, para efectuar trabajos
de revisión, reparación y substitución de las mismas.
d) Debe estar diseñada para evitar que la cuchilla cambie de posición
inadvertidamente, debido a fuerzas internas o externas, que se
presenten durante el servicio.
e) El accionamiento de la cuchilla debe ser de fácil acceso y debe
tenerse especial atención a los diferentes elementos y articulaciones que
lo conforman, con el fin de evitar la corrosión.
3.8.3. Mecanismo de operación
Cada juego de cuchillas seccionadoras debe estar provisto de un
mecanismo de operación motorizado y su accionamiento puede ser
monopolar o tripolar.
El mecanismo de operación debe estar diseñado para que se
accionen, con una orden única, los tres polos en forma sincronizada.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
91
3.8.4. Operación eléctrica del mecanismo
El mecanismo debe operar eléctricamente:
a) A control remoto desde un tablero de control central.
b) Localmente, desde el gabinete de control correspondiente.
3.8.5. Operación manual del mecanismo
En caso de emergencia, el mecanismo debe operarse manualmente
con una manivela.
Para la operación manual se acepta remover o quitar una tapa
simple, cuya función sea protegerlo de la intemperie y con la
característica de que sea fácil de retirar.
3.8.6. Bloqueos
Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación de
cada juego de cuchillas seccionadoras, cuchillas de puesta a tierra y el
interruptor correspondiente, con las siguientes características:
a) Debe impedirse la apertura o el cierre de las cuchillas cuando esté
cerrado el interruptor.
b) Debe bloquearse el cierre del interruptor cuando una cuchilla no
alcance su posición final de cierre o de apertura.
c) Debe impedirse el accionamiento simultáneo con otras cuchillas y
el interruptor asociados.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
92
d) Debe impedir que se lleve a cabo una orden contraria hasta que
finalice la anteriormente dada.
3.8.7. Cuchillas seccionadoras con puesta a tierra (3 posiciones)
Este tipo de cuchillas puede utilizarse para sustituir las cuchillas
seccionadoras y de puesta a tierra de manera que se conforme un solo
elemento desconector.
Bloqueos
Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación de
cada juego de cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra con el
interruptor correspondiente de acuerdo a:
a) Cuando la cuchilla seccionadora se encuentre en posición
"cerrada" debe impedirse su operación (apertura ó cierre), cuando esté
cerrado el interruptor.
b) Debe bloquearse el cierre del interruptor cuando una cuchilla
seccionadora no alcance su posición final de cierre o apertura.
c) Debe impedirse el accionamiento simultáneo con otras cuchillas
seccionadoras y el interruptor asociados.
d) Debe impedirse que se lleve a cabo una orden contraria hasta que
finalice la anteriormente dada.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
93
3.8.8. Cuchillas de puesta a tierra lenta
Las cuchillas de puesta a tierra lenta deben cumplir con los
requerimientos que se mencionan a continuación:
Bloqueos
Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación de
cada juego de cuchillas de puesta a tierra lenta con las seccionadoras
correspondientes de acuerdo a:
a) Bloquear el cierre de la cuchilla de puesta a tierra lenta,
cuando no estén abiertas las seccionadoras respectivas.
b) Impedir que se lleve una orden contraria hasta que finalice la
anteriormente dada.
3.8.9. Cuchillas de puesta a tierra rápida
Las cuchillas de puesta a tierra rápidas deben cumplir con los
requerimientos que se mencionan a continuación:
Bloqueos
Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación de
cada juego de cuchillas de puesta a tierra rápida con las seccionadoras
correspondientes de acuerdo a:
a) Bloquear el cierre de la cuchilla de puesta a tierra rápida,
cuando no estén abiertas las seccionadoras respectivas.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
94
b) Impedir que se lleve una orden contraria hasta que finalice la
anteriormente dada.
3.9. Transformadores de medida.
Los diferentes tipos de transformadores de medida
(transformadores de corriente y potencial) deben cumplir con las normas
IEC-60044 Partes: 1 y 2, respectivamente.
3.9.1. Transformadores de corriente.
La cantidad de transformadores de corriente (TC’s) y ubicación en el
diagrama unifilar.
Se debe garantizar que los transformadores de corriente cumplen
con los valores eléctricos que se mencionan a continuación:
3.9.1.1. Corrientes nominales
a) Corriente nominal primaria.
Las corrientes nominales primarias están en función de las
tensiones nominales del sistema y del tipo de módulo, estos valores se
indican en la tabla No. 3.3.
b) Corriente nominal secundaria.
La corriente nominal en el devanado secundario será de 5 A, a
menos que se especifique otro valor.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
95
c) Sobrecorriente permanente
El transformador debe soportar un 20% de sobrecorriente de
manera permanente, sin rebasar los límites de temperatura
especificados.
d) Corrientes de corto circuito
Los transformadores de corriente deben ser capaces de resistir los
esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un corto circuito a
través del sistema primario al cual están acoplados. Deben cumplir con
las características siguientes:
d.1) Corriente térmica (3 s)
La tabla No. 3.7., indica los valores de corriente de corto circuito
que deben soportar en el primario los transformadores de corriente y la
correspondiente en sus devanados secundarios cuando estén
cortocircuitados, durante 1s, sin que se excedan los límites de
temperatura.
d.2) Corriente dinámica.
La corriente dinámica debe tener un valor cresta de 2.5 veces el
valor de la corriente térmica y debe ser soportada en sus devanados
secundarios, por lo menos durante 33.33 ms (dos ciclos) según los
valores indicados en la Tabla No. 3.7.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
96
Tensión nominal del sistema
(kV)
Corriente térmica 1s (kA)
Corriente dinámica (kA)
50 125 230 63 157.5
Tabla 3.7. Corrientes de Corto Circuito Térmica y Dinámica para
TC’s.
3.9.1.2. Tensión nominal y nivel de aislamiento
Las tensiones nominales y niveles de aislamiento de los
transformadores de corriente son los indicados en la Tabla 3.3 y el
valor del potencial aplicado a baja frecuencia (60 Hz) del secundario por
1 minuto es de 3 kV.
3.9.1.3. Potencia y clase de precisión
La potencia y clase de precisión de los transformadores de corriente
se indica en la Tabla 3.8.
Protección Medición
30 VA clase 10p20 30 VA clase 0.2
Tabla 3.8. Potencia y Clase de Precisión para TC’s.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
97
3.9.1.4. Relaciones de transformación
Se indican en la Tabla 3.9., la relación de transformación para los
transformadores de corriente, según nivel de tensión.
Tensión nominal del sistema (kV)
Módulo de línea o cable
y de banco
230 1000/1200/1600/2000:5//5//5//5 A
Tabla 3.9. Relación De Transformación Para TC’s.
3.9.1.5. Polaridad
Cada uno de los transformadores de corriente debe tener marcas
permanentes que indiquen claramente la polaridad, de acuerdo a la
norma IEC-60044 Parte: 1.
3.9.1.6. Límites de elevación de temperatura
El límite de elevación de la temperatura debe ser de 45 ºC, en una
temperatura ambiente de 30 ºC
3.9.2. Transformadores de potencial.
El transformador de potencial (TP`S) debe ser tipo inductivo.
Se debe garantizar que el transformador de potencial cumple con
los valores eléctricos que se mencionan a continuación:
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
98
3.9.2.1. Tensión nominal primaria
La tensión nominal primaria debe estar de acuerdo a lo indicado
en la Tabla No. 3.10.
3.9.2.2. Tensión nominal secundaria
La tensión nominal secundaria está determinada por la relación de
transformación y la tensión nominal primaria.
3.9.2.3. Niveles de aislamiento
Los niveles de aislamiento que deben cumplir los devanados del
transformador de potencial están indicados en la tabla No. 3.8.
Tensión de aguante a baja frecuencia: 60 Hz durante 1 min:
Tensión nominal del
sistema (kV)
Tensión nominal primaria
(kV)
Tensión de aguante al impulso por rayo
onda completa (1.2/50 µ
s) (kV cresta)
Primario (kV)
Secundario vs primario y tierra
1 min (kV)
230 230/√3 950 395 3
Tabla 3.10. Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento para
TP’s.
3.9.2.4. Factor de sobretensión
El TP debe ser capaz de operar continuamente, a frecuencia
nominal, con una tensión igual a 1.2 veces su tensión nominal.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
99
3.9.2.5. Corrientes de cortocircuito
El transformador de potencial debe ser capaz de resistir los
esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un cortocircuito a través
de sus terminales secundarias, con duración de un 1 s, cuando es
energizado su devanado primario.
3.9.2.6. Relación de transformación
La relación de transformación para cada tensión nominal primaria
se indica en la Tabla 3.11.
3.9.2.7. Potencia y clase de precisión
La potencia y clase de precisión del transformador de potencial debe
ser de acuerdo a la Tabla 3.11.
Tensión nominal
Del sistema (kV)
Relación de
transformación
Potencia y clase
de precisión
230 1200:1 3P 50 VA
Tabla 3.11 Potencia y clase de precisión para TP’s.
3.9.2.8. Polaridad
El TP debe tener marcas permanentes que indiquen claramente la
polaridad, de acuerdo a la norma IEC-60044 Parte: 2.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
100
3.9.2.9. Límites de elevación de temperatura
El límite de elevación de temperatura debe ser 45 ºC, en una
temperatura ambiente de 30 ºC.
3.10. Boquillas
Las boquillas se utilizan para realizar las interconexiones hacia una
línea de transmisión aérea, barras o banco de potencia con el módulo en
SF6, se debe incluir las boquillas terminales necesarias para realizar
estas interconexiones, según sea el caso especificado.
Las boquillas deben estar monitoreadas constantemente evaluando
el gas SF6.
Normas aplicables
Todas las boquillas de los módulos de SF6 deben cumplir con lo
indicado en la norma IEC-60137.
3.10.1. Características eléctricas
Se debe garantizar que las boquillas cumplen con los valores
eléctricos que se mencionan a continuación:
3.10.2. Corrientes nominales
De acuerdo con la tensión nominal, las boquillas deben ser capaces
de conducir las corrientes nominales especificadas en la Tabla 3.4.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
101
3.10.3. Niveles de aislamiento
De acuerdo con la tensión nominal, las boquillas deben estar
diseñadas para soportar los niveles de aislamiento descritos en la Tabla
3.12, estos niveles se consideran hasta 1000 m.s.n.m.
Tensión
nominal del sistema
(kV)
Tensión de aguante a baja frecuencia 1 min. 60 Hz en seco y húmedo
(kV)
Tensión de aguante al impulso por rayo onda completa 1.2 x 50 µ s
(kV cresta)
230 460 1050
Tabla 3.12. Niveles de Aislamiento para Boquillas.
Nota: Los valores de nivel de aislamiento están considerados para
boquillas que se instalaran a la altitud 2,300 a 2,600 m.s.n.m
3.10.4. Distancia de fuga
La distancia de fuga mínima de las boquillas debe ser la que se
indica en la Tabla 3.13.
Tensión nominal del
sistema (kV)
Distancia mínima de
fuga (mm)
230 6500
Tabla 3.13 Distancias de Fuga para Boquillas.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
102
3.10.5. Limites de temperatura
Los límites de elevación de temperatura deben estar de acuerdo a
los establecidos para el módulo y en la norma IEC-60137.
3.10.6. Sobretensiones temporales
Las sobretensiones temporales que deben ser soportadas por las
boquillas, se indican en la Tabla 3.14.
Tensión nominal del
sistema (kV)
Sobretensión temporal
(kV, fase a neutro) 230 196∗
Tabla 3.14. Sobretensiones Temporales para Boquillas.
* Nota: Estos valores son soportados por un periodo que no exceda 8 hrs
en un día y el número total de periodos no debe exceder de 125 hrs por
año.
3.10.7 Características constructivas
Las boquillas deben ser de hule silicón y las superficies expuestas
a la atmósfera deben estar libres de imperfecciones.
Los aisladores soporte interiores deben ser de resina u otro
material y con fibra reforzada para aguantar los esfuerzos térmicos y
dinámicos producidos por corrientes de corto circuito.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
103
El aislante interior que contiene gas SF6 a presión del módulo en
SF6, debe estar construido para mantener la onda de sobrepresión
creada por un posible arco interno en el volumen de gas conectado al
espacio de alta presión de la boquilla.
3.11. TRANSFORMADOR DE POTENCIA
OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACION
Establecer las características de calidad, construcción, pruebas y
métodos de prueba que deben cumplir los Transformadores de potencia,
sumergidos en líquido aislante, trifásicos, servicio intemperie, de 45
MVA con tensiones 230/23/10 kV, empleados en subestaciones
móviles de 230kV en los sistemas de Luz y Fuerza del Centro.
REFERENCIAS
De acuerdo a las indicadas en la Norma NMX-J-284 y NMX-J-169.
3.11.1. CARACTERÍSTICAS PARTICULARES
La capacidad continua nominal de un transformador son los
Megavolt amperes (MVA) que el devanado primario, secundario y
terciario del mismo pueden suministrar en un tiempo continuo a su
tensión y frecuencia nominal: 45 MVA
El transformador debe ser tipo columnas.
Los transformadores deben diseñarse para soportar un esfuerzo
provocado por una corriente de corto circuito de 50 KA para la tensión
de 230 kV.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
104
Tensión de las derivaciones con carga
Los transformadores deben operar con un cambiador de
derivaciones con carga, tipo resistivo, con botellas de vacío, éste debe
cumplir con las siguientes características:
El número de escalones de tensión debe ser de 33 con 16 arriba y
16 abajo, con ±10% de la tensión nominal en el lado de alta tensión.
3.11.2. Tipo de servicio
El servicio de los transformadores debe ser a la intemperie y
sumergido en líquido aislante, aceite base naftenica tipo 2.
3.11.3. Clase de enfriamiento
La clase de enfriamiento para los transformadores debe ser de
enfriamiento por aire forzado y aceite forzado (OFAF).
3.11.4. Diseño interno y tipo de conexión.
El diseño de transformadores de potencia trifásicos solicitados no
debe considerar la aplicación de varistorés, ni de reactores en ninguno
de los devanados, en caso contrario se rechazará la adquisición de los
mismos.
Los tipos de conexión de los devanados son estrella en A.T. y B.T.
y delta en el terciario.
3.11.5. Núcleo
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
105
Núcleo (tipo M3 según normas ANSI)
Las características mínimas del acero al silicio de grano orientado
garantizaran:
Unas pérdidas máximas a 60 Hz., de 50 watts/Lb con cortes del
acero a 45º y con una resistencia interlaminar no menor de 30 micro
ohms - cm² a 300 Libras/pulg.²
Se debe conectar el núcleo al tanque en un solo punto, con el
objeto de evitar corrientes circulantes. La conexión se debe hacer en la
tapa del tanque del transformador.
3.11.6. Valores de prueba dieléctrico
TENSIONES DE AGUANTE AL
IMPULSO kV (CRESTA)
TENSIONES DE AGUANTE
A BAJA FRECUENCIA 60 Hz.
kV (EFICAZ)
TENSIÓN NOMINAL SISTEMA
Kv
POR RAYO CON
ONDA 1.2 x 50 μs.
POR MANIOBRA DE
INTERRUPTORES 250 x 2500 μs.
(HÚMEDO) 10 seg.
(SECO) 1 minuto.
TENSIÓN DE AGUANTE
CON ONDA CORTADA
(3μs.)
kV (CRESTA)
DISTANCIA MÍNIMA
DE FUGA
mm
10
(2) 150
N.A.
50
60
(2) 175
390
23
(2) 200
N.A.
75
80
(2) 230
950
(3) 230
(2) 950
(2)750
N.A.
395
(2) 1155
N.A.
230
(2) 1050
(2)825
460
460
(2) 1155 6500
TABLA 3.15.Tensiones de Prueba Dieléctricas a los Aislamientos
Internos y Externos para Transformadores de Potencia
3.11.7. Pérdidas a frecuencia y potencia nominales
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
106
Las pérdidas especificadas deben ser las pérdidas de excitación
(en vacío), en el cobre y las pérdidas totales. Los valores deben estar de
acuerdo con la tabla 3.16, y deben estar referidos a tensiones
nominales y 60 Hz.
Las pérdidas totales incluyen las pérdidas de excitación y las
pérdidas de carga.
Las tolerancias deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-
284 tabla 3.11.
3.11.8. Impedancia y su tolerancia
La impedancia se debe expresar en por ciento con respecto a la
potencia continua nominal. Los valores de impedancia deben estar
de acuerdo con lo señalado en la tabla 3.14 y su tolerancia con lo
estipulado a continuación.
La tolerancia de la impedancia debe ser de ± 5 % del valor
especificado.
Capacidad No.Fases
Perdidas en Vacio
Pérdidas en
Tensión Concepto
(Kw ) el cobre (Kw )
45MVA3∅ 30 350 380 18 1.5 25
230/23 kv
Pérdidas totales (kW)
Impedancia (%) Corriente de excitación
Máxima % In
Consumo de auxiliares (kW)
Tabla 3.16. Valores de Pérdidas, por Ciento de Impedancia,
Corriente de Excitación y Consumo de Auxiliares para
Transformadores de Potencia.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
107
24150 Volts
23575 Volts
23000 Volts
22425 Volts
21850 Volts
Tabla 3.17. Numero de Pasos y Variaciones de Tensión del
Cambiador de Derivaciones sin Carga de los Transformadores de
45 MVA, 230 Kv/23 kV.
3.12. REMOLQUE 1
Deberá contener el módulo EN SF6 para línea 1 siguiente:
MODULO EN SF6 DE LINEA 1 –BARRA
Tipo: Intemperie. 60 Hz, Cada módulo formado por compartimentos
independientes que contengan las siguientes características: 230 kV,
BIL 1050 kV. 2000 A Nominal, 50 kA 3 s. 2,600 m.s.n.m
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
108
El módulo en SF6 deberá contener los equipos siguientes:
Cantidad Designación Descripción Características
6 SN Boquillas de silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
3 AP-1 Apartarrayos de óxidos metálicos
con aislamiento en SF6, clase 3, Vn=192kv, sobretensión temporal 1s>188, 10s>182, 10 KA, capacidad de alivio de sobrepresión AC= 63 kA y BC=800A.
3 TP-1 Transformadores de potencial Vn=3
230KV, relación 1200:1, 3P 50VA
3 93T1 Cuchilla de puesta a tierra rápida
para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
6 93S-1/93T2 93B-1E/93T3
Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra
(3 posiciones) para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
15 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase
10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
6 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A, 30 VA clase 0.2,
ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
1 53-1 Interruptor de potencia trifásico
3 motores para 3 fases, Vn=230KV, In=2000A, IINTERRUPTIVA CC=75.6KA, IDE CIERRE EN
CC=163.8KA con secuencia de operación (A - 0.3 s - CA - 3 min – CA)
Tabla 3.18 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 1.
3.13. REMOLQUE 2
Deberá contener el módulo en SF6 para línea 2 siguiente:
MODULO EN SF6 DE LINEA 2 –BARRA.
Tipo: Intemperie. 60 Hz, Cada módulo formado por compartimentos
independientes que contengan las siguientes características: 230 kV,
BIL 1050 kV. 2000 A Nominal, 50 kA 3 s. 2,600 m.s.n.m
El módulo en SF6 deberá contener los equipos siguientes:
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
109
Cantidad Designación Descripción Características
6 SN Boquilla de silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
3 AP-2 Apartarrayos de óxidos metálicos
con aislamiento en SF6, clase 3, Vn=192kv, sobretensión temporal 1s>188, 10s>182, 10 KA, capacidad de alivio de sobrepresión AC= 63 kA y BC=800A.
3 TP-2 Transformadores de potencial Vn=3
230KV, relación 1200:1, 3P 50VA
3 93T1 Cuchilla de puesta a tierra rápida
para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
6 93S-2/93T2 93B-2E/93T3
Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra
(3 posiciones) para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
15 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase
10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
6 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A, 30 VA clase 0.2,
ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
1 53-2 Interruptor de potencia trifásico
3 motores para 3 fases, Vn=230KV, In=2000A, IINTERRUPTIVA CC=75.6KA, IDE CIERRE EN
CC=163.8KA con secuencia de operación (A - 0.3 s - CA - 3 min – CA)
Tabla 3.19 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 2.
3.14. REMOLQUE 3
Deberá contener el transformador de potencia, así como el módulo en
SF6 para banco siguiente:
MODULO EN SF6 BARRA-BANCO
Tipo: Intemperie. 60 Hz, Cada módulo formado por compartimentos
independientes que contengan las siguientes características: 230 kV,
BIL 1050 kV. 2000 A Nominal, 50 kA 3 s. 2,600 m.s.n.m
Cantidad Designación Descripción Características
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
110
3 Boquillas de Silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
3 Boquillas para conexión del módulo en SF6 al banco.
3 TP-3 Transformadores de potencial Vn=3
230KV, relación 1200:1, 3P 75VA
1 93T221A/93T1 Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra
(3 posiciones) para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.
12
TC-2
Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase 10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
6 TC-2 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A, 30 VA clase 0.2,
ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA
4 TC-N Transformador de corriente 600:5A, 30 VA clase 10P20, de 15KV, tipo intemperie.
1 53T221-A Interruptor de potencia trifásico
3 motores para 3 fases, Vn=230KV, In=2000A, IINTERRUPTIVA CC=75.6KA, IDE CIERRE EN
CC=163.8KA con secuencia de operación (A - 0.3 s - CA - 3 min – CA)
3 93T2 Cuchilla de puesta a tierra rápida
para satisfacer características eléctricas iguales al módulo en SF6.
3 AP- 3 Apartarrayos de óxidos metálicos
con aislamiento en SF6, clase 3, Vn=192kv, sobretensión temporal 1s>188, 10s>182, 10 KA, capacidad de alivio de sobrepresión AC= 63 kA y BC=800A.
1 T221-A Transformador de potencia
de 45 MVA, 230/23 kV, Estrella-Estrella, terciario en delta en 10 kV. OFAF, Z=18%, acorazado
1 Reactor para neutro de transformador de 0.4 Ω
3 AP- 4 Apartarrayos de óxidos metálicos
con Tensión nominal Vn = 24 kV.
Tabla 3.20 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 3.
3.14. REMOLQUE 4
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
111
El remolque 4 deberá contar equipo de aire acondicionado
automotriz adecuado para los equipos a instalarse, dentro de este
remolque se deberá colocar el equipo de control, protección, medición,
señalización, alarmas, gabinetes para equipo de comunicaciones,
servicios de estación, y tablero metal clad de acuerdo a la siguiente
clasificación.
CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN
El equipo de control, protección y medición deberá alojarse en los
gabinetes GP1 a GP5 de acuerdo a la distribución siguiente:
Gabinete GP1
Relevadores Marca SEL para protección de Línea 1 de 230 kV
Cantidad Designación Descripción Características
1 87FO Relevador diferencial de línea Relevador diferencial de línea por fibra óptica, 5 A, tensión auxiliar 125 V.C.D., con interfaz óptica y eléctrica.
1 21/21N Relevador de distancia Relevador de distancia, 5 A, 120 V.C.A.,
60 HZ., Tensión auxiliar 125 V.C.D. característica cuadrilateral.
1 67/67N Relevador de sobrecorriente
direccional Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.
1 50FI Relevador de protección Falla de
Interruptor Relevador de protección falla de interruptor, 5 A, Tensión auxiliar 125 V.C.D.
1 MM Multimedidor Medidor Multifunción entradas 5 A, 120
V.C.A. Tensión auxiliar 125 VCD. para medición de VOLTS, AMPERES, WATTS, VARS, W-HR, VAR-HR., con módulo de entradas digitales y 4 salidas analógicas.
Tabla 3.21 Relevadores de Modulo Remolque 4.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
112
Gabinete GP2 Cantidad Designación Descripción Características
1 87T Relevador de protección diferencial de transformador
Relevador de protección diferencial de transformador 5 A, 60H, Voltaje auxiliar 125 VCD.
1 67/67N
50/51 50/51N
Relevador de sobrecorriente direccional
Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A. 60 HZ, Tensión auxiliar 125 V.C.D.
1 50TT Relevador de sobrecorriente Relevador de sobrecorriente 5 A, 60H,
Voltaje auxiliar 125 VCD. 1 51T Relevador de sobrecorriente Relevador de sobrecorriente 5 A, 60H,
Voltaje auxiliar 125 VCD. 1 87B Relevador de protección
diferencial de barras Relevador de protección diferencial de barras 5 A, 60H, Voltaje auxiliar 125 VCD.
2 MM Multimedidor Medidor Multifunción entradas 5 A, 120
V.C.A. Tensión auxiliar 125 VCD. para medición de VOLTS, AMPERES, WATTS, VARS, W-HR, VAR-HR., con módulo de entradas digitales y 4 salidas analógicas.
2 86X, 86R Relevadores auxiliares Relevador de bloqueo, operación
eléctrica reposición eléctrica
Tabla 3.22 Protección de Banco T221, 230/230 kV. Mediante los
siguientes Relevadores Marca SEL. Gabinete GP3 Cantidad Designación Descripción Características
1 87FO Relevador diferencial de línea Relevador diferencial de línea, 5 A, tensión auxiliar 125 V.C.D., con interfaz óptica y eléctrica.
1 21/21N Relevador de distancia Relevador de distancia, 5 A, 120 V.C.A.,
60 HZ., Tensión auxiliar 125 V.C.D. característica cuadrilateral.
1 67/67N Relevador de sobrecorriente
direccional Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.
1 50FI Relevador de protección Falla de
Interruptor Relevador de protección falla de interruptor, 5 A, Tensión auxiliar 125 V.C.D.
1 MM Multimedidor Medidor Multifunción entradas 5 A, 120
V.C.A. Tensión auxiliar 125 VCD. para medición de VOLTS, AMPERES, WATTS, VARS, W-HR, VAR-HR., con módulo de entradas digitales y 4 salidas analógicas.
Tabla 3.23 Relevadores Marca SEL para Protección de Línea 2, 230
KV.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
113
Gabinete GP4 Cantidad Designación Descripción Características
2 50/51 50N/51N
79 81
Relevador de sobrecorriente instantáneo
Relevador de sobrecorriente instantáneo y de tiempo definido, con funciones de recierre y baja frecuencia, entradas de 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.
2 MM Multimedidor Medidor Multifunción entradas 5 A, 120
V.C.A. Tensión auxiliar 125 VCD. para medición de VOLTS, AMPERES, WATTS, VARS, W-HR, VAR-HR., con módulo de entradas digitales y 4 salidas analógicas.
1 PANEL
ALARMAS Cuadro de alarmas de 30 ventanas, alimentación 125 VCD.
Tabla 3.24 Protección de Alimentadores 1 y 2 de 23 kV y Alarmas
(Relevadores Marca SEL) TABLERO METAL-CLAD
El tablero metal clad blindado de media tensión 23 kV, con barras
principales de 2000 A, 150 kV BIL, 25 kA (3 s) y deberá estar
conformado por 5 celdas o gabinetes, el cual deberán contener secciones
para los alimentadores, para el interruptor principal y un gabinete de 23
kV para servicios propios, de acuerdo a la distribución siguiente:
Sección de alimentador 1 (Gabinete J1) Cantidad Designación Descripción Características
1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo
ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,
1 93T-21 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23
kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 3 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para
instalarse en cable 23 TC de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%
Tabla 3.25 La Sección De Alimentador 1 Deberá Contener Los
Equipos.
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
114
Sección de alimentador 2 (Gabinete J2) Cantidad Designación Descripción Características
1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo
ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,
1 93T-22 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23
kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 3 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para
instalarse en cable 23 TC de 240 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%
Tabla 3.26 La Sección de Alimentador 2 deberá Contener los
Equipos Sección de acometida de transformador de 23 kV (Gabinete J3) Cantidad Designación Descripción Características
1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo
ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,
1 93T-21 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23
kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 6 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para
instalarse en cable 23 TC de 507 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%, para llegada de la acometida de 23 kV del transformador de potencia.
6 Terminales Terminales de 23 KV, termocontractiles
tipo exterior, para instalarse en cable 23 TC de 507 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%, para salida de la acometida de 23 kV del transformador de potencia.
600 m Cable 23 TC Cable de energía 23 TC, de 507 mm2, de
polietileno de cadena cruzada, aislamiento al 133%
Tabla 3.27 La Sección de Acometida de 23 kV deberá Contener los Equipos
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
115
Sección de alimentador 3 (Gabinete J4) Cantidad Designación Descripción Características
1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo
ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,
1 93T-23 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23
kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 3 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para
instalarse en cable 23 TC de 240 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%
Tabla 3.28 La Sección de Alimentador 3 deberá Contener los
Equipos Sección de alimentador 4 (Gabinete J5)
La celda de alimentador 4 deberá contener los equipos siguientes:
Cantidad Designación Descripción Características
1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).
3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo
ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,
1 93T-24 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23
kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 3 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para
instalarse en cable 23 TC de 240 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%
Tabla 3.29 La Celda de Alimentador 4 deberá Contener
los Equipos
CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6
116
Sección de alimentador 4 (Gabinete J5)
La celda de alimentador 4 deberá contener los equipos siguientes:
Cantidad Designación Descripción Características
1 Cuchilla Cuchilla tripolar de operación con carga, operación en grupo con cuchilla de puesta a tierra integrada, con bloqueo mecánico servicio interior, Tensión Máxima de diseño 25.8 kV, Corriente 630 A.
3 FU1, FU2, FU3 Fusibles Fusible limitador de corriente de media
tensión, corriente nominal 6 Amp. 40 KA, 25.8 KV.
3 TP Transformador de potencial Transformador de potencial 23 kV
relación 120:1, 50 VA, C.L. 0.2, 3P50 VA.
3 FUL Fusibles Fusible de media tensión,
In=1A, 23kV, 32kA. 3 AC Aislador testigo (Detector
capacitivo) de tensión para 25.8 kV.
3 LS Indicación luminosa para
detector capacitivo de tensión.
Tabla 3.30 Sección Compartimento de Servicios Propios 23 kV
(Gabinete J6) EQUIPO DE COMUNICACIONES
Dentro del remolque 4 se deberán alojar los siguientes equipos de
comunicaciones: Cantidad Designación Descripción Características
1 UTR Equipo Terminal Remoto. Marca SENSA. El modo de comunicación debe ser PCM.
1 MAESTRA LOCAL Maestra local marca SENSA 1 ETO Equipo Terminal óptico PDH, SDH
marca SIEMENS 1 CENTRAL TELEFONICA Sistema transmisión telefónica
Tabla 3.31 Dentro del Remolque 4 se alojan los Equipos de
Comunicaciones
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
117
CAPITULO 4
“PROTECCIÓN AMBIENTAL” NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-113-ECOL-1998, QUE ESTABLECE LAS
ESPECIFICACIONES DE PROTECCION AMBIENTAL PARA LA PLANEACION, DISEÑO,
CONSTRUCCION, OPERACION Y MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS
DE POTENCIA O DE DISTRIBUCION QUE SE PRETENDAN UBICAR EN AREAS
URBANAS, SUBURBANAS, RURALES, AGROPECUARIAS, INDUSTRIALES, DE
EQUIPAMIENTO URBANO O DE SERVICIOS Y TURISTICAS.
4.1 INTRODUCCIÓN.
La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente
establece que la realización de obras o actividades que puedan causar
desequilibrio ecológico o rebasar los límites y condiciones establecidos
en las disposiciones aplicables para proteger el ambiente y preservar y
restaurar los ecosistemas, requieren previamente la autorización de la
Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca en materia
de impacto ambiental.
El Instituto Nacional de Ecología, por conducto de su Dirección
General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental como
resultado de la aplicación del proceso de evaluación de impacto
ambiental ha determinado que algunas actividades de competencia
federal en la materia pueden ser objeto de una Norma Oficial Mexicana,
tal es el caso de la instalación y operación de subestaciones eléctricas de
potencia o de distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas,
suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento
urbano o de servicios y turísticas, proyectos que además de tener
características similares ocasionan impactos poco significativos para el
ambiente y el entorno social, de realizarse en estricto apego a diversos
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
118
requisitos, especificaciones y procedimientos de protección ambiental,
razón por la cual he tenido a bien expedir la presente Norma Oficial
Mexicana NOM-113-ECOL-1998, Que establece las especificaciones de
protección ambiental para la planeación, diseño, construcción,
operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de
distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas,
rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de
servicios y turísticas.
4.2. OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones de
protección ambiental para la planeación, diseño, construcción,
operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de
distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas,
rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de
servicios y turísticas; y es de observancia obligatoria para las empresas
responsables de dichas actividades.
Las disposiciones de la presente Norma Oficial Mexicana, no son
aplicables en aquellos proyectos de subestaciones eléctricas que se
pretendan ubicar en zonas donde existan bosques, terrenos forestales,
selvas, desiertos, sistemas ribereños, costeros y lagunares donde sus
características ecológicas naturales y biodiversidad no hayan sido
alteradas, en áreas consideradas como zonas de refugio y de
reproducción de especies migratorias, en áreas que sean el hábitat de
especies consideradas como raras, amenazadas, en peligro de extinción
o sujetas a protección especial de acuerdo a la NOM-059-ECOL-1994 y
en aquellas zonas que están consideradas como áreas naturales
protegidas en términos del artículo 46 y demás relativos de la Ley
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
119
4.3 ESPECIFICACIONES
Disposiciones generales:
Los responsables del cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana
deberán notificar a la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales
y Pesca, por conducto del Instituto Nacional de Ecología, en el formato
contenido de esta Norma, la ejecución de los proyectos para la
planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de
subestaciones eléctricas de potencia o de distribución.
La notificación antes referida deberá presentarse con un mínimo de
cinco días hábiles de anticipación al inicio de dichas actividades. Al
término de las mismas se deberá notificar dentro de los quince días
hábiles siguientes a su conclusión. Los puntos más importantes de esta
norma son los siguientes:
4.4. EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SUBESTACIONES
ELÉCTRICAS
El responsable deberá cumplir con todas y cada una de las
siguientes especificaciones de protección ambiental:
La subestación eléctrica se deberá ubicar en zonas cuyo uso de
suelo sea urbano, suburbano, rural, agropecuario, industrial de
equipamiento urbano o de servicios y turísticas conforme a los planes y
programas de desarrollo urbano estatal, municipal o centros de
población aplicables a las zonas de interés.
De llegar a encontrarse alguna especie o subespecies de flora y
fauna silvestre terrestres y acuáticas en peligro de extinción,
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
120
amenazadas, raras y las sujetas a protección especial, de acuerdo a la
Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-1994, referida en el punto 2 de
esta Norma Oficial Mexicana, se deberá dar cumplimiento en lo
conducente a lo dispuesto en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la
Protección al Ambiente.
La subestación eléctrica deberá ubicarse en sitios donde no existan
cuerpos de agua superficiales que pudieran ser afectados.
Para la ubicación de la subestación eléctrica, se deberá elegir, en la
medida de lo posible, sitios con pendientes poco pronunciadas, con
objeto de conservar los patrones naturales de escurrimiento y evitar la
generación de polvos y partículas.
Seleccionar un área libre o con poca vegetación arbórea con objeto
de reducir al mínimo el derribo de arbolado. Si por la ubicación del
centro de carga no fuera posible cumplir con esta disposición, como
medida de compensación se llevará a cabo en el sitio que indique la
Delegación Federal de la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos
Naturales y Pesca que corresponda, la siembra de cinco ejemplares por
cada árbol derribado de la misma especie, de especies similares que
existan en la zona o de alguna otra que determine dicha Delegación. Se
prohíbe la introducción de especies exóticas, tales como Cassuarina sp y
Eucalyptus sp.
Queda prohibida la apertura de nuevos caminos de acceso de más
de 500 metros de longitud. En el caso excepcional de que sea
imprescindible la apertura de un camino para el acceso a la subestación
deberá ser de dimensiones menores a la señalada, y en caso de implicar
el derribo de arbolado se deberá observar la medida de compensación
referida en la especificación que antecede.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
121
Las dimensiones del predio de la subestación eléctrica serán las
mínimas requeridas para la instalación de los equipos y las futuras
ampliaciones proyectadas.
De preferencia se debe elegir un sitio que no colinde con casas o
fraccionamientos habitacionales.
Las subestaciones eléctricas de potencia que por sus características
se ubiquen en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias,
industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas (en
estas Cultura Ecológica, A.C. Gestión Ambiental Mexicana 5 últimas
cuando las dimensiones del terreno lo permitan), deberán considerar
desde su diseño, una franja frontal de terreno mínima de 3 m (tres
metros) de ancho en el acceso principal con el fin de plantar árboles o
arbustos de especies nativas u otras que designe la Delegación Federal
de la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca, en el
estado que corresponda, las cuales en su edad adulta no deberán
rebasar los 3 m (tres metros) de altura. Del mismo modo, cuando la
distribución de las instalaciones o cuando las dimensiones del predio lo
permitan, la franja vegetal se establecerá en todo el perímetro con el fin
de obtener una franja de amortiguamiento y minimizar el impacto
ambiental o bien se inducirá el crecimiento de vegetación nativa en
áreas que no interfieran con la operación de la subestación y con el paso
de las líneas eléctricas.
En las subestaciones de distribución, por razones de espacio y de
seguridad, no es recomendable construir cortinas vegetales.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
122
4.5 ESPECIFICACIONES PARA LA PREPARACIÓN DEL SITIO Y
DURANTE LA CONSTRUCCIÓN
Se debe evitar la instalación de campamentos en el predio de la
subestación eléctrica y en zonas aledañas. El personal que labore en las
distintas etapas del proyecto se alojará en los poblados circunvecinos.
En caso de que se justifique la instalación de un campamento en el
citado predio, debe cumplir con la normatividad ambiental aplicable en
materia de aguas residuales y manejo y disposición de residuos sólidos,
y desmantelarse una vez concluida la obra para posteriormente
restaurar el área afectada.
No se deberán realizar quemas de maleza durante las actividades de
desmonte ni utilizar productos químicos que afecten el brote de la
vegetación.
Se debe contar con letrinas móviles para el uso obligatorio de los
trabajadores que laboren en las obras.
El transporte de los materiales de construcción se deberá realizar
en camiones cubiertos con lona y de preferencia humedecidos para
evitar la dispersión de polvos y partículas.
Se llevarán a cabo actividades de riego en el área de trabajo para
evitar la dispersión de polvos y partículas. Esta medida se reforzará con
riegos adicionales en aquellos sitios que se encuentran cercanos a
asentamientos humanos.
Se deberá dejar libre la distancia de seguridad eléctrica entre la
barda perimetral y las partes energizadas.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
123
Los residuos sólidos generados durante la construcción del
proyecto se deberán disponer de acuerdo a su naturaleza, en la forma
siguiente:
• Los residuos sólidos domésticos se depositarán en contenedores
provistos de tapa, los cuales se ubicarán en forma visible y estratégica
en las áreas de su generación para su posterior disposición en los sitios
que señale la autoridad local competente.
• Los residuos susceptibles de reutilizarse tales como: madera, papel,
vidrio, metales y plásticos, deberán separarse y enviarse a empresas que
los aprovechen o depositarse donde la autoridad competente lo autorice.
• El material producto de las excavaciones y despalme que no se utilice
en los rellenos y en general todos los residuos que no sean reutilizados,
deberán enviarse fuera del área de la obra, para ser destinados a los
sitios que designen las autoridades competentes.
• Los residuos vegetales generados por las actividades de desmonte
deben ser triturados, mezclados y esparcidos en la superficie del terreno
que se destine para las áreas verdes o depositarlos en los lugares que
las autoridades competentes designen.
Deberá evitarse el derrame en el suelo, vertimiento en el drenaje o
en cuerpos de agua presente en la zona, de residuos de grasas, aceites,
solvente y sustancias peligrosas que se lleguen a generar en las
diferentes etapas de construcción de la obra. Estos residuos se deben
manejar de acuerdo con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos
y demás normatividad aplicable.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
124
4.6 ESPECIFICACIONES PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO.
No se deben usar líquidos aislantes dieléctricos catalogados como
sustancias peligrosas, tales como bifenilos policlorados o compuestos
orgánicos con 4 (cuatro) o más átomos de flúor o de cloro.
Se permite el uso de gas hexafluoruro de azufre (SF6), cuyo manejo
se debe realizar de acuerdo a lo establecido por las especificaciones del
distribuidor de este dieléctrico para cada tipo de subestación.
Cada transformador deberá contar con un sistema de captación de
derrames de aceite dieléctrico. Dicho sistema consistirá en una fosa
contenedora, trinchera o charola de concreto armado, el cual deberá
conducir el aceite hasta una fosa contenedora con una capacidad igual
al 100% del transformador más grande.
En las áreas donde se llevó a cabo el sembrado de árboles, se deben
aplicar las prácticas adecuadas para que los mismos alcancen una talla
suficiente que garantice su desarrollo normal.
A las áreas revegetadas dentro de la subestación eléctrica se les
debe dar mantenimiento con la Cultura Ecológica, A.C. Gestión
Ambiental Mexicana 6 periodicidad necesaria para su conservación.
No se deben almacenar en el predio de la subestación eléctrica lo
siguiente: combustibles, pinturas, disolventes, aceites, ni líquidos
aislantes dieléctricos catalogados como sustancias peligrosas. Cuando
por razones de mantenimiento se lleguen a utilizar dichas sustancias, se
deben de manejar de acuerdo con la normatividad aplicable.
CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL
125
Si durante la operación de la subestación se genera algún residuo
considerado como peligroso, éste se deberá manejar de acuerdo al
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al
Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos y demás normatividad
aplicable.
Especificaciones para el abandono del sitio. Se debe desmantelar la
infraestructura establecida cuando las instalaciones rebasen su vida útil
y no existan posibilidades de renovarlas.
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
CAPÍTULO 5
“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
ZARAGOZA MÓVIL.”
5.1. Lineamientos para la elaboración y presentación de los
análisis costo y beneficio de los programas de inversión. (1 de enero
de 2006)
5.1.1 DEFINICIONES:
Para efectos de estos lineamientos se entenderá por:
Análisis costo y beneficio: Evaluación socioeconómica que considera
en términos reales, los costos y beneficios directos e indirectos que los
programas y proyectos de inversión generan para la sociedad,
incluyendo externalidades y efectos intangibles.
Cartera: La Cartera de Programas y Proyectos de Inversión a que se
refiere el artículo 72 del Manual de Normas.
Costo Total: la suma del monto total de inversión, los gastos de
operación y mantenimiento, y otros costos y gastos asociados a los
programas y proyectos de inversión.
Manual de Normas: el Manual de Normas Presupuestarias para la
Administración Pública Federal.
Monto Total de inversión: el total de gasto de capital que se requiere
para la realización de un programa o proyecto de inversión. Incluye
tanto los recursos fiscales, presupuestarios y propios, como los de otras
126
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
fuentes de financiamiento, tales como las aportaciones de las entidades
federativas y los municipios y las de inversionistas privados.
Precios sociales: Los valores que reflejan el costo de oportunidad para
la sociedad de utilizar un bien o servicio y que pueden diferir de los
precios de mercado.
Proyectos de inversión: Las acciones que implican erogaciones de
gasto de capital destinadas a obra pública en infraestructura como la
construcción, adquisición y modificación de inmuebles, las
adquisiciones de bienes muebles asociadas a estos proyectos, y las
rehabilitaciones que impliquen un amento en la capacidad o vida útil de
los activos de infraestructura e inmuebles.
Programas de inversión: Las acciones que implican erogaciones de
gasto de capital no asociadas a proyectos de inversión.
5.1.2 Análisis costo-beneficio y su contenido:
El análisis costo-beneficio consistirá en una evaluación del
proyecto a un nivel mínimo de prefactibilidad y deberá estar sustentado
con información confiable y precisa que permita incorporar una
cuantificación en términos monetarios de los beneficios y costos en
forma detallada.
El análisis costo beneficio se aplicará en los siguientes casos:
a) Para los proyectos de inversión con monto total de inversión
mayor a 100 millones de pesos.
b) Para los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo.
127
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
c) Para aquellos de los proyectos de inversión que así lo determine
la Secretaría a través de la Unidad de Inversiones, independiente de su
monto total de inversión.
5.1.3 El análisis costo beneficio:
El análisis de costo beneficio deberá contener lo siguiente:
i. Resumen ejecutivo.
El resumen ejecutivo deberá presentar una inversión global del
proyecto, describiendo brevemente sus aspectos más relevantes. Se
explicará en forma concisa la necesidad a cubrir o la problemática que
se pretende resolver, las principales características del proyecto, las
razones por las que la alternativa elegida es la más conveniente para
resolver dicha necesidad, sus indicadores de rentabilidad y los riesgos
asociados a su ejecución.
ii. Situación sin proyecto y posibles soluciones.
En esta sección se deberá presentar un diagnóstico de la situación
actual que motiva la realización del proyecto, resaltando la problemática
que se pretende resolver o la necesidad que se busca atender a través
del mismo. También se deberán señalar y explicar las alternativas
evaluadas.
En particular, se deberá describir la situación sin proyecto,
considerando las medidas de optimización de la situación actual, esto
es, las acciones que llevarían a cabo las dependencias o entidades en
caso de que el proyecto no se realice. El efecto de las medidas de
optimización deberá proyectarse a lo largo del horizonte de evaluación,
con el fin de asegurar que en ésta solamente se consideren los costos y
beneficios atribuibles a la realización del proyecto.
128
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
A partir de la situación sin proyecto, se deberá incluir un análisis
de la oferta y demanda actuales, así como de su evolución esperada a lo
largo del horizonte de evaluación. Para ello, se deberá incluir una
estimación de la oferta y demanda y sus crecimientos a lo largo del
horizonte de evaluación, señalando la metodología y los supuestos
utilizados, así como la justificación de los mismos.
Respecto a las alternativas de solución evaluadas, deberán señalarse y
explicarse las principales características de las mismas, así como las
razones por las que no fueron seleccionadas para atender la
problemática o la necesidad.
iii. Descripción del proyecto.
En esta sección se deberán señalar las características más
importantes del proyecto de inversión, incluyendo lo siguiente:
a) Objetivo, el cuál debe corresponder a uno o más de los objetivos y
estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo y los
programas sectoriales, regionales y especiales que aplican a la
dependencia o entidad encargada de la ejecución del proyecto.
b) Propósito, es decir, el resultado inmediato o consecuencia directa
que se espera lograr con la ejecución del proyecto y que contribuirá a
alcanzar el objetivo a que se refiere el inciso anterior.
c) Componentes, esto es, los activos que resultarían de la realización
del proyecto tales como edificios, caminos, plantas productivas, redes,
mobiliario y equipamiento, o servicios, los cuales son necesarios para
alcanzar el propósito del mismo.
d) Actividades, es decir, las principales acciones que se requieren
para generar los componentes del proyecto.
129
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
e) Tipo de proyecto, de conformidad con lo establecido.
f) El sector económico y la localización geográfica donde se
desarrollará el proyecto, así como su zona de influencia.
g) La capacidad instalada que se tendría y su evolución en el
horizonte de evaluación del proyecto, así como en el caso de los
proyectos de infraestructura económica, las metas de producción de
bienes y servicios que se alcanzarían con la realización del mismo.
h) En su caso, la generación de ingresos o la obtención de ahorros
derivados del proyecto.
i) Un resumen de los aspectos más relevantes de las evaluaciones
técnicas, legal y ambiental del proyecto.
j) El avance en la obtención de los derechos de vía, en el caso de
proyectos que requieran contar con ellos.
k) El costo total del proyecto considerando por separado las
erogaciones a realizar tanto en la etapa de ejecución como en la
operación:
k.1) Para la etapa de ejecución, el calendario de inversiones por año y la
distribución del monto total de inversión en los componentes del
proyecto o en sus principales rubros.
k.2) Para la etapa de operación, la distribución de las erogaciones a
realizar en sus principales rubros.
130
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
l) Las fuentes de recursos, su calendarización estimada y su
distribución entre recursos públicos (federales, estatales y municipales)
y privados.
m) Supuestos económicos, señalando los más importantes para
efectos de la evaluación, tales como crecimiento esperado del Producto
Interno Bruto y precio de la mezcla de petróleo durante el horizonte de
evaluación.
n) Infraestructura existente y proyectos en desarrollo que podrían
verse afectados por la realización del proyecto.
iv. Situación con proyecto.
En está sección se deberá considerar el impacto que tendría sobre el
mercado la realización del proyecto. Para dicho análisis deberá
compararse la situación sin proyecto optimizada con la situación con
proyecto, de tal manera que se identifiquen los impactos atribuibles al
proyecto exclusivamente, mismos que se deberán reflejarse en el flujo de
costo y beneficios.
v. Evaluación del proyecto.
En esta sección se deberán identificar y cuantificar en términos
monetarios los costos y beneficios del proyecto, así como el flujo de los
mismos a lo largo del horizonte de evaluación, con objeto de mostrar que
el proyecto es susceptible de generar, por sí mismo, beneficios netos
para la sociedad bajo supuestos razonables.
En la evaluación del proyecto se deberán tomar en cuenta los
efectos directos e indirectos, incluyendo, en su caso, las externalidades
y los efectos intangibles, derivados de su realización sobre el mercado
relevante, los mercados relacionados de bienes y servicios, y otros
131
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
agentes económicos, a fin de determinar su impacto final sobre la
sociedad.
Asimismo, se deberán presentar los indicadores de rentabilidad que
resulten de la cuantificación de costos y beneficios. En particular, se
deberá incluir una estimación del Valor Presente Neto (VPN), la Tasa
Interna de Retorno (TIR) y, en el caso de proyectos cuyos beneficios
estén vinculados al crecimiento de la población, la Tasa de Rendimiento
Inmediato (TRI).
En el caso de proyectos de inversión de infraestructura económica
que generen ingresos o ahorros monetarios, como los proyectos de
infraestructura productiva a largo plazo y la adquisición inmuebles por
arrendamiento financiero, se deberá presentar adicionalmente un
análisis de factibilidad financiera, donde se muestre, en términos de
valor presente, los ingresos generados, los ahorros obtenidos y las
erogaciones que implica la realización del proyecto desde el punto de
vista de la dependencia o entidad que lo realiza.
vi. Análisis de sensibilidad y riesgos
Mediante este análisis, se deberán identificar los efectos que
ocasionaría la modificación de las variables relevantes sobre los
indicadores de rentabilidad del proyecto, esto es, el VPN, la TIR y en su
caso, el TRI. Entre otros aspectos, deberá considerarse el efecto
derivado de variaciones porcentuales de los insumos y los bienes que se
producirán, y señalar la variación porcentual de estos rubros con la que
el VPN sería igual a cero.
Asimismo, se deberán considerar los riesgos asociados a la
ejecución del proyecto que puedan afectar su rentabilidad, tanto en su
etapa de ejecución en la operación.
132
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
vii. Conclusiones.
En está última sección se deberán exponer en forma concisa las
principales conclusiones a las que se llega con el análisis realizado y, en
su caso, señalar las acciones que se requieren para la ejecución
oportuna del proyecto.
5.1.4. Indicadores de rentabilidad.
1) Valor Presente Neto (VPN)
Donde:
Bt= beneficios totales en el año t
Ct=costos totales en el año t.
r= tasa social de descuento
n= número de años del horizonte de evaluación
t = año calendario, en donde el año 0 será el del inicio de las
erogaciones del gasto de inversión.
2) Tasa Interna de Retorno (TIR)
La TIR es el valor de la tasa de descuento que hace que el VPN sea
igual a cero.
133
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
3) Tasa de Rendimiento Inmediato (TRI)
Donde:
Bt+1=beneficio total en el año t +1
Ct´1= costo total en el año t+1
It=monto total de inversión valuado al año t
t= año en el termina la construcción del proyecto
t+1= primer año de operación
El momento óptimo para la entrada en operación de un proyecto
cuyos beneficios son crecientes en el tiempo se determina cuando
la TRI es igual o mayor que la tasa social de descuento (12 por
ciento de acuerdo con los lineamientos).
4) Costo Anual Equivalente (CAE)
Donde:
VPC=valor presente del costo total de proyecto (esto es, monto
total de inversión, gastos de operación y mantenimiento y otros
grandes gastos asociados).
r=tasa social de descuento
n=número de años de vida útil del activo (etapa de operación)
134
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
La alternativa más conveniente será aquella con el menor CAE. Si
la vida útil de los activos bajo las alternativas analizadas es la
misma, la comparación entre éstas se realizará únicamente a
través del valor presente de los costos de las alternativas.
5.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:
SUBESTACIÓN MÓVIL ZARAGOZA
i. Resumen Ejecutivo
Problemática:
La zona oriente de La Ciudad de México es atendida por las
subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena, cuya capacidad
firme de estas subestaciones se encuentra rebasada. Actualmente
satisfacen una demanda cercana a su capacidad instalada, por tal
motivo, no pueden suministrar demandas de energía adicionales y ante
el requerimiento de demanda de 46.4 MW de los desarrolladores de
vivienda en esta zona, es necesaria la instalación urgente de una
subestación móvil de 45 MVA para satisfacerla, esta subestación estará
en funcionamiento de julio de 2009 a diciembre de 2012, fecha en la
cual se pondrá en servicio la subestación definitiva de Zaragoza, con
una capacidad de 180 MVA, 230/23 kV, que tomara la carga de la móvil
y la que se le solicite a la Entidad a partir de 2010. En enero de 2013, la
subestación móvil de 45 MVA estará disponible para atender la
demanda en otra zona de la Entidad, que lo requiera.
El área de Distribución de esta Entidad reporta que los siguientes
desarrolladores de vivienda y centros comerciales: Conjunto Parnelli S.
A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque Industrial Ecológico,
Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi
Palacio de Justicia Federal, han realizado varios requerimientos de
135
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
servicio en esta zona del Área Metropolitana, para la atención de éstas
sólo se cuenta con la subestación Santa Cruz, la cuál no tiene suficiente
capacidad para abastecer la zona actualmente.
Descripción del proyecto
Obra: Subestación móvil Zaragoza.- S. E. Telecontrolada de 45
MVA, 230/23 kV., 4 alimentadores de 11 MVA, para interconectarse al
anillo de 230 kV. Entre las SE's Santa Cruz-Aurora
Alternativas del proyecto
Se analizaron las siguientes alternativas:
Primera: Instalar la subestación eléctrica Móvil Zaragoza, debido a que
es una respuesta rápida a las necesidades de infraestructura eléctrica,
ya que la demanda de la zona originada principalmente por cargas
puntuales, modificó el pronostico basado en datos históricos, y el tiempo
de ejecución de una SE definitiva fluctúa entre tres y cinco años. En
consecuencia, la adquisición e instalación de una SE Móvil permite
atender con mayor oportunidad los requerimientos de demanda a corto
plazo.
Segunda: Tomar la energía eléctrica de las subestaciones cercanas al
punto de carga, pero esto no es posible debido a que están apunto de
rebasar su capacidad firme.
Tercera: Traer la energía de subestaciones eléctricas más lejanas, lo
cual nos ocasionaría mala regulación de voltaje y mayores pérdidas
técnicas y no técnicas, resultando una reducción en la confiabilidad del
suministro de energía y una pésima calidad en el servicio que se
proporciona.
136
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Cuarta: Instalar una subestación con suficiente capacidad para
absorber el incremento de la demanda de energía eléctrica en la zona, la
cual ya ha sido proyectada para su construcción y representa la mejor
solución, esta subestación se llamará Zaragoza y tendrá una capacidad
instalada de 180 MVA. Esta opción requerirá de más tiempo que una
subestación móvil.
Se eligió la primera alternativa, por qué resulta la opción más
conveniente para satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de
forma rápida en la zona, actuando de forma provisional para dar tiempo
a la terminación y entrada en operación de la subestación definitiva en
SF6 Zaragoza.
Beneficios del proyecto
a) Ahorro de energía por reducción de pérdidas en alimentadores
b) Mayor cantidad de energía suministrada anualmente
c) Habitantes beneficiados con la realización del proyecto: 90, 000
aproximadamente
Relación beneficio/costo del proyecto 1.64
Tasa interna de retorno (tir) 184.01 %
Tasa de descuento 12.00 %
Tasa de retorno inmediato (tri) en 2009 90.65 %
Valor presente de los beneficios (mdp) 2, 407.050
Valor presente de los costos (mdp) 1,465.496
Valor presente neto (mdp) 941.554
Tabla 5.1 Relación Beneficio/Costo Del Proyecto
137
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Riesgos
La realización de este proyecto pudiera enfrentar los siguientes riesgos:
• Riesgo cambiario. Este se debe a la variación o fluctuación del tipo
de cambio de las divisas.
• Riesgos Políticos. Exigencias sociales que condicionan la ejecución
de la obra.
• Riesgos económicos. Incremento de costos en la adquisición de
equipos y materiales. No contar con la aprobación del techo
presupuestal para ésta obra.
• Fenómenos meteorológicos. Afectación del programa de ejecución
del proyecto.
• Riesgos técnicos. En caso de presentarse una falla eléctrica se
pierde la subestación y el servicio del suministro de manera total,
restableciéndolo hasta la reparación de la avería, tiempo que dependerá
de la magnitud de la falla.
• Permisos Gubernamentales. Retraso en la entrega de los permisos
ambientales y licencias de construcción para la subestación.
ii. Situación sin proyecto y posibles soluciones
En el caso de no llevarse a cabo la instalación de la subestación
Zaragoza Móvil, no será posible atender la creciente demanda de energía
de la zona sureste, ya que en este momento la infraestructura eléctrica
disponible es insuficiente para atender ésta demanda, debido a que las
subestaciones que se encuentran cercanas al punto de carga como las
subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena no poseen la
138
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
capacidad suficiente para satisfacer el incremento de energía eléctrica
que se está presentando en la zona, ocasionado principalmente por los
desarrolladores de vivienda, que en conjunto con el desarrollo
industrial, comercial y de servicios, ha propiciado que la infraestructura
eléctrica sea insuficiente para soportar éstos incrementos en la
demanda de energía. Una solución a este problema, sería el
incrementar la longitud de los alimentadores de subestaciones alejadas
al punto de consumo, con la desventaja de que se tendrían pérdidas
técnicas y no técnicas, mala calidad del servicio, lo cual se traduce en
una pésima regulación del voltaje, aumento en el número de
interrupciones del servicio eléctrico e incremento en el tiempo de
duración de éstas. De no contarse con el proyecto implicaría el freno del
desarrollo socioeconómico de la zona (Calidad de vida, generación de
empleos e infraestructura).
Antes de tomar la decisión de instalar la subestación eléctrica
Móvil Zaragoza se consideraron las siguientes alternativas:
Primera: Instalar la subestación eléctrica Móvil Zaragoza, debido a que
es una respuesta rápida a las necesidades de infraestructura eléctrica,
ya que la demanda de la zona originada principalmente por cargas
puntuales, modificó el pronostico basado en datos históricos y el tiempo
de ejecución de una SE definitiva fluctúa entre tres y cinco años. En
consecuencia, la adquisición e instalación de una SE Móvil permite
atender con mayor oportunidad los requerimientos de demanda a corto
plazo.
Segunda: Tomar la energía eléctrica de las subestaciones cercanas al
punto de carga, pero éstas están a punto de rebasar su capacidad firme.
Tercera: Traer la energía de subestaciones eléctricas más lejanas, lo
cual nos ocasionaría mala regulación de voltaje y mayores pérdidas
139
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
técnicas y no técnicas, lo que resultaría una reducción en la
confiabilidad del suministro de energía y una pésima calidad en el
servicio que se proporciona.
Cuarta: Instalar una subestación con suficiente capacidad para
absorber el incremento de la demanda de energía eléctrica en la zona, la
cual ya ha sido proyectada para su construcción y representa la mejor
solución, esta subestación se llamará Zaragoza y tendrá una capacidad
instalada de 180 MVA.
Se eligió la primera alternativa, por qué resulta la opción más
conveniente para satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de
forma rápida en la zona, actuando de forma provisional para dar tiempo
a la terminación y entrada en operación de la subestación definitiva en
SF6 Zaragoza. Con la entrada en servicio de ésta subestación se tomará
la carga de la subestación Móvil y se atenderán los requerimientos de
demanda adicionales.
Situación sin proyecto.
En la tabla 5.2, se observa la carencia de suministro energía
eléctrica en la zona de influencia de la futura subestación Móvil
Zaragoza, existe un déficit de 10 MW desde el año 2005 y desde esta
fecha esta rebasada la capacidad firme de la subestación eléctrica Santa
Cruz y en caso de presentarse una falla, parte del servicio quedará
interrumpido debido a que no hay suficiente respaldo para suministrar
toda la energía eléctrica requerida.
140
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
AÑOS
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MW SUBESTACION
oferta (C.F.) 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130
SANTA CRUZ
demanda 112 140 135 138 142 165 169 173 177 180 184 189 193
Tabla 5.2.Situación Sin Proyecto. Pronóstico Oferta-Demanda
Optimización
En esta situación, las medidas de optimización no son prácticas de
llevar a cabo, debido a la magnitud en el incremento de la demanda de
energía eléctrica que será necesaria satisfacer en el corto plazo, ya que
la infraestructura actual no tiene la capacidad para cubrir esta
demanda, y la opción de incrementar la longitud de los alimentadores
para traer la energía de subestaciones más lejanas nos ocasionaría
pérdidas económicas teniéndose una mala regulación del voltaje,
afectando la calidad del servicio proporcionado.
Por tal razón se opto por instalar la nueva subestación Móvil
Zaragoza, porque es una solución práctica para el suministro de energía
en el corto plazo.
141
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
iii. Descripción del Proyecto
Subestación
Descripción
Zaragoza Móvil
S.E. Telecontrolada de 45 MVA, 230/23 kV.,
4 alim. De 11 MVA, para interconectarse a la
LT. De 230 kV. Entre SE's Santa Cruz-
Aurora.
Tabla 5.3. Descripción Del Proyecto
a) Objetivo
La puesta en servicio de la subestación eléctrica Zaragoza Móvil, se
apega a lo establecido en la estrategia 15.9 del Plan Nacional de
Desarrollo 2007-2012 (PND), respecto a desarrollar la infraestructura
requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica con un alto
nivel de confiabilidad, realizando inversiones que permitan atender los
requerimientos de demanda en los diversos segmentos, así mismo de
conformidad al Programa Sectorial de Energía se asegurará el abasto
suficiente de energía eléctrica con calidad y oportunidad.
b) Propósito
Al operar la subestación eléctrica Zaragoza Móvil, se contará con la
capacidad necesaria y oportuna de transformación y distribución de
energía eléctrica para satisfacer el rápido incremento de la demanda de
energía en la zona sureste del Área Metropolitana de la Ciudad de
142
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
México, para dar el servicio necesario a los desarrollos habitacionales,
industriales y comerciales que se están presentando.
Con la subestación Zaragoza Móvil se espera beneficiar a 90, 000
habitantes aproximadamente, contribuyendo al desarrollo
socioeconómico de la zona.
c) Componentes
CONCEPTOS DE OBRA Millones de pesos
constantes de 2008
TOTAL MATERIAL: 50.060
Costo de la subestación 42.000
Materiales misceláneos 5.400
Fabricas y talleres 2.150
Materiales construcción 0.510
TOTAL MANO DE OBRA: 47.374
Recepción 2.870
Ajuste de protecciones y prueba de
canales de comunicación 2.870
Puesta en servicio 0.042
Ingeniería 0.500
UTR'S 0.433
fabricas y talleres 10.120
Construcción 30.539
TOTAL 97.434
Tabla 5.4. Mano de Obra y Materiales del Proyecto
143
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
d) Actividades
• Analizar la factibilidad eléctrica.
• Analizar la factibilidad física.
• Analizar la factibilidad económica.
• Desarrollar la ingeniería preliminar del proyecto.
• Desarrollar especificaciones técnicas de las subestaciones
móviles.
• Realizar la Licitación pública para la adquisición de las
subestaciones y equipo auxiliar.
• Fincamiento del pedido al oferente ganador del licitatorio.
• Desarrollar el proyecto civil y electromecánico de detalle.
• Fabricación de estructuras y cimentaciones requeridas
• obtención de los permisos y licencias, de construcción en caso de
requerirse.
• Instalar la subestación móvil e interconectarla con la línea de
transmisión asociada.
• Adecuación de los esquemas de protección de las subestaciones
asociadas a la línea de transmisión que se abre para
interconectar la subestación móvil.
• Pruebas de recepción
• Puesta en servicio.
e) Tipo de proyecto
Este corresponde a un proyecto de infraestructura económica,
conforme al inciso i, numeral 2 de los Lineamientos para la elaboración
y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y
proyectos de inversión, de la SHCP. El cronograma de actividades se
muestra a continuación:
144
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
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CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
f) Sector Económico, localización geográfica y zona de influencia
El proyecto de la instalación de la subestación Zaragoza Móvil se
desarrollará en la Zona Sureste del Área Metropolitana, en la Delegación
Iztapalapa, Distrito Federal.
El Sector Económico al que pertenece este proyecto es: El de
Generación de Energía Eléctrica y Agua.
Figura 5.1 Croquis De Localización De La Subestación Móvil
Zaragoza
146
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Figura 5.2 Diagrama Unifilar De La Subestación Móvil Zaragoza
147
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
g) Capacidad instalada que se tendría y su evolución.
Subestación Zaragoza Móvil con un transformador trifásico de 45 MVA
Año
45 MVA 2009
45 MVA 2010
45 MVA 2011
: 2012
: 2013
: 2014
: .
: .
: .
45 MVA 2019
Tabla 5.6. Capacidad Instalada
La principal meta que se tendría con la realización de este proyecto
sería:
• Atender la creciente demanda de energía eléctrica que se ha
venido presentado en la zona sureste del Área Metropolitana de la
Ciudad de México, debido principalmente a los desarrolladores de
vivienda, comercio, industria y servicios.
148
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
h) La generación de ingresos o la obtención de ahorros derivados
del proyecto
Año
Energía anual suministrada
(Ventas) mdp
Ahorro anual por menores pérdidas en
alimentadores mdp
Total Ingresos anuales
mdp
Total Ingresos
anuales en valor presente
mdp
2009 209.230 9.941 219.171 195.688
2010 418.459 19.882 438.341 349.443
2011 418.459 19.882 438.341 312.002
2012 418.459 19.882 438.341 278.574
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: : : : :
2019 418.459 19.882 438.341 126.013
Total 4,393.824 208.759 4,602.584 2,407.051
Tabla 5.7 Generación De Ingresos
i) Los aspectos más relevantes de las evaluaciones técnicas, legal y
ambiental del proyecto
a) Factibilidad técnica
Con el propósito de atender el crecimiento de la demanda de
energía eléctrica en la zona sureste, se realizaron los estudios de flujos
de potencia y corto circuito, así como visitas de campo dando como
resultado la factibilidad favorable del proyecto. En seguida se elaboró la
ingeniería preliminar que consistió en determinar la ubicación de la
subestación móvil bajo el derecho de vía y su tipo (convencional o SF6),
149
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
así como determinar el listado de componentes y materiales a emplearse
en su instalación. También se cuantifico el costo aproximado de labor.
b) Factibilidad legal
No se requiere, ya que la subestación se instalará dentro de los
derechos de vía ya existentes.
c) Factibilidad ambiental
LFC realizará los trabajos pertinentes para corroborar la factibilidad
ambiental y realizará las gestiones ambientales pertinentes apoyándose
en la norma 114 de SEMARNAT.
j) El avance en la obtención de los derechos de vía, en el caso de
proyectos que requieren contar con ellos.
No es necesario, debido a que se utilizaran los derechos de vía que
pertenecen a LFC.
k) El costo total del proyecto, considerando por separado las
erogaciones a realizar tanto en la etapa de ejecución como de operación
Costo total del proyecto, en valor presente, identificando
etapas de:
Construcción y de operación.
K1) Para la etapa de ejecución, el calendario de inversiones por año
y la Distribución del monto total de la inversión en el componente del
proyecto o en sus principales rubros:
150
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
2008
2009
Total (mdp)
Zaragoza Móvil % 55.273 44.727 100 %
Material 48.500 1.560 50.060
Labor 5.355 42.019 47.374
S.E. Telecontrolada de 45 MVA, 230/23
kV., 4 alim. De 11 MVA, para
interconectarse a la LT. De 230 kV. Entre
SE's Santa Cruz-Aurora. Total 53.855 43.579 97.434
Tabla 5.8 Calendario de Inversiones y la distribución del Monto
Total un sus Principales Rubros (Millones De Pesos De 2008)
K2) Para la etapa de operación, la distribución de las erogaciones a
realizar en Distribución en sus principales rubros:
Año Inversión
mdp
Operación
y
manto.
Costos
aguas arriba
Costos
aguas
abajo
Costo total
Valor presente
de los costos
totales
mdp
2008 53.855 53.855 53.855 2009 43.579 0.731 107.600 16.661 168.561 150.510 2010 : 1.462 215.200 33.323 249.948 199.286 2011 : 1.462 215.200 33.323 249.948 177.934 2012 : 1.462 215.200 33.323 249.948 158.870 2013 : 1.462 215.200 33.323 249.948 141.848 2014 : 1.462 215.200 33.323 249.948 126.650 2015 : 1.462 215.200 33.323 249.948 113.080
: : : : : : :: : : : : : :
2019 : 1.462 215.200 33.323 249.948 71.865
Total 97.434 15.346 2, 259.601 349.888 2, 722.270 1,465.497
Tabla 5.9. Se puede apreciar el desglose del Proyecto en sus
Principales Rubros (Millones De Pesos Del 2008)
151
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
l) Las fuentes de los recursos, su calendarización estimada y su
distribución entre recursos públicos (federales, estatales y municipales)
y privados.
Para Luz y Fuerza del Centro la fuente de financiamiento para los
proyectos son: Recursos propios autorizados en el Presupuesto de
Egresos de la Federación.
m) Supuestos económicos, señalando los más importantes para
efectos de evaluación.
En la elaboración del Beneficio-Costo se emplearon los parámetros
de costos como son: aguas arriba, aguas abajo y precio medio de venta
de la energía para la evaluación económica del proyecto, los valores
antes mencionados son tomados del documento “Parámetros para la
evaluación de proyectos de transmisión” editado por la Comisión Federal
de Electricidad, correspondiente al año 2007. Las tasas de descuento
empleadas en los cálculos en la determinación del Beneficio-Costo son
del 12, 15 y 20 % avalados por la SHCP para estos estudios.
n) Infraestructura existente y proyectos en desarrollo que
podrían verse afectados por la realización del proyecto:
Se verá favorecida la distribución de energía eléctrica suministrada
por subestación Santa Cruz, al no rebasar el suministro su capacidad
instalada.
Proyectos que se verían afectados favorablemente.
Conjunto Parnelli S. A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque
Industrial Ecológico, Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín
Neza y Grupo Indi Palacio de Justicia Federal.
152
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
iV Situación con proyecto
Con la instalación de la subestación Zaragoza Móvil, se atenderá el
incremento de la demanda de energía eléctrica que se está presentando
en la zona, ya que con la infraestructura actual no será posible hacerlo.
Como se ha mencionado anteriormente el crecimiento de la demanda de
energía en la zona es explosivo y originado por la construcción de
desarrollos habitacionales, comerciales e industriales que no fueron
notificados a la entidad de manera oportuna. Por lo tanto, es necesaria
la instalación de la subestación Zaragoza Móvil, para satisfacer los
nuevos requerimientos de demanda de energía. Desde luego con este
proyecto se obtendrán mayores ingresos por venta de energía y se
contribuirá al desarrollo socioeconómico de la zona (Calidad de vida,
generación de empleos e infraestructura).
Asimismo, se dará tiempo para que entre en operación la
subestación fija Zaragoza con una capacidad de 180 MVA, que
posteriormente tomará toda la carga de la subestación móvil y la que se
presente en el futuro.
Este proyecto beneficiará a las Colonias Santa Martha Acatitla,
Santa Maria Atzahuacan y San Lorenzo Xicoténcatl, las cuales se
encuentran ubicadas en La Delegación Iztapalapa, D.F. y el municipio
de Netzahualcóyotl, Estado de México.
Del siguiente cuadro 5.10, se puede observar que desde los años
2007 hasta el 2008 existe un déficit de energía eléctrica. Con la entrada
en operación de la subestación Móvil Zaragoza se solucionará el
problema durante un corto plazo, obteniendo tiempo necesario para la
entrada en operación de la subestación fija Zaragoza de 180 MVA.
153
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
AÑOS
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MW SUBESTACION
oferta (C.F.) 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130
SANTA CRUZ demanda
112 140 135 130 130 125 130 130 125 125 125 125 125
oferta
(C.F.) 41 41 41
ZARAGOZA MOVIL demanda
41 41 41
oferta
(C.F.)
65 130 130 130 130
ZARAGOZA FIJA
demanda 52 55 59 65 68
De acuerdo a la tabla 2 se tiene el
siguiente Déficit MW 8 12 43
Tabla 5.10 Situación con Proyecto. Pronostico Oferta-Demanda
v. Evaluación del proyecto.
Resultados de la evaluación.
En la tabla 5.11 se muestran los resultados económicos del
proyecto, en el cual se puede ver que el proyecto es económicamente
rentable.
154
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Indicadores Económicos
S. E. MOVIL ZARAGOZA TIR VPN mdp
B/C TRI
S.E. Telecontrolada de 45
MVA, 230/23 kV., 4 alim. de 11
MVA, para interconectarse a la
LT. de 230 kV. entre SE's
Santa Cruz-Aurora.
184.01 %
941.554 1.64 90.65
%
Tabla 5.11. Evaluación del Proyecto
Identificación de costos
La inversión del proyecto cubrirá los siguientes costos:
• Costos de Ingeniería preliminar.
• Costos de Ingeniería de proyecto.
• Costos de adquisición de equipo y los materiales para su
instalación.
• Costos de ejecución de obra.
Los costos necesarios para llevar a cabo la operación del proyecto
son:
• Costo marginal de la energía aguas arriba
• Costo marginal de la energía aguas abajo
• Costos de operación y mantenimiento anuales (materiales y
salarios) representados por el 1.5% anual sobre el monto total de
la inversión del proyecto, a partir de
• la entrada en operación.
155
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Los costos anteriores se calculan de la siguiente manera:
Cálculo del Costo por Operación y Mantenimiento.
Los datos utilizados para la obtención de los costos de operación y
mantenimiento, son valorados mediante la suma de la inversión al año
referido, multiplicado por el factor de operación y mantenimiento que es
de 1.5% para una subestación de tipo móvil.
COSTO OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Año 2010) =INVERSIÓN X
FACTOR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
(Miles de Pesos constantes del 2008)
1,461.508 $ = (97, 433.899) x (0.015)
Para cada uno de los años de operación del proyecto (10 años), los
costos se pueden ver mas adelante en la tabla 5.12. En la columna bajo
el título Operación y Mantenimiento. Así como en el análisis de
rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).
Cálculo de los costos Aguas Arriba
Corresponde a los costos asociados a la infraestructura eléctrica
necesarios para hacer llegar la energía del punto de generación al punto
de recepción del nuevo proyecto.
Los datos utilizados para la obtención de los costos aguas arriba
son los siguientes: la carga obtenida de estudios eléctricos realizados
por LFC, las horas al año, el factor de carga y el costo marginal de la
energía aguas arriba establecido por CFE mediante el documento
156
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
“Parámetros de evaluación utilizados en proyectos a incorporar en la red
eléctrica”.
COSTO AGUAS ARRIBA (Año 2010) = CARGA CONSIDERADA X HORAS
AL AÑO X FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ARRIBA
(Miles de Pesos constantes del 2008)
215,200.146= (40.5 MW) x (8760 h) x (0.65) x (0.93319 M$/MWh)
El valor de los costos aguas arriba a lo largo del horizonte de
evaluación se modifica debido al incremento de la carga (MW) que se
tenga pronosticada para la zona.
Para cada uno de los años durante la operación del proyecto (10
años), los costos se pueden ver mas adelante en el Tabla 5.12. En la
columna bajo el titulo Costo Aguas Arriba. Así como en el análisis de
rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).
Cálculo de los costos Aguas Abajo
Corresponde a los costos asociados a la infraestructura eléctrica
necesarios para hacer llegar la energía del punto de entrega del nuevo
proyecto hasta los usuarios finales.
Los datos utilizados para la obtención de los costos aguas abajo
son los siguientes: la carga obtenida de estudios eléctricos realizados
por LFC, las horas al año, el factor de carga y el costo marginal de la
energía aguas abajo establecido por CFE mediante el documento
“Parámetros de evaluación utilizados en proyectos a incorporar en la red
eléctrica”.
157
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
COSTO AGUAS ABAJO (Año 2010) = CARGA CONSIDERADA X HORAS
AL AÑO X FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ABAJO
(Miles de Pesos constantes del 2008)
33,322.712 = (40.50 MW) X (8760 h) X (0.650) X (0.144500 M$/MWh)
El valor de los costos aguas abajo a lo largo del horizonte de
evaluación se modifica debido al incremento de la carga (MW) que se
tenga pronosticada para la zona.
Para cada uno de los años durante la operación del proyecto (10
años), los costos se pueden ver mas adelante en el Tabla 5.12. En la
columna bajo el título Costo Aguas Abajo. Así como en el análisis de
rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).
Año Inversión
mdp
Operación
y
manto.
Costos
aguas arriba
Costos
aguas
abajo
Costo total
Valor presente
de los costos
totales
Mdp
2008 53.855 53.855 53.855
2009 43.579 0.731 107.600 16.661 168.561 150.510
2010 : 1.462 215.200 33.323 249.948 199.286
2011 : 1.462 215.200 33.323 249.948 177.934
2012 : 1.462 215.200 33.323 249.948 158.870
2013 : 1.462 215.200 33.323 249.948 141.848
2014 : 1.462 215.200 33.323 249.948 126.650
2015 : 1.462 215.200 33.323 249.948 113.080
: : : : : : :
: : : : : : :
2019 : 1.462 215.200 33.323 249.948 71.865
Total 97.434 15.346 2, 259.601 349.888 2, 722.270 1,465.497
Tabla 5.12. Costos del Proyecto (Millones de Pesos Constantes del
2008)
158
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Beneficios
Ventas
Los datos utilizados para la obtención de las ventas son tomados de
estudios eléctricos realizados por LFC, este calculo se determina
mediante el producto de la carga, el factor de carga, las horas al año y el
costo de venta de la energía vendida por CFE mediante el documento
“Parámetros de evaluación utilizados en proyectos a incorporar en la red
eléctrica”.
VENTAS (Año 2010)=CARGA CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X
FACTOR DE CARGA X PRECIO MEDIO DE VENTA
(Miles de pesos constantes del 2008)
418,459.462= (40.5MW) X (8760 h) X (0.65) X (1.81460 M$/MWh)
El valor de las ventas a lo largo del horizonte de evaluación se
modifica debido al incremento de la carga (MW) que se tenga
pronosticada para la zona.
Para cada uno de los años durante la operación del proyecto (10
años), las ventas se pueden ver más adelante en el Tabla 5.13. En la
columna bajo el titulo Beneficio por venta de energía. Así como en el
análisis de rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).
Ahorros
Una alternativa para cubrir las necesidades de energía eléctrica en
determinada zona es alargar la longitud de los alimentadores de
subestaciones lejanas, pero esto ocasionaría pérdidas muy grandes de
energía eléctrica y mala regulación en el voltaje, esta es una solución en
caso de no tener otra opción, pero lo más recomendable es ampliar la
159
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
subestación eléctrica más cercana o construir una subestación nueva,
según convenga, de tal decisión se obtiene el beneficio de los ahorros
por no alargar alimentadores.
Este cálculo se determina mediante el producto de la carga, las
horas al año, el factor de pérdidas por alimentadores largos, factor de
carga, costo marginal aguas abajo mas el producto de la carga, las
horas al año, el factor de pérdidas por alimentadores largos, factor de
carga, costo marginal aguas arriba. Los costos marginales aguas arriba
y costos marginales aguas abajo, datos proporcionados cada año por
CFE mediante el documento: “Parámetros de evaluación utilizados en
proyectos a incorporar en la red eléctrica”.
AHORROS POR NO EMPLEAR ALIMENTADORES LARGOS = (CARGA
CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X FACTOR DE PÉRDIDAS X
FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ABAJO) + (CARGA
CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X FACTOR DE PÉRDIDAS X
FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ARRIBA)
19,881.829 Miles $ (2010) = (40.50 MW) X (8, 760 h) X (0.08) X (0.65) X
(0.144500 M$/MWh) + (40.50 MW) X (8, 760 h) X (0.08) X (0.65) X
(0.93319 M$/MWh)
El valor de los ahorros a lo largo del horizonte de evaluación se
modifica debido al incremento de la carga (MW) que se tenga
pronosticada para la zona.
Para cada uno de los años durante la operación del proyecto (10
años), los ahorros se pueden ver más adelante en el cuadro 5.13. En la
columna bajo el titulo BENEFICIOS POR AHORROS POR MENORES
PERDIDAS EN ALIMENTADORES. Así como también en el cuadro de
rentabilidad del caso base (tasa de descuento 12%) bajo el mismo titulo.
160
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Año
Energía anual suministrada
(Ventas) mdp
Ahorro anual por menores pérdidas en alimentadores
mdp
Total Ingresos anuales
mdp
Total Ingresos anuales
en valor presente
mdp
2009 209.230 9.941 219.171 195.688
2010 418.459 19.882 438.341 349.443
2011 418.459 19.882 438.341 312.002
2012 418.459 19.882 438.341 278.574
: : : : :
: : : : :
2019 418.459 19.882 438.341 126.013
Total 4,393.824 208.759 4,602.584 2,407.051
Tabla 5.13. Ahorro (Millones de Pesos Constantes del 2008)
vi. Análisis de sensibilidad y Riesgos
El análisis de sensibilidad se efectuó con respecto a las tasas de
descuento del 12%, 15%, y 20% S. E. MOVIL ZARAGOZA
Tasa de descuento
VPN (mdp)
B/C TIR %
TRI %
Años de recuperación
12% 941.554 1.64 184.01 90.65 3
15% 812.162 1.63 184.01 89.26 3
S.E. Telecontrolada
de 45 MVA, 230/23
kV., 4 alim. De 11
MVA, para
interconectarse a la
LT. de 230 kV. entre
SE's Santa Cruz-
Aurora.
20% 646.379 1.61 184.01 87.04 3
Tabla 5.14. Análisis de Sensibilidad (Caso Base) (Millones de Pesos
Constantes del 2008)
161
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
S. E. MOVIL ZARAGOZA
Tasa de descuento
VPN (mdp)
B/CTIR %
TRI %
Años de recuperación
12% 740.703 1.63 83.56 79.95 5
15% 602.341 1.61 83.56 76.31 5
S.E.
Telecontrolada de
45 MVA, 230/23
kV., 4 alim. de 11
MVA, para
interconectarse a
la LT. de 230 kV.
entre SE's Santa
Cruz-Aurora.
20% 434.385 1.57 83.56 70.68 5
Tabla 5.15. Plazo de Ejecución 2 Años (Millones de Pesos
Constantes del 2008)
Tasa de
descuento
VPN (mdp)
B/CTIR %
TRI %
Años de recuperación
12% 581.224 1.61 56.88 70.22 7
15%
444.600
1.59 56.88 64.84 7
S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E. Telecontrolada de
45 MVA, 230/23 kV., 4
alim. de 11 MVA, para
interconectarse a la LT.
de 230 kV. entre SE's
Santa Cruz-Aurora.
20% 288.576
1.54 56.88 56.81 7
Tabla 5.16. Plazo de Ejecución 4 Años (Millones de Pesos
Constantes del 2008)
162
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Tasa de
descuento VPN
(mdp) B/C
TIR%
TRI %
Años de recuperación
12% 0 1 12 16.26 12
15%
119.090
0.95 12 16.01 >12
S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E. Telecontrolada
de 45 MVA, 230/23
kV., 4 alim. de 11
MVA, para
interconectarse a la
LT. de 230 kV. entre
SE's Santa Cruz-
Aurora.
20%
268.846
0.86 12 15.61 >12
Tabla 5.17. Aumentando un 1115 % del Costo Original de La Obra
(Millones de Pesos Constantes del 2008
Tasa de descuento
VPN (mdp)
B/C TIR %
TRI %
Años de recuperación
12%
733.085
1.61 147.72 72.38 3
15%
629.977
1.60 147.72 71.27 3
S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E.
Telecontrolada de
45 MVA, 230/23
kV., 4 alim. de 11
MVA, para
interconectarse a
la LT. de 230 kV.
entre SE's Santa
Cruz-Aurora.
20%
497.926
1.57 147.72 69.49 3
Tabla 5.18. Con Carga Considerada al 80 % Millones de Pesos
Constantes del 2008
163
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Riesgos
La realización de este proyecto pudiera enfrentar los siguientes riesgos:
• Riesgo cambiario. Este se debe a la variación o fluctuación del tipo
de cambio de las divisas.
• Riesgos Políticos. Exigencias sociales que condicionan la ejecución
de la obra
• Riesgos económicos. Incremento de costos en la adquisición de
equipos y materiales. No contar con la aprobación del techo
presupuestal para ésta obra.
• Fenómenos meteorológicos. Afectación del programa de ejecución
del proyecto.
• Riesgos técnicos. En caso de presentarse una falla eléctrica se
pierde la subestación y el servicio del suministro de manera total,
restableciéndolo hasta la reparación de la avería, tiempo que dependerá
de la magnitud de la falla
• Permisos Gubernamentales. Retraso en la entrega de los permisos
ambientales y licencias de construcción para la subestación.
164
CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO
Conclusiones:
El creciente incremento en la demanda de energía eléctrica en la
zona sureste de la Ciudad de México, ha ocasionado que la
infraestructura eléctrica de transformación y distribución sea
insuficiente para satisfacer los requerimientos adicionales de energía
que no fueron notificados a la entidad de manera oportuna para
considerarlos en el escenario de la planeación y por ello es necesario la
instalación y puesta en operación de la subestación móvil Zaragoza para
cubrir la demanda de los desarrolladores de vivienda y centros
comerciales: Conjunto Parnelli S. A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C.
V., Parque Industrial Ecológico, Soluciones Integrales de Energía,
Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi Palacio de Justicia Federal.
Este proyecto cumple con la factibilidad técnica, económica y
ambiental, de acuerdo con los lineamientos publicados por la SHCP
para los proyectos de infraestructura económica y por ello su ejecución
es viable.
165
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CRITERIOS DE SELECCIÓN DE SE´s MOVILES:
1) El suministro de energía eléctrica en un tiempo muy corto, dados los
compromisos entre LFC y los clientes.
2) Falta de terreno.
3) Costo bajo de las subestaciones móviles.
4) El tiempo de interconexión a la red de Luz y Fuerza y puesta en
servicio es del orden de tres meses.
5) El costo de una subestación móvil representa una tercera parte de
una fija.
6) La subestación móvil está totalmente automatizada.
7) No se reduce la confiabilidad ni la continuidad del sistema.
8) Se utiliza tecnología probada sin requerir un supervisor de un
montaje (cuyo costo es alto).
166
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES:
1) La instalación y operación de las subestaciones móviles proporcionará
las demandas de energía urgente solicitadas para los desarrolladores de
vivienda e industria a partir de 2009.
2) Se aprovechan los derechos de vía de las líneas de transmisión de la
red LFC que son de su propiedad ahorrando la compra del terreno, por
lo que es necesario tener un buen sistema de tierras que drene las
fallas.
3) Permiten actuar rápidamente en situación de emergencia, ya que las
subestaciones móviles son fáciles de desplazarse en un corto tiempo al
lugar de falla de emergencia.
4) Permiten la continuidad del servicio durante el mantenimiento o
reparación de una subestación fija.
5) Dadas las condiciones de emergencia el costo de adquisición,
instalación, recepción y operación de las subestaciones móviles es bajo
comparado al de una subestación fija de las mismas características del
orden 30%.
6) Las subestaciones móviles permanecerán instaladas en los sitios
antes mencionados en promedio de 3 a 5 años.
8) Si bien la instalación de subestaciones móviles permite la “pronta”
atención a clientes en el nivel de distribución, al sistema de potencia no
le benefician en nada, pues estas subestaciones están limitadas y no
permiten la conexión de bancos de capacitores lo cual, en un área
carente de reactivos y generación como lo es el área central y ante una
167
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
contingencia severa puede provocar que el colapso del sistema sea más
rápido, sin la capacidad de respuesta en la parte operativa, tal es le caso
de las zonas Pachuca y Toluca.
9) En 2005 se instalaron un total de 9 subestaciones en diferentes
zonas de atención con el fin de atender crecimientos inmediatos de
demanda pues serían suficientes para dar tiempo a la instalación de
subestaciones definitivas.
Uno de los fines de la generación distribuida instalada entre 2006 y
2007, era recuperar capacidad firme en subestaciones, algunas de estas
centrales se instalaron en la parte oriente de la zona metropolitana.
Hasta el momento no se conoce de un programa por parte del Área de
Distribución en el sentido de impulsar las subestaciones definitivas
contenidas en el programa de proyectos e ir rotando las subestaciones
móviles con las que cuenta actualmente.
10) De continuar con esta tendencia de instalación de subestaciones
móviles para atender demanda en el corto plazo y no concluir
subestaciones definitivas que las sustituyan, se pone en riesgo la
seguridad del sistema, pues por los componentes que tienen las
subestaciones móviles, el sistema de potencia se hace más vulnerable y
por consiguiente una falla por pequeña que esta pueda ser ocasionará
graves problemas.
11) La instalación pues de nuevas subestaciones móviles debe estar
supeditada a un programa de instalación de subestaciones definitivas
que permita ir sustituyendo las subestaciones móviles para recuperar la
seguridad y adecuación del sistema de potencia, de otra forma su
factibilidad debe ser negada.
168
ANEXOS
169
ANEXO : NORMATIVO
NEMA ICS-6-2001 INDUSTRIALS CONTROLS AND SYSTEMS ENCLOSURES
ASTM B 766-86 2003
STANDARD SPECIFICATION FOR ELECTRODEPOSITED COATINGS OF CADMIUN.
ANSI/IEEE Std. C57.12.00-1993
IEEE STANDARD GENERAL REQUIREMENTS FOR LIQUID - INMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATION
TRANSFORMERS
ANSI/IEEE Std. C57.12.00-1993
IEEE STANDARD TEST CODE FOR LIQUID IMMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATING TRANSFORMERS,
AND IEEE GUIDE FOR SHORT - CIRCUIT TESTING OF DISTRIBUTION AND POWER TRANSFORMERS.
ANSI/IEEE Std. 24
ELECTRICAL DIMENSIONAL AND RELATED REQUIREMENTS FOR OUTDOOR APPARATUS BUSHINGS
IEEE Std. C57. 109-1993
GUIDE FOR LIQUID IMMERSED TRANSFORMER THROUGH - FAULT - CURRENT - DURATION
IEEE 450-1995 RECOMMENDED PRATICE FOR MAINTENANCE, TESTING, AND
REPLACEMENT OF LARGE LEAD STORAGE BATTERIES FOR GENERATING STATIONS AND SUBTATIONS.
LFC-ING-001 MAY/2006 RELEVADORES BASADOS EN MICROPROCESADORES
LFC-ING-047 SEP/2003 EQUIPO TERMINAL ÓPTICO
LFC-ING-065 MAR/03 MULTIMEDIDORES Y MEDIDORES PARA TABLEROS
LFC-GDO-007 MAY/05 UNIDAD TERMINAL REMOTA
LFC-GDO-021 MAY/05
MAESTRA LOCAL
ANEXOS
ANEXO
SUBESTACIONES MÓVILES DE POTENCIA EN SF6 45 MVA, 230/23KV
170DIAGRAMA UNIFILAR
ANEXOS
171
DIAGRAMA ESQUEMÁTICO
Ω
Ω
ANEXOS
172
PLANTA Y ELEVACION MODULO DE LINEA
ANEXOS
173
PLANTA Y ELEVACION MODULO DE BANCO
ANEXOS
174
PLANTA Y ELEVACION MODULO MOVIL 4
GLOSARIO DE TÉRMINOS
175
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Adiciones de Capacidad por Modernización
Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos
Adiciones de capacidad por rehabilitación
Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha degradado.
Arrendamiento Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente)
acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), por el derecho de usarlo(s) durante un período determinado
Autoabastecimiento Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica
de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia
Autoabastecimiento remoto
Es el suministro a cargo de proyectos de autoabastecimiento localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando la red de transmisión del servicio público.
Capacidad Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica
una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.
Capacidad adicional no comprometida
Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.
Capacidad adicional total
Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida.
Capacidad bruta Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o
sistema de generación. Capacidad efectiva Es la capacidad de una unidad generadora que se determina
tomando en cuanta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.
Capacidad existente Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico
(centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo decenal que comprende el estudio.
Carga Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide
en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
176
Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas
Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del
servicio público, (CFE, LFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación.
Demanda Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica
requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo (MWh/h).
Demanda base Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva
se indica el promedio de las demandas mínimas diarias). Demanda máxima Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h). Demanda máxima coincidente
Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional y estacional de los patrones de consumo de la energía eléctrica.
Demanda media Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el
número de horas del año (MWh/h). Disponibilidad Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad
generadora estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.
Energía bruta Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos
de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la energía de exportación.
Factor de carga Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda
máxima registradas, en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.
Margen de reserva Diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente
de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente.
Megawatt (MW) Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts. Megawatt hora(MWh) Energía consumida por una carga de un MW durante una hora. Pérdidas Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW),
que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las
GLOSARIO DE TÉRMINOS
177
pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.
Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y
compensación, interconectados para el transporte de energía.. Sector eléctrico Conjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen en los
procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía eléctrica.
Sistema eléctrico Integrado por los participantes públicos y privados, conectados a la
red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.
Sistema mallado Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las
subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos.
Subestación Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar y
edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace entre dos o más circuitos.
Suministrador Comisión Federal de Electricidad y/o Luz y Fuerza del Centro. Voltaje Potencia electromotriz medida en voltios entre dos puntos.
BIBLIOGRAFÍA
178
BIBLIOGRAFIA
PROSPECTIVA DEL SECTOR ELECTRICO 2007-2016 SECRETARÍA DE ENERGÍA, PRIMERA EDICIÓN 2007
MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS
NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES
IEC-60044-1 (2003-02) Ed. 1.2 CURRENT TRANSFORMER IEC-60044-2 (2003-02) Ed. 1.2 INDUCTIVE VOLTAGE
TRANSFORMERS IEC-60059 IEC STANDARD CURRENT RATING IEC-60099-1(1999-12) Ed. 3.1 NON-LINEAR RESISTOR TYPE
GAPPED SURGE ARRESTERS FOR A.C. SYSTEMS
IEC-60099-4(2006-07) Ed. 2.1 METAL-OXIDE SURGE ARRESTERS WITHOUT GAPS FOR A.C. SYSTEMS
IEC-60137(2003-08) INSULATED BUSHINGS FOR ALTERNATING
VOLTAGES ABOVE 1000 V. IEC 60168 (2001-04) Ed. 4.2 TESTS ON INDOOR AND OUTDOOR
POST INSULATORS OF CERAMIC MATERIAL OR GLASS FOR SYSTEMS WITH NOMINAL VOLTAGES GREATER THAN 1000 V.
IEC 60273(1990-03) CHARACTERISTIC OF INDOOR AND OUTDOOR
POST INSULATORS FOR SYSTEMS WITH NOMINAL VOLTAGES GREATER THAN 1000 V
IEC-60815(1986-05) GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATORS IN
RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS IEC-60947-1(1988) LOW – VOLTAGE SWITCHGEAR AND
CONTROLGEAR – PART 1: GENERAL RULES IEC-62052-11 (2003) Ed.1.0 METERING EQUIPMENT IEC-62053-22(2003) Ed. 1.0 STATIC METERS FOR ACTIVE ENERGY
(CLASSES 0.2 AND 0.5 S)
BIBLIOGRAFÍA
179
IEC-62271-1 (2007) Ed. 1.0 HIGH-VOLTAGE SWITCHGEAR AND CONTROLGEAR – PART 1: COMMON SPECIFICATIONS
IEC-62271-100 (2006-10) Ed. 1.2 HIGH-VOLTAGE ALTERNATING-
CURRENT CIRCUIT-BREAKERS IEC-62271-102 ALTERNANTING CURRENT DISCONECTORS AND
EARTHING SWITCHES IEC-62271-200 (2003) Ed. 1.0 METAL – ENCLOSED SWITCHGEAR AND
CONTROLGEAR FOR RATED VOLTAGES ABOVE 1 KV AND UP TO AND INCLUDING 52 KV
NMX-H-074-1996-SCFI INDUSTRIA SIDERÚRGICA-PRODUCTOS
DEL HIERRO Y ACERO RECUBIERTOS CON ZINC(GALVANIZADOS POR INMERSIÓN EN CALIENTE)- ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA
IEC/TR-60815 GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATORS IN
RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS NMX-J-098-1999 TENSIONES NORMALIZADAS NMX-J-116-ANCE-2005 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION TIPO
POSTE Y TIPO SUBESTACION – ESPECIFICACIONES
NMX-I-053-NYCE-2004 ELECTRONICA-METODOS DE PRUEBA PARA
FUENTES DE ALIMENTACION NMX-I-063-NYCE-2002 APARATOS ELECTRONICOS-CARGADORES DE
BATERIAS NMX-J-123-2005 TRANSFORMADORES-ACEITES MINERALES
AISLANTES PARA TRANSFORMADORES ESPECIFICACIONES MUESTREO Y METODOS DE PRUEBA
NMX-J-150-1-1998-ANCE COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO - PARTE
1: ESPECIFICACIONES Y MÉTODOS DE PRUEBA
BIBLIOGRAFÍA
180
NMX-J-169-ANCE-2004 TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y POTENCIA MÉTODOS DE PRUEBA
NMX-J-171-1980 ACUMULADORES ELÉCTRICOS INDUSTRIALES
TIPO PLOMO-ÁCIDO. NMX-J-201-1982 BATERÍAS ALCALINAS DE NÍQUEL CADMIO DE
TIPO SEMIABIERTO CON ENVASE DE PLÁSTICO. NMX-J-271/1-ANCE-2000 TECNICAS DE PRUEBA EN ALTA TENSION
PARTE 1: DEFINICIONES GENERALES Y REQUERIMIENTOS DE PRUEBA
NMX-J-271/2-ANCE-2002 TECNICAS DE PRUEBA EN ALTA TENSION
PARTE 2: SISTEMAS DE MEDICION NMX-J-281-1977 TÉRMINOS EMPLEADOS EN LA INDUSTRIA
ELÉCTRICA. NMX-J-284-ANCE-2006 TRANSFORMADORES Y
AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA-ESPECIFICACIONES
NMX-J-383-ANCE-2004 CONECTADORES-CONECTADORES DE
TIPO MECANICO PARA LINEAS AEREAS-ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA.
NMX-J-149/1-ANCE-2002 FUSIBLES ALTA TENSION-PARTE 1:
CORTACIRCUITOS-FUSIBLES LIMITADORES DE CORRIENTE
NMX-J-523/486-ANCE-2000 APARATOS Y EQUIPOS DE USO
DOMESTICO-VOCABULARIO ELECTROTECNICO INTERNACIONAL CAPITULO 486: CELDAS SECUNDARIAS Y BATERIAS
NMX-Z-012-2-1987 MUESTREO PARA LA INSPECCIÓN POR
ATRIBUTOS - PARTE 2 METODO DE MUESTREO, TABLAS Y GRAFICAS
NEMA ICS-6-1993 INDUSTRIAL CONTROL AND SYSTEMS:
ENCLOSURES ANSI/IEEE STD. C57.12.00-2006 IEEE STANDARD FOR STANDARD
GENERAL REQUIREMENTS FOR
BIBLIOGRAFÍA
181
LIQUID-IMMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATING TRANSFORMERS
ANSI/IEEE Std. 24-1976 ELECTRICAL DIMENSIONAL AND RELATED
REQUIREMENTS FOR OUTDOOR APPARATUS BUSHINGS
ANSI/IEEE 450-2002 RECOMMENDED PRACTICE FOR
MAINTENANCE, TESTING, AND REPLACEMENT OF VENTED LEAD-ACID BATTERIES FOR STATIONARY APPLICATIONS
IEEE Std. C57. 109-1993 GUIDE FOR TRANSFORMERS THROUGH-
FAULT-CURRENT DURATION ASTM B766-86 (2003) STANDARD SPECIFICATION FOR
ELECTRODEPOSITED COATINGS OF CADMIUN
Direcciones electrónicas de interés sobre el sector: http://www.energia.gob.mx Secretaría de Energía http://www.cfe.gob.mx Comisión Federal de Electricidad http://www.lfc.gob.mx Luz y Fuerza del Centro http://www.pemex.gob.mx Petróleos Mexicanos http://www.conae.gob.mx Comisión Nacional para el Ahorro de la Energía http://www.cre.gob.mx Comisión Reguladora de Energía http://www.fide.org.mx Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica http://www.iie.org.mx Instituto de Investigaciones Eléctricas http://www.imp.mx Instituto Mexicano del Petróleo http://www.inin.mx Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares http://www.cnsns.gob.mx Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y http://www.energia.gob.mx