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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
INGENIERÍA ELÉCTRICA
Construcción y Puesta en Servicio de la Subestación Electrica de Corsa 230 kV en
Ciudad Sahagun, Estado de Hidalgo.
T E S I S QUE PARA OBTENER EL TITULO:
INGENIERO ELECTRICISTA
Presenta
Galván Rodas Oscar Lenny
Estrada Amador Marco Antonio
Asesores de tesis
Oscar Luis Puente Navarrete
Enrique García Guadarrama
México, D.F. SEPTIEMBRE, 2015
ÍNDICE
Pág.
INTRODUCCIÓN. 1
JUSTIFICACIÓN. 4
OBJETIVO GENERAL. 5
CAPITULO I. GENERALIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO Y DE 6
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
1.1 Historia y Caracterización del Sector Eléctrico y de 7
la Comisión Federal de Electricidad.
1.1.1 Caracterización de la Comisión Federal de 14
Electricidad (CFE).
1.2 Implicaciones y oportunidades del Sector Eléctrico Nacional 16
(Reforma Energética).
1.2.1 Planeación y operación. 18
1.2.2 Generación. 19
1.2.3 Transmisión y distribución. 22
1.2.4 Comercialización. 24
1.3 Oportunidades y Beneficios asociados a la Reforma. 26
1.3.1 Productores de energía. 27
1.3.2 Consumidores de energía. 28
1.3.3 Entidades financieras y Fondos de inversión. 28
1.3.4 Gobierno. 29
1.4 Subestación Eléctrica. 29
1.4.1 Definición de subestación eléctrica. 29
1.4.2 Objetivos de una subestación eléctrica. 31
1.4.3 Tensiones de una subestación eléctrica, según lo 32
reportado por la Comisión Federal de Electricidad.
CAPITULO II. CONCEPTOS TÉCNICOS Y ANÁLISIS DE DISTURBIOS. 33
2.1 Planteamiento del problema y el porqué de la subestación. 34
2.1.1 Características principales de una Subestación de 35
Corsa Maniobras y Líneas de Transmisión Estructurales Corsa.
2.2 Tensiones normalizadas del sistema. 40
2.2.1 Diferentes niveles de tensión en las redes eléctricas. 40
2.3 Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 42
2.3.1 Consideraciones básicas para el programa de expansión del 43
Sistema Eléctrico Nacional.
2.4 Clasificaciones de Subestaciones. 44
2.4.1 Simbología para diagramas, planos y equipos eléctricos. 63
2.5 Elementos de la Subestación Eléctrica Corsa Maniobras. 66
2.5.1 Beneficios de una Subestación Eléctrica. 87
CAPITULO III. DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN Y PUESTA 88
EN SERVICIO DE LA SUBESTACIÓN.
3.1 Antecedentes para la propuesta de proyecto de obra de una 89
Subestación Eléctrica de Corsa.
3.2 Características principales del proyecto de obra de una 90
Subestación Eléctrica de Corsa.
3.2.1 Alcances del proyecto de obra y ubicación geográfica. 90
3.3 Partes del proyecto de obra de una Subestación de Corsa. 91
3.3.1 Ingeniería. 91
3.3.2 Obra civil. 91
3.3.3 Obra electromecánica. 94
3.3.4 Pruebas. 97
3.3.5 Conceptos no previstos en el catálogo de conceptos. 97
CAPITULO IV. APLICACIÓN DE LA NORMATIVIDAD EN SEGURIDAD 99
DE COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD DENTRO DE LAS
SUBESTACIONES.
4.1 Generalidades. 100
4.2 Equipo. 104
4.3 Cuarto de baterías. 108
4.4 Limpieza o lavado de aislamiento de equipo desenergizado. 108
4.5 Lavado de aislamiento de equipo energizado. 109
4.6 Transformador de potencia. 109
4.7 Trincheras, Ductos y Tuberias. 110
4.8 Trabajos con personal ajeno a CFE. 110
CAPITULO V. PROYECTO EJECUTIVO DE LA SUBESTACIÓN 114
ELÉCTRICA CORSA.
5.1 Cronograma de actividades del proyecto civil. 115
5.2 Cronograma de actividades del proyecto electromecánico. 117
5.3 Cronograma de actividades de pruebas y puesta en servicio. 119
5.4 Equipo de prueba y accesorios necesarios. 120
VI. ESTUDIO COSTO - BENEFICIO DE LA OPERACIÓN DE 131
LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CORSA.
6.1 Generalidades del Programa de Obras e Inversión del 133
Sector Eléctrico (POISE).
6.1.1 Escenarios macroeconómicos. 134
6.1.2 Ciclo de planificación anual. 134
6.2 Criterios de decisión para verificar la conveniencia del
Proyecto de Obra de una Subestación de Corsa. 135
6.2.1 Valor Presente Neto (VPN). 135
6.2.2 Tasa Interna de Retorno (TIR). 137
6.2.3 Tasa de Rendimiento Inmediata (TRI). 138
6.2.4 Costo Anual Equivalente (CAE). 139
6.3 Obras prioritarias en la Red Troncal. 140
6.3.1 Análisis de la Zona Tulancingo ante el incremento 141
de demanda debido a solicitudes en Alta Tensión.
6.3.2 Resultados. 142
CONCLUSIONES. 143
INDICE DE FIGURAS. 146
INDICE DE DIAGRAMAS. 147
INDICE DE TABLAS. 148
GLOSARIO. 149
ACRÓNIMOS. 156
BIBLIOGRAFIA. 159
ANEXOS. 162
1
INTRODUCCIÓN
Al hablar de Subestaciones Eléctricas se puede definir como el conjunto de
dispositivos eléctricos, que forman una parte de un sistema eléctrico de potencia,
donde su principal función es “Transformar tensiones y derivar circuitos de
potencia” y estas pueden ser: de corriente alterna (C.A.) y de corriente directa
(C.D.).
Al mismo tiempo las Subestaciones se pueden denominar de acuerdo con el tipo
de función que desarrollan, siendo en tres grupos: 1) Subestaciones de Variadoras
de Tensión, dentro de ella se estudian la subestación elevadora y la subestación
reductora; 2) Subestaciones de Maniobra, las cuales son las encargadas de
conectar dos o más circuitos y realizar sus maniobras por lo tanto, en este tipo de
subestaciones no se transforma la tensión y 3) Subestaciones Mixtas.
Para la localización de una subestación eléctrica depende o se deriva de un
estudio de planeación, a partir del cual se localiza, con la mayor aproximación, al
centro de carga de la región que se necesita alimentar; muchos factores influyen
para la correcta selección del tipo de subestación para una aplicación dada. El tipo
de subestación depende de factores tales como el nivel de voltaje, capacidad de
carga, consideraciones ambientales, limitaciones de espacio en el terreno y
necesidades de derecho de vía de la línea de transmisión. La capacidad de un
subestación se fija considerando la demanda actual de la zona en kVA, más el
incremento en el crecimiento, obtenido por la extrapolación, previendo el espacio
necesario para las futuras ampliaciones.
En este tema se enfocara más a un Proyecto de obra de una Subestación
Eléctrica para GERDAU CORSA, ubicada en el Estado de Hidalgo, la cual también
se empezara por definir que la Subestación Eléctrica de Maniobra es la
subestación que interconectan varios sistemas y de la cual se distribuyen energía
2
eléctrica a otras subestaciones o a otros sistemas, por esto lo más importante es
la flexibilidad de la subestación, la seguridad y la confiabilidad depende de la
importancia que ejerza la subestación en el sistema de potencia.
Los requerimientos de crecimiento, expansión y modernización del sistema
eléctrico que corresponden operar a la Comisión Federal de Electricidad, en el
área central del país, han exigido a este organismo, incluya un gran número de
proyectos y obras localizadas en el estado de Hidalgo, tendientes a ampliar y
mejorar la infraestructura eléctrica del estado. Lo anterior cobra una relevancia,
sobre todo, si se considera que la prestación del servicio público de energía
eléctrica es uno de los instrumentos más importantes con que cuenta nuestro país
para alcanzar los objetivos de desarrollo económico programados; por tal motivo la
Comisión Federal de Electricidad se vio en la necesidad de celebrar un contrato de
obra pública a precios unitarios y tiempo determinado, consiste en la
“Construcción de la obra Civil y electromecánica de la Subestación Eléctrica
Corsa, 2 alimentadores en 230 kV, ubicada en el Estado de Hidalgo” y que a
continuación se explica brevemente en que consiste cada uno de los capítulos
contenidos en esta tesis.
En el primer capítulo se proyectan aspectos que abarcan un panorama general a
lo particular, desde su historia y caracterización, así como su implicación y
oportunidades en el Sector Eléctrico Nacional (Reforma Energética), las
oportunidades y beneficios asociados a dicha reforma y por último se da a conocer
que es una subestación, sus objetivos y tensiones que se manejan en esta.
En el segundo capítulo se dan conceptos técnicos y análisis de disturbios de las
subestaciones eléctricas, así como el planteamiento del problema, el porqué de la
subestación, las tensiones normalizadas del sistema y el Sistema Eléctrico
Nacional (SEN).
3
En el tercer capítulo se da una descripción de la construcción y puesta en servicio
de la subestación, empezando desde los antecedentes, características principales
y partes del proyecto de obra de una subestación de corsa.
En el cuarto capítulo se da a conocer la normatividad en seguridad en trabajos en
subestaciones del Reglamento de Seguridad e Higiene, sección 113 del capítulo
100.
En el quinto capítulo se presenta el proyecto ejecutivo de la Subestación Eléctrica
Corsa, en donde se especifican al inicio de las pruebas para cada uno de los
equipos las normas y/o métodos de prueba sí como valores.
En el sexto capítulo hacemos referencia al costo – beneficio de la operación de la
Subestación Eléctrica Corsa, los lineamientos para dicho estudio, generalidades
del programa de obras e inversión del sector eléctrico (POISE) y las obras
prioritarias en la red troncal.
Finalmente la presente tesis expresara las conclusiones acerca de los casos de
estudio, la metodología empleada en el análisis así como las recomendaciones
derivadas del proyecto de investigación.
4
JUSTIFICACIÓN
Los requerimientos de crecimiento, expansión y modernización del sistema
eléctrico que corresponden operar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en
el área central del país, han exigido que este organismo, incluya un gran número
de proyectos y obras localizadas en el estado de Hidalgo, tendientes a ampliar y
mejorar la infraestructura eléctrica del estado.
Lo anterior cobra una relevancia, sobre todo, si se considera que la prestación del
Servicio Público de Energía Eléctrica es uno de los instrumentos más importantes
con que cuenta nuestro país para alcanzar los objetivos de desarrollo económico
programados.
Debido a que se identificaron “OBRAS” derivadas de solicitudes de servicio
público de energía eléctrica y que implican portaciones de conformidad con los
artículos 1, 5 y demás aplicables del Reglamento de la Ley del Servicio Público de
Energía Eléctrica, en Materia de aportaciones; la Comisión Federal de
Electricidad, en nombre y representación del Servicio de Administración y
Enajenación de Bienes, el 26 de Enero de 2010 celebraron un convenio de
colaboración cuyo objeto fue, diagnosticar, proyectar, presupuestar, planear,
administrar, construir y finiquitar “OBRAS” , por tal motivo la Comisión Federal de
Electricidad, se vio en la necesidad de celebrar un contrato de obra pública a
precios unitarios y tiempo determinado, consistente en la “Construcción de la obra
Civil y Electromecánica de la S.E. Corsa, 2 alimentadores en 230 kV, ubicada en
el Estado de Hidalgo”, la cual se aborda en este proyecto de tesis.
5
OBJETIVO GENERAL
Es el suministro de energía eléctrica de forma eficiente y oportuna a la nueva
planta de GERDAU CORSA; para la producción de perfiles estructurales de acero
en Ciudad Sahagún, Hidalgo; teniendo un total de 156 MW de demanda solicitada,
la cual será a través de dos líneas de transmisión, que interconectaran a la
Subestación Eléctrica Corsa Maniobras con las Subestaciones Eléctricas
Teotihuacán y Km 110, solucionando de esta manera la demanda de energía
eléctrica a corto y mediano plazo que requiere la empresa Estructurales CORSA
para su desarrollo industrial.
Objetivos Específicos:
1.- Identificar el equipamiento de las instalaciones eléctricas, así como las normas
mexicanas y los lineamientos que requiere la Comisión Federal de Electricidad
para su aprobación y construcción, con la finalidad de que sea puesta en
operación e integrada en el Sistema Eléctrico Nacional.
2.- Implementar la normatividad y lineamientos de seguridad, que deben de
cumplirse en el proyecto de obra de una subestación eléctrica, ya que para la
Comisión Federal de Electricidad la seguridad de todos los trabajadores es lo más
importante.
3.- Establecer los requerimientos generales que se deben satisfacer en la
construcción de la Subestación Eléctrica de Potencia tipo Switcheo de la Comisión
Federal de Electricidad, para el suministro de energía en alta tensión para
Estructurales CORSA.
6
CAPITULO I. GENERALIDADES DEL SECTOR
ELÉCTRICO, Y DE LA COMISIÓN FEDERAL DE
ELECTRICIDAD.
7
CAPITULO I. GENERALIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO, Y DE
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
En este primer capítulo se proyectaran aspectos que abarcaran un panorama
general a lo particular del sector eléctrico.
1.1 Historia y Caracterización del Sector Eléctrico y de la Comisión Federal
de Electricidad.
La generación de energía eléctrica inició en México a fines del siglo XIX. La
primera planta generadora que se instaló en el país (1879) estuvo en León
Guanajuato y era utilizada por la fábrica textil “La Americana”. Casi
inmediatamente se extendió esta forma de generar electricidad dentro de la
producción minera y marginalmente para la iluminación residencial y pública. En
1889 operaba la primera planta hidroeléctrica en Batopilas (Chihuahua) y extendió
sus redes de distribución hacia mercados urbanos y comerciales donde la
población era de mayor capacidad económica.
No obstante, durante el régimen de Porfirio Díaz se otorgó al sector eléctrico el
carácter de servicio público, colocándose las primeras 40 lámparas “de arco” en la
Plaza Constitución, cien más en la Alameda Central y comenzó la iluminación de
la entonces calle de Reforma y de algunas otras vías de la Ciudad de México.
Algunas compañías internacionales con gran capacidad vinieron a crear filiales
como The Mexican Light and Power Company, de origen canadiense, en el centro
del país; el consorcio The American and Foreing Power Company, con tres
sistemas interconectados en el norte de México y la Compañía Eléctrica de
Chapala, en el occidente.
A inicios del siglo XX México contaba con una capacidad de 31 MW, propiedad de
empresas privadas. Para 1910 eran 50 MW, de los cuales 80% los generaba The
Mexican Light and Power Company, con el primer gran proyecto hidroeléctrico: la
8
planta Necaxa, en Puebla. Las tres compañías eléctricas tenían las concesiones e
instalaciones de la mayor parte de las pequeñas plantas que sólo funcionaban en
sus regiones. En ese período se dio el primer esfuerzo para ordenar la industria
eléctrica con la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de la
Industria de Generación y Fuerza, conocida posteriormente como Comisión
Nacional de Fuerza Motriz.
Fue el 2 de diciembre de 1933 cuando se decretó que la generación y distribución
de electricidad son actividades de utilidad pública, en 1937 México tenía 18.3
millones de habitantes, de los cuales únicamente siete millones contaban con
electricidad, proporcionada con serias dificultades por tres empresas privadas.
En ese momento las interrupciones de luz eran constantes y las tarifas muy
elevadas, debido a que esas empresas se enfocaban a los mercados urbanos más
redituables, sin contemplar a las poblaciones rurales, donde habitaba más de 62%
de la población. La capacidad instalada de generación eléctrica en el país era de
629.0 MW. Para dar respuesta a esa situación que no permitía el desarrollo del
país, el Gobierno Federal creó el 14 de agosto de 1937, la Comisión Federal de
Electricidad (CFE), que tenía por objeto “organizar y dirigir un sistema nacional
de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, basado en
principios técnicos y económicos, sin propósitos de lucro y con la finalidad de
obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento posible en beneficio de los
intereses generales”. (Ley promulgada en la Ciudad de Mérida, Yucatán el 14 de
agosto de 1937 y publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de agosto
de 1937).
La CFE comenzó a construir plantas generadoras y ampliar las redes de
transmisión y distribución, beneficiando a más mexicanos al posibilitar el bombeo
de agua de riego y la molienda, así como mayor alumbrado público y
electrificación de comunidades. Los primeros proyectos de generación de energía
eléctrica de CFE se realizaron en Teloloapan (Guerrero), Pátzcuaro (Michoacán),
9
Suchiate y Xía (Oaxaca), y Ures y Altar (Sonora). El primer gran proyecto
hidroeléctrico se inició en 1938 con la construcción de los canales, caminos y
carreteras de lo que después se convirtió en el Sistema Hidroeléctrico
Ixtapantongo, en el Estado de México, que posteriormente fue nombrado Sistema
Hidroeléctrico Miguel Alemán. En 1938 la CFE tenía apenas una capacidad de 64
kW, misma que, en ocho años, aumentó hasta alcanzar 45,594 kW. Entonces las
compañías privadas dejaron de invertir y CFE se vio obligada a generar energía
para que éstas la distribuyeran en sus redes, mediante la reventa.
Por lo que el sector eléctrico en México atravesó su primer proceso serio de
reorganización durante los años 30, bajo el mandato del Partido Revolucionario
Institucional (PRI). Se creó el Código Eléctrico Nacional y la Comisión Federal de
Electricidad (CFE), una empresa pública recién creada y financiada por el estado,
pasó a dominar toda la inversión en capacidad nueva.
Más tarde, en 1960, una reforma constitucional nacionalizó la industria eléctrica y
le otorgó formalmente al gobierno la “responsabilidad” exclusiva en la generación,
transmisión, transformación y distribución de electricidad. Durante esa década, el
gobierno también creó la Compañía de Luz y Fuerza del Centro (LFC) para
suministrar electricidad a la Ciudad de México y a los estados vecinos. Durante los
años 60 y 70, México alienó la inversión privada y decidió impedir que las fuerzas
del mercado participaran en el sistema energético, además el aumento en los
pecios del petróleo durante los años 70 generó ingresos extraordinarios en un
México rico en petróleo, lo que permitió al país mantener importantes subsidios
para la generación de electricidad. A finales de los 80 y principios de los 90, el
gobierno mexicano llevó a cabo reformas de mercado en varios sectores
económicos, incluida la electricidad, en 1992 el presidente Carlos Salinas reformó
la ley de electricidad, estableciendo que la producción privada de electricidad no
era un servicio público, esta modificación, que permitió la participación privada en
la generación, fue, y todavía es, discutida por inconstitucional (en 2002, la Corte
Suprema de México dictaminó que la ley de 1992 podría ser inconstitucional). La
10
Comisión Reguladora de Energía (CRE) fue creada en 1993 como un organismo
autónomo encargado de regular las industrias de gas natural y electricidad, sin
embargo, sus funciones sólo está relacionadas con los productores privados de
energía (concesión de permisos, arbitraje, estudios de tarifas, etc) y no abarcan a
la CFE. Hasta la Fecha, las funciones de la CRE se han centrado principalmente
en el sector de gas y no tanto en la electricidad.
Los intentos del presidente Ernesto Zedillo a finales de los 90, en el año 2000,
seguido posteriormente por el presidente Vicente Fox Quesada de llevar adelante
una reforma integral del sector eléctrico en México habían encontrado una fuerte
resistencia política. En 1999, el presidente Zedillo envió un proyecto ambicioso al
Congreso solicitando un cambio en la Constitución para permitir una
desagregación del sector, que incluían la creación de empresas de distribución
con contratos de concesión de tres años, también se venderían las plantas
generadoras existentes, salvo las plantas nucleares e hidroeléctricas. En el 2001,
el presidente Fox firmó un decreto de reforma que hubiera permitido a los
productores independientes de energía vender directamente a clientes
industriales y también permitiría la venta de energía privada a la CFE con
contratos a largo plazo sin licitación pública. Entre otros temas, el decreto también
especificaba que la electricidad no es un servicio público de interés general sino
un servicio comercial, ambos intentos de reforma fracasaron, debido a la alegación
de que la electricidad y en forma más amplia, el sector eléctrico son estratégicos
para la soberanía nacional. Según establece la Constitución el sector eléctrico
sigue siendo propiedad federal; y es la Comisión Federal de Electricidad (CFE)
quien esencialmente controla todo el sector.
Entre las distintas propuestas de reforma institucional para el sector eléctrico, las
principales son la creación de la Ley Fundamental de la CFE (Comisión Federal de
Electricidad), la modificación del funcionamiento de esta empresa y la ampliación
de las competencias de la CRE (Comisión Reguladora de Electricidad). También
es importante la promoción de la producción privada independiente de energía y la
11
discusión sobre la función del Pidiregas (Proyectos de Inversión Diferida en el
Registro del Gasto) en la financiación de grandes proyectos.
Por lo que el año 2000 ya se tenía una capacidad instalada de generación de
35,835 MW, cobertura del servicio eléctrico del 94.70% a nivel nacional, una red
de transmisión y distribución de 614,653 kms y más de 18.6 millones de usuarios,
incorporando casi un millón cada año.
A partir del 11 octubre de 2009, CFE es la encargada de brindar el servicio
eléctrico en todo el país, la Secretaría de Energía anunció que la CFE se
encargaría del suministro eléctrico que proporcionaba la extinta LyFC. Por su
parte, la CFE aseguró que el servicio de energía eléctrica en los estados de
Hidalgo, Puebla, Morelos, Estado de México y la Ciudad de México está
plenamente garantizada.
El 25 de abril de 2012, el entonces candidato a Presidente de México de la
coalición Compromiso por México, Enrique Peña Nieto, hizo el compromiso de
concretar una reforma energética para disminuir las tarifas eléctricas en beneficio
de la población y la industria, reafirmado en su primer mensaje a la nación el 1 de
diciembre de 2012.
En el 2013 se da origen a la reforma energética en México es una reforma
constitucional cuya iniciativa fue presentada por el Presidente de la República,
Enrique Peña Nieto, el 12 de agosto de 2013. Fue aprobada por el Senado de la
República el 11 de diciembre de 2013 y por la Cámara de Diputados un día
después. El 18 de diciembre de 2013, la reforma fue declarada constitucional por
el Poder Legislativo Federal; fue promulgada por el Ejecutivo el 20 de diciembre
de 2013 y publicada al día siguiente en el Diario Oficial de la Federación.
En la cuestión de energía eléctrica se abre un mercado de generación de energía
eléctrica sin que el Estado pierda la rectoría en el control del sistema eléctrico
nacional y la exclusividad de transmitir y distribuir la energía como un servicio
público indispensable. Lo que se busca es que el sistema eléctrico nacional esté
12
impulsado conjuntamente por la CFE y particulares bajo la conducción del Estado,
con el objetivo de reducir costos y elevar la productividad y eficiencia del sistema
eléctrico, disminuyendo así las tarifas eléctricas. La propiedad de las centrales y
las redes de transmisión y distribución de la Comisión Federal de Electricidad que
son públicas se mantienen en manos de la Nación.
Se corrigen las limitaciones del modelo energético para agregar energías
renovables a gran escala mediante un mercado administrado por el Estado a
través de un operador independiente, y el establecimiento de certificados de
energías limpias. Con esto, se promueve la diversificación en la producción de la
energía con el uso de energía eólica, geotérmica, hidráulica y mini hidráulica,
biomasa y solar.
Adicionalmente, se fortalece la CFE dotándole de mayor libertad en aspectos
operativos y de organización, y se refuerzan las facultades de la Secretaría de
Energía y de la Comisión Reguladora de Energía.
Al igual se crean leyes secundarias, en donde se propuso la iniciativa de una Ley
de Industria Eléctrica que sustituyera a la anterior ley de la materia.
Se prevé modificaciones en las actividades de la industria eléctrica, pues la
generación y comercialización quedarían abiertas, bajo condiciones de
competencia y libre concurrencia para las empresas generadoras. Dichos
participantes, se les faculta poder vender su energía en el mercado eléctrico
mayorista. Mientras que la Comisión Federal de Electricidad Comisión Federal de
Electricidad, competiría con dichas empresas, en igualdad de circunstancias.
Por otra parte, la transmisión y distribución de la energía eléctrica, seguiría a cargo
de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), sin embargo las empresas
participantes, podrían tener acceso a ellas.
La entidad encargada de regular la participación y competencia de dichas
empresas, sería el Centro Nacional de Control y Energía, quien tendría el encargo,
13
de controlar el Sistema Eléctrico Nacional y el acceso abierto a las redes
eléctricas, según lo muestra la Figura 1.1. Cuadro ilustrativo de la Reforma
Energética en la Industria Eléctrica de México.
Figura 1.1 Cuadro ilustrativo de la Reforma Energética en la Industria Eléctrica de México.
14
En lo referente a la comercialización de energía eléctrica, se prevé que la
Comisión Federal de Electricidad promueva el suministro básico, bajo tarifas
reguladas; sin embargo, los "grandes usuarios" podrán comprar su energía a
"suministradores de servicios calificados" o adquirirlos directamente, en el
Mercado Eléctrico Mayorista, o bien, de comercializadoras.
Las tarifas serían de dos tipos, las de "servicio básico", que serían fijadas por la
Secretaria de Hacienda y Crédito Público y las que se negocien libremente, entre
generadoras y comercializadoras.
Los llamados "usuarios calificados" y las "empresas de suministro eléctrico",
deberán adquirir "Certificados de energías limpias". Dichos certificados
acreditaran, la implementación de mejoras tecnológicas de las empresas
participantes, lo que les facilitaría, interconectarse sin demoras a las redes de
transmisión.
Por otra parte, se propone la creación de un Fondo de Servicio Universal Eléctrico,
para financiar la electrificación en las comunidades rurales y zonas urbanas
marginadas.
1.1.1 Caracterización de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).
La Comisión Federal de Electricidad se constituyó legalmente como empresa
paraestatal del gobierno Federal en el año de 1937 y el 27 de septiembre de 1960
se nacionalizó, quedando establecido en el sexto párrafo del artículo 27
constitucional la exclusividad de la nación para generar, conducir, transformar,
distribuir y abastecer energía eléctrica para la prestación del servicio público.
El 7 de julio de 1973 se celebró un convenio con el Sindicato Único de
Trabajadores Electricistas de la República Mexicana (C.F.E. – S.U.T.E.R.M),
mediante el cual se integró el departamento de autorización y control de
presupuesto a la estructura orgánica de la contraloría general.
15
Los ingresos que genera la Comisión Federal de Electricidad por la prestación del
servicio se concentran en la Tesorería de la Federación, porque así lo dispone la
política hacendaria, de tal suerte que las inversiones para infraestructura y
mantenimiento del sistema eléctrico nacional dependen del presupuesto que para
cada ejercicio fiscal le autoriza la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
La política hacendaria y la deficiente administración de los recursos públicos a lo
largo de la historia en México han puesto a la Comisión Federal de Electricidad en
el inminente riesgo de no poder satisfacer en el mediano plazo la demanda futura,
situación que ha requerido modificar el esquema de financiamiento de la obra
pública para la infraestructura eléctrica, pasando del esquema de administración
directa a la de proyectos de inversión financiada y a productores externos,
considerando a esto como la apertura a la inversión privada.
Como consecuencia a lo anterior, el 16 de agosto de 2002, el Ejecutivo Federal
presentó al Congreso de la Unión, la Iniciativa de Reforma Eléctrica a los artículos
27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, aspecto que
se detalla en el apartado correspondiente en el marco normativo o legal.
A partir octubre de 2009, CFE es la encargada de brindar el servicio eléctrico en
todo el país. El servicio al cliente es prioridad para la empresa, por lo que se utiliza
la tecnología para ser más eficiente, y se continúa la expansión del servicio,
aprovechando las mejores tecnologías para brindar el servicio aún en zonas
remotas y comunidades dispersas. CFE es reconocida como una de las mayores
empresas eléctricas del mundo, y aún mantiene integrados todos los procesos del
servicio eléctrico.
Teniendo como Misión y Visión lo siguiente:
Misión: Prestar el servicio público de energía eléctrica con criterios de suficiencia,
competitividad y sustentabilidad, comprometidos con la satisfacción de los
16
clientes, con el desarrollo del país y con la preservación del medio ambiente.
Prestar el servicio público de energía eléctrica con criterios de suficiencia,
competitividad y sustentabilidad, comprometidos con la satisfacción de los
clientes, con el desarrollo del país y con la preservación del medio ambiente.
Visión al 2030: Ser una empresa de energía, de las mejores en el sector eléctrico
a nivel mundial, con presencia internacional, fortaleza financiera e ingresos
adicionales por servicios relacionados con su capital intelectual e infraestructura
física y comercial. Una empresa reconocida por su atención al cliente,
competitividad, transparencia, calidad en el servicio, capacidad de su personal,
vanguardia tecnológica y aplicación de criterios de desarrollo sustentable.
Como desarrollo sustentable los criterios vistos por la CFE son: ahorro de energía,
energía renovable, sustentabilidad, ambiente, sociedad y transparencia.
1.2 Implicaciones y oportunidades del Sector Eléctrico Nacional (Reforma Energética).
Las reformas aprobadas tienen un impacto positivo en el conjunto de las
actividades del sistema eléctrico nacional, brindando nuevas oportunidades tanto a
inversionistas como a consumidores y transformando a la CFE en una empresa
productiva del Estado.
Las reformas a los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados
Unidos Mexicanos y los artículos transitorios aprobados recientemente por el
Congreso de la Unión tienen un impacto relevante en el conjunto del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN).
Esta Reforma fortalecerá la competitividad en la actividad de generación,
acelerará la expansión de las redes de transmisión, mejorará la calidad de
suministro en la distribución y ofrecerá al consumidor final una mayor gama de
oportunidades para satisfacer su consumo, a precios más competitivos. Asimismo,
17
la Reforma impulsará el aprovechamiento de gas natural en la generación de
energía eléctrica a través de la expansión y fortalecimiento de la red de
gasoductos.
Adicionalmente, se impulsará la consecución de los objetivos de participación de
tecnologías no fósiles en la matriz energética. Este nuevo paradigma brinda la
oportunidad al sector privado de participar de una manera más activa en el sector
eléctrico, tanto desde el punto de vista de inversiones en las actividades de
generación, transmisión y distribución, como en el aprovechamiento de las
oportunidades que un marco más competitivo ofrecerá a los usuarios de energía
eléctrica.
Adicionalmente, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se convertirá en una
empresa productiva del Estado.
A continuación se describen brevemente algunos de los elementos clave del
contexto actual de cada actividad del sector eléctrico, lo que la Reforma establece
para este sector y sus potenciales implicaciones, según se muestra en la Figura
1.2 Sector Eléctrico.
Figura 1.2 Sector Eléctrico.
18
1.2.1 Planeación y Operación.
Actualmente corresponde a la SENER la planeación del Sistema y a la CFE la
operación del mismo, así como de llevar a cabo las actividades de generación,
transmisión y distribución de energía, dentro del servicio público.
La Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento actualmente
señalan que es obligación de la Secretaría de Energía (SENER) realizar la
planeación del Sistema Eléctrico. Para esto, la CFE elabora una propuesta que
debe ser autorizada por esta Secretaría.
Cuando se requiere la construcción de nuevas instalaciones de generación, la
CFE informa las características de los proyectos a la SENER. Tomando como
base criterios comparativos de costos, externalidades medioambientales y la
confiablidad de cada tecnología, dicha Dependencia determina si la instalación
será ejecutada por la CFE o si se debe convocar a particulares (Art. 36 Bis. Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica).
Por su parte, el control y despacho de energía es responsabilidad también de la
CFE, a través del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), subdirección
dependiente de la Dirección de Operaciones.
Se establece la descentralización del Centro Nacional de Control de Energía,
como un operador independiente del sistema.
La reforma establece que:
Corresponde a la Nación la planeación y control del SEN (Art. 25, 27 y 28).
El CENACE será un organismo público descentralizado encargado de: el
control operativo del SEN; operar el mercado eléctrico mayorista; gestionar
el acceso abierto y no discriminatorio a la red nacional de transmisión y
redes generales de distribución así como otras facultades que se podrán
determinar en los próximos meses (Artículo Transitorio 16º).
19
La CFE transferirá los recursos que el CENACE requiera para el
cumplimiento de sus facultades. Por otro lado, una vez creado el CENACE -
como organismo público descentralizado-, éste apoyará hasta por 12
meses a la CFE, para que continué operando sus redes de manera
eficiente. (Artículo Transitorio 16º.)
En línea con experiencias internacionales, se fortalecerá la independencia y
competitividad en el sistema, en especial en la capacidad de interconexión de
nuevos proyectos, así como la creación de un mercado mayorista de energía.
Lo que podía implicar:
Una separación del organismo operador del sistema de la CFE favorecerá
la transparencia y la competitividad, permitiendo mayor competencia en la
generación y acceso a la red.
En particular esta medida facilitará el conocimiento de puntos de la red con
capacidad disponible para la interconexión de nuevas centrales de
generación, lo que tendrá un potencial impacto en la dinamización del
mercado.
Además, la gestión de un mercado eléctrico mayorista a través de un
operador independiente del sistema fomenta la competitividad entre las
tecnologías más eficientes.
1.2.2 Generación.
La nueva capacidad de generación deberá incrementar en más de 55,000 MW
(65% del total) para satisfacer la demanda eléctrica de los próximos 15 años. Esto
supone un importante requerimiento de inversión, a través de una amplia matriz de
tecnologías.
El SEN contaba hasta finales de 2012 con c.61,000 MW en operación, de los
cuales c.53,000 (86%) correspondían a servicio público y productores
independientes. Los c.8,000 MW restantes correspondían a las modalidades de
20
autoabastecimiento y cogeneración (Programa de Obras e Inversiones del Sector
Eléctrico 2012-2026 (POISE), CFE).
Hoy en día las principales modalidades de generación existentes son: centrales
propias de CFE, Productores Independientes y Pequeña Producción que entregan
su energía a la CFE, Autoabastecimiento, Cogeneración y exportación.
Se estima que en los próximos 15 años se requerirán más de 55,000 MW de
nueva capacidad (incluyendo 11,800 MW por retiros), lo que supone más de un
65% del total de la capacidad instalada hasta la fecha.
Los ciclos combinados serían la tecnología que más se instalaría (>28,000 MW),
seguido de centrales hidroeléctricas (>2,700 MW) y el desarrollo de cierta
capacidad renovable, en especial de la energía eólica (>2,700 MW), en servicio
público.
El marco regulatorio actual establece el objetivo de alcanzar el 35% de la
generación eléctrica a través de fuentes no fósiles para 2024, a la fecha esta
participación se encuentra en torno al 20%, siendo necesaria la instalación de
entre 10,000 – 20,000 MW no fósiles para dicho año, por encima de la planeación
actual, para cumplir la meta.
La Reforma abre la actividad de generación a los particulares. Además se
impulsará el desarrollo de energías limpias mediante obligaciones a los
participantes de la industria eléctrica y a través de una estrategia de transición
hacia tecnologías y combustibles más limpios.
La reforma establece que:
Se excluye del concepto de servicio público la generación eléctrica (Art 27).
Junto a lo anterior, la Comisión Reguladora de Energía tendrá la atribución
de regular y otorgar permisos de generación, así como las tarifas de porteo
para la transmisión y distribución (T-10º).
21
La Ley establecerá a los participantes de la industria eléctrica obligaciones
de energías limpias y reducción de emisiones contaminantes (T-17º). De
igual manera establece que el Ejecutivo Federal deberá llevar a cabo una
estrategia de transición para promover el uso de tecnologías y combustibles
más limpios (T-18º).
Particularmente para la energía geotérmica se emitirá una ley con el
objetivo de regular el aprovechamiento de este recurso, con la finalidad de
generar energía eléctrica (T-18º).
El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, que
será encargado de recibir todos los ingresos, con excepción de los
impuestos, que corresponden al Estado Mexicano derivados de la
asignación de contratos en las áreas de exploración y extracción de
hidrocarburos, tendrá la facultad, entre otras, de invertir en energías
renovables (T-14º).
La reforma implicará un incremento de la competitividad en la generación eléctrica
y de la participación del sector privado, además de una mayor flexibilidad en los
contratos de compraventa de energía entre particulares.
Lo que podría implicar:
Una mayor participación de inversión privada en la generación eléctrica, ya
sea por la potencial apertura del mercado y/o a través de contratos
bilaterales con consumidores.
Una mayor flexibilidad en los contratos bilaterales de compraventa de
energía, frente a las actuales barreras del modelo de autoabastecimiento,
en particular de adición y sustitución de nuevos socios consumidores a
proyectos en operación.
Un desarrollo sostenido de las energías limpias a través de cuotas mínimas
o certificados verdes a las empresas generadoras, que contribuiría al
cumplimiento de la meta de generar el 35% de energía eléctrica a través de
fuentes no fósiles. En particular, implicaría un impulso a la energía
22
geotérmica dando seguridad jurídica a las inversiones en la exploración y
explotación de este recurso.
La red de transmisión, bajo la planificación actual, incrementaría su expansión un
17% en los próximos 10 años.
1.2.3 Transmisión y Distribución.
México tiene un sistema interconectado de transmisión a lo largo de la República,
salvo los sistemas aislados de Baja California y Baja California Sur. Cuenta con
una red troncal (400kV - 230 kV), redes de subtransmisión (161kV - 69kV) y
distribución en media (60kV - 2.4 kV) y baja tensión (entre 240V - 220V).
Dadas las características geográficas y la ubicación de las centrales de
generación, el país presenta una densidad de líneas de transmisión de 730
km/TWh, casi cuatro veces mayor que los Estados Unidos de América (EUA), lo
que implica un mayor costo en la expansión del sistema.
A la fecha existen recursos renovables competitivos que no han sido
interconectados o desarrollados por falta de redes de transmisión. Razón por la
que están en desarrollo temporadas abiertas en varios Estados, con el fin de
interconectar más de 5,000 MW, la mayoría de capacidad eólica.
Dentro del servicio público se espera la expansión de c.17,000 km de redes de
transmisión (c.17% de incremento con respecto a la longitud actual), cifra que
debería de ser superior dadas las necesidades de interconexión y de demanda
eléctrica para los próximos años.
Por su parte, la red de distribución presenta oportunidades de mejora, ya que
actualmente existen pérdidas de más del 18%, el doble que la media de la OCDE.
23
Dentro de la distribución, la red presenta pérdidas superiores al 18%, más del
doble que la media de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo
Económico (OCDE) (7%), debido a pérdidas técnicas y no técnicas.
Los particulares podrán desarrollar nuevas redes de transmisión y distribución a
través de contratos con CFE.
La reforma establece que:
Corresponde a la Nación el servicio público de transmisión y distribución de
energía eléctrica; en estas actividades no se otorgarán concesiones (Art 25,
27 y 28).
Los particulares podrán llevar a cabo, por cuenta de la Nación, el
financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación
de la infraestructura necesaria para prestar el servicio público de
transmisión y distribución (T-11º).
Se fortalecerán los programas de expansión de las redes de transmisión y
distribución, facilitando la interconexión de capacidad renovable y reduciendo las
pérdidas de energía en las redes de distribución.
Lo que podría implicar:
Dada la elevada necesidad de nuevas líneas de trasmisión, la CFE podría
llevar a cabo proyectos bajo esquemas de Asociación Público Privada, en
sus diferentes modalidades, para el desarrollo de nuevas líneas. Lo anterior
podría impulsar la expansión del sistema, como en su momento sucedió
con el sector de carreteras, mediante la modalidad de Proyectos para la
Prestación de Servicios entre otros, que permitió incrementar y modernizar
la red de carreteras de México brindando un mejor servicio a los usuarios.
De manera especial facilitaría la interconexión de proyectos de energías
renovables, a través del desarrollo de las redes por un tercero y cuya
contraprestación estuviese ligada a la energía transmitida, mejorando la
24
competitividad de los proyectos al no tener que asumir éstos como
inversión inicial dicha infraestructura.
Dentro de la actividad de distribución, podrían existir esquemas de
Asociaciones Público Privadas, o análogos, tanto para la expansión de las
redes de distribución a nuevos núcleos urbanos e industriales, así como
para llevar a cabo inversiones en nuevas tecnologías que posibiliten la
reducción de las pérdidas en la red.
1.2.4 Comercialización.
Las tarifas eléctricas del sector industrial y de servicios presentan valores por
encima de la media de los países de la región. Por su parte, la mayoría de las
tarifas residencial se encuentran subsidiadas, bajo un esquema poco eficiente y
regresivo, otorgando mayor monto de subsidio (en términos absolutos) a quien
más consume.
El servicio público de energía eléctrica cuenta con más de 40 tarifas distintas para
los consumidores, en función de su tipología y ubicación geográfica, las cuales se
actualizan de acuerdo con factores de ajuste automático, determinados por la
autoridad hacendaria y con opinión e insumos de la SENER y de la CFE
principalmente.
Las tarifas asociadas a la industria y servicios presentan valores medios por
encima de los observados en otros países de la región, llegando a ser cerca del
doble que la media en los EUA e impactando significativamente en la
competitividad del sector productivo mexicano.
Por otra parte, las tarifas residenciales, a excepción de la tarifa Doméstica de Alto
Consumo (c.2% del total de usuarios residenciales) cuentan con subsidio. Este
subsidio se aplica por kWh consumido, generando distorsiones en su aplicación:
El 10% de la población con mayores ingresos (y que por lo general consumen más
energía) recibe más del doble de subsidio, per capita, que el 10% con menos
25
ingresos (Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE), a partir de
Encuestas de Ingresos y Gastos de los Hogares 2008).
El consumidor tendrá más opciones para escoger cómo y quién será su
suministrador de energía, lo que incrementará la competitividad en el sector y
dinamizará el mercado.
Lo que podría implicar:
La CFE dejará de ser la única empresa comercializadora de la energía
eléctrica, incentivando la competencia para capturar clientes finales. Una
empresa que busque satisfacer sus necesidades de consumo podrá
comparar las tarifas ofrecidas por la CFE frente a la de otros generadores
privados (La demanda mínima (kW) exigida para optar al mercado libre
podría ser una de las variables a establecerse en las leyes secundarias).
Hoy en día el proceso de vincular a un socio consumidor a un proyecto de
autoabastecimiento, cuando el permiso de generación ya ha sido concedido
puede ser tardado, reduciendo el atractivo para ambas partes e
incrementado el riesgo financiero de los proyectos. Lo establecido en la
reforma podría implicar una flexibilización en la vinculación de un
consumidor a un proyecto de generación, dinamizando el mercado.
Una revisión de la política tarifaria, podría implicar una estrategia de análisis
y distribución de los subsidios bajo un esquema diferente al actualmente
aplicado, por ejemplo dirigiendo los esfuerzos a grupos específicos
(jubilados, desempleados…) o núcleos urbanos con ingresos per cápita por
debajo de límites definidos, como se instrumenta en otros países de la
región. Esto, a su vez, reduciría parte de la carga económica a la CFE,
aprovechando estos recursos de manera más eficiente.
Siendo conveniente analizar la estructura legal óptima para las empresas
que consideren su participación en este sector, así como el efecto fiscal y
las aéreas de optimización correspondientes.
26
Un consumidor puede optar por autoabastecerse, buscando obtener un
precio más competitivo de electricidad. Para ello puede optar por ser un
socio consumidor en un proyecto de autoabastecimiento remoto, o bien
adquirir un equipo (por ejemplo celdas fotovoltaicas) para
autoabastecimiento local. Ambos casos cuentan con incentivos atractivos
en el caso de ser energías renovables y cogeneración eficiente.
Cabe señalar que, como la propia Reforma indica, también se definirán las leyes
secundarias del sector eléctrico, a efecto de iniciar el proceso de implementación
de la Reforma, lo que incluirá la ejecución de las acciones de transformación de
los organismos clave del sector.
1.3 Oportunidades y Beneficios asociados a la Reforma.
En los últimos años el sector eléctrico en México ha cobrado un gran dinamismo,
situación que se potenciará con la implementación de la reforma energética en el
sector eléctrico. Se ha apoyado a los sectores público y privado (productores y
consumidores) en desarrollar estrategias y estructurar financieramente proyectos
que maximicen las oportunidades y los beneficios legales y fiscales que el sector
brinda, según lo muestra la Figura 1.3 Oportunidades y Beneficios de la Reforma.
Figura 1.3 Oportunidades y Beneficios de la Reforma.
27
Algunos de los trabajos desarrollados incluyen:
Colaboración con la Secretaría de Energía y asociaciones sectoriales
en el desarrollo de estrategias para dinamizar el sector renovable.
Participación en la estructuración financiera y/o revisión del modelo
de más de 1,500 MW de capacidad generación eléctrica en México.
Apoyo en la estrategia de diversificación de un grupo industrial, para
la creación de una unidad de venta de energía.
Asesoramiento a desarrolladores asiáticas y europeos en su
estrategia de entrada al mercado mexicano.
Valoración de oportunidades de autoconsumo para una empresa del
sector químico y una entidad financiera con más de mil sucursales.
1.3.1 Productores de energía.
Se apoya tanto a empresas internacionales de energía a integrarse en el
mercado mexicano, como a empresas nacionales de otros sectores que
buscan diversificar su negocio, aprovechando las oportunidades que el nuevo
marco brinda:
Análisis de mercado y proyección de precios de la energía.
Estrategia de entrada, identificación de nichos de mercado/plan de
negocio.
Creación de nuevas unidades de negocio enfocadas al sector eléctrico.
Estructuración de proyectos de energía y revisión de los modelos
financieros.
Búsqueda de consumidores, inversionistas y/o financiamiento.
Apoyo en la negociación de contratos de compraventa de electricidad.
Diligencia comercial.
Análisis de la estructura corporativa más óptima a la estrategia de
negocio, considerando los efectos fiscales correspondientes y la
optimización de los mismos.
Implementación de la estructura corporativa.
28
1.3.2 Consumidores de energía.
Se apoya a empresas tanto industriales y de servicios en la identificación,
valoración de proyectos de generación (con y sin participación de capital), tanto
para grandes consumidores como para empresas medianas cuyo gasto en
electricidad implica un porcentaje sensible en su estructura de costos.
Análisis de oportunidades de consumo eléctrico con base en el perfil de
la empresa.
Búsqueda y valoración de ofertas de generadores privados.
Plan estratégico de consumo de energías renovables y eficiencia
energética.
Apoyo en la negociación de contratos de compraventa de electricidad.
Estructuración de proyectos de energía y búsqueda de financiamiento (si
se busca invertir en la planta).
Asesorías fiscal y legal.
1.3.3 Entidades financieras y Fondos de inversión.
Se apoya al sector financiero en la identificación y valoración de oportunidades,
tanto en tecnologías convencionales como dentro del sector renovable.
Análisis de mercado y proyección de precios de la energía.
Estrategia de entrada al mercado mexicano/plan de negocio.
Búsqueda de oportunidades de compra (Greenfield & Brownfield).
Estructuración de proyectos de energía.
Estructuración de proyectos de energía y revisión de los modelos financieros (incluyendo los efectos fiscales que impactaran al proyecto).
Diligencia comercial.
Asesorías fiscal y legal.
29
1.3.4 Gobierno.
Elaboración de programas estatales de impulso a las energías
renovables y la eficiencia energética.
Apoyo en la reducción de costos eléctricos en entidades públicas.
1.4 Subestación Eléctrica.
Para que la energía eléctrica llegue a los distintos centros de consumo, recorre un
largo camino que inicia en las centrales generadoras. Las subestaciones son uno
de los subsistemas que conforman el sistema eléctrico, su función es modificar los
parámetros de la energía para hacer posible su transmisión y distribución.
1.4.1 Definición de Subestación Eléctrica.
Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer
los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar el transporte y
distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es el transformador.
Las subestaciones electricas intervienen en la generación, transformación,
transmisión y distribución de la energía eléctrica. Una subestación eléctrica esta
compuesta por dispositivos capaces de modificar los parámetros de la potencia
eléctrica (tensión, corriente, frecuencia, etc) y son un medio de interconexión y
despacho entre las diferentes líneas de un sistema eléctrico, como se muestra en
la Figura 1.4 Centrales generadoras, líneas de transporte, subestaciones, líneas
de distribución y centros de consumo.
30
Figura 1.4 Centrales generadoras, líneas de transporte, subestaciones, líneas de ditribución
y centros de consumo.
Las subestaciones se pueden clasificar en tres grandes grupos, subestaciones de
generación, subestaciones de transformación y subestaciones de maniobra.
Subestación de Generación: Es aquella que funciona como patio de
conexiones para una central generadora, es decir, es un conjunto de
equipos con igual nivel de tensión, localizados en la misma zona, a partir de
los cuales la subestación de generación realiza la elevación del nivel de
tensión de generación a un nivel de tensión apto para transporte de energía
eléctrica en considerables distancias. La prioridad principal en una
31
subestación de generación es la confiabilidad, mientras que la flexibilidad y
seguridad van de acuerdo a la importancia y ubicación de la subestación en
el sistema de potencia.
Subestación de Transformación: Es una subestación en la cual se realiza
cambio en el nivel de tensión de entrada, puede ser elevadora o reductora
según la función que cumpla.
Subestación de Maniobra: Es la subestación en la que se interconectan
varios sistemas y de la cual se distribuye energía eléctrica a otras
subestaciones o a otros sistemas, por esto lo más importante es la
flexibilidad de la subestación, la seguridad y la confiabilidad depende de la
importancia que ejerza la subestación en el sistema de potencia.
1.4.2 Objetivos de una Subestación Eléctrica.
Una subestación eléctrica debe ser confiable, económica, segura y con un diseño
tan sencillo como sea posible; éste último debe de proporcionar un alto nivel de
continuidad de servicio y contar con medios para futuras ampliaciones, flexibilidad
de operación y bajos costos inicial y final.
Debe de estar equipada con lo necesario para dar mntenimiento a las líneas,
interruptores automáticos y disyuntores, sin interrupciones en el servicio ni riesgos
para el personal y los consumidores.
Antes de diseñar una subestación, es necesario solicitar a la compañía
proveedora de energía eléctrica datos como e nivel de voltaje disponible, la
variación del nivel de voltaje, el punto de entrega del suministro y la ruta de la
línea, la corriente de corto circuito trifásico y monofásico en el punto de suministro
y las tarifas.
32
1.4.3 Tensiones de una subestación eléctrica, según lo reportado por la
Comisión Federal de Electricidad (CFE).
Las tensiones del sistema eléctrico nacional, según lo reportado por CFE son:
Para Transmisión: 161, 230 y 400 kV.
Para Subtransmisión: 69, 85, 115 y 138 kV.
La red de distribución está integrada por las líneas de subtransmisón con
los niveles mencionados anteriormente de 69, 85, 115 y 138 kV; así como
las de distribución en niveles de 34.5, 23,13.8, 6.6, 4.16 y 2.4 kV y baja
tensión.
Para distribución en plantas industriales: 34.5 kV, 23 kV, 13.8 kV, 4.16 kV,
440 V, 220/127 V.
Dichas tensiones van deacuerdo a la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-
2012, Capitulo 9, Instalaciones destinadas al servicio publico, art. 922-1 Objetivo,
campo de aplicación. Este articulo contiene los requisitos minimos que deben
cumplir la lineas aereas de energia electrica y comunicación y sus equipos
asociados, con la finaliad de obtener la maxima seguridad a las personas,
protección al medio ambiente y uso eficiente de la energia. Art 922-2 definiciones.
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.
Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
Documentos que aplican: Norma Mexicana ANCE - NMX-J-098-ANCE-1999,
ANSI C 84.1 – 1995 - Electric Power Systems and Equipments - Voltage Rates (60
Hz), NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Articulo 922 Lineas Aereas.
33
II. CONCEPTOS TÉCNICOS Y ANÁLISIS DE DISTURBIOS.
34
II. CONCEPTOS TÉCNICOS Y ANÁLISIS DE DISTURBIOS.
En este segundo capítulo se dará a conocer una conceptualización de las
subestaciones eléctricas, así como el planteamiento del problema del trabajo a
realizar.
2.1 Planteamiento del problema y el porqué de la subestación.
La Comisión Federal de Electricidad se vio en la necesidad de celebrar un contrato
de obra pública a precios unitarios y tiempo determinado, consistente en la
“Construcción de la obra Civil y Electromecánica de la S.E. Corsa, 2 alimentadores
en 230 kV, ubicada en el Estado de Hidalgo”, con el objetivo de dar suministro de
energía eléctrica de forma eficiente y oportuna a la nueva planta de GERDAU
CORSA para la producción de Perfiles Estructurales de acero en Cd. Sahagún,
Hidalgo. Siendo un total de 156 MW de demanda solicitada, la cual será a través
de dos líneas de transmisión eléctrica que interconectaran a la subestación
eléctrica Corsa Maniobras con las subestaciones eléctricas Teotihuacán y Km 110.
De esta manera, se soluciona la demanda de energía eléctrica a corto y mediano
plazo que requiere la empresa Estructurales CORSA para su desarrollo industrial.
Estableciendo en este proyecto información sobre la metodología y los
requerimientos generales que se deben satisfacer en la construcción de la
Subestación Eléctrica de Potencia tipo Switcheo de la CFE para el suministro de
energía en alta tensión para Estructurales CORSA.
El 11 de Octubre del 2009, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el
Decreto por el que se extingue el organismo descentralizado Luz y fuerza del
Centro (LyFC) y con fecha del 26 de Enero del 2010, se suscribió el convenio
entre el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes y esta Comisión
Federal de Electricidad para realizar la operación, mantenimiento y seguridad de
las instalaciones del organismo mencionado anteriormente, en el cual intervinieron
35
en el ámbito de sus respectivas competencias, las Secretarias de Hacienda y
Crédito Público y la Secretaría de Energía.
Existen requerimientos de diversos solicitantes a la Gerencia de Planeación, de la
Coordinación de Distribución, para que se efectúen los trabajos, derivado de esto
se realiza el ACUERDO INTERNO especifico que celebran la Gerencia de
Distribución Centro Oriente (DDCOR) y por otra parte la Residencia Regional de
Construcción de Proyectos de Transmisión y Transformación Centro (RRCE). Por
lo anterior las partes en forma conjunta, tienen por objeto la prestación de
servicios de “Elaboración de Bases del Proyecto, Especificaciones de
Construcción y Equipamiento, Ingeniería Básica y de Detalle, Licitación y Apoyo
en la Contratación de los Trabajos, Supervisión de la Construcción y Pruebas Pre-
Operativas”, que se especifican en el presente acuerdo.
2.1.1 Características principales de una Subestación de Corsa y Líneas de
Transmisión Estructurales Corsa.
La Subestación de Maniobra, es la subestación en la que se interconectan varios
sistemas y de la cual se distribuye energía eléctrica a otras subestaciones o a
otros sistemas, por esto lo más importante es la flexibilidad de la subestación, la
seguridad y la confiabilidad depende de la importancia que ejerza la subestación
en el sistema de potencia.
La Subestación Corsa, es una instalación nueva y formará parte de la
subdirección de Transmisión y constará de 2 Alimentadores en 230 kV para recibir
el circuito que enlaza a la Subestación KM 110 y Teotihuacán.
Siendo un total de 156 MW de demanda solicitada, la cual será a través de dos
líneas de transmisión eléctrica que interconectaran a la subestación eléctrica
Corsa Maniobras con las subestaciones eléctricas Teotihuacán y Km 110.
36
La L.T. Estructurales CORSA, la ejecución de la obra electromecánica faltante,
pruebas y puesta en servicio para la línea de transmisión denominada, “L.T. TTH y
L.T. KMC”. Incluyo la ejecución de una línea provisional de la L.T. TTH – IRO entre
las estructuras No. 89 a No. 91, la línea provisional se realizará con postes de
madera.
Esta obra se licito de acuerdo con lo establecido en los art. 27 al 45 (de los
Procedimientos de Contratación) y en sus bases de licitación, las cuales incluyen
dentro de su alcance el montaje, conexiones y Pruebas Preoperativas para la S.E.
CORSA y la ejecución de la obra civil y obra electromecánica, pruebas y puesta en
servicio de la L.T. TTH y L.T. KMC, incluyendo obra provisional de la L.T. TTH-
IRO de entre las estructuras No.89 a No. 91 con postes de madera, todo esto con
apego a las Normas, Especificaciones Técnicas y Requisitos de Calidad para la
Obra Pública de CFE.
Alcances de la Obra: La obra consiste en los trabajos para cimentaciones
menores, mayores, y montaje de equipo primario, así como de la construcción de
la obra civil y obra electromecánica de una caseta de control, pruebas
preoperativas para el equipamiento de dos alimentadores en 230 kV para recibir la
L.T. Teotihuacán y L.T. KM 110. Como se muestra en los Diagramas 2.1
Subestación Corsa Maniobra, Planta, Diagrama 2.2 Unifilar Subestación Corsa
Maniobras y Diagrama y Diagrama 2.3 Unifilar (Nomenclatura asignada por Área
de Control Central ACC).
Ubicación Geográfica: La subestación Corsa se ubica en el kilómetro 3 de la
carretera México – Cd. Sahagún S/N, en Tepeapulco, Hidalgo, C.P. 43970 México.
37
Diagrama 2.1 Subestación Corsa Maniobras, Planta.
38
Diagrama 2.2 Unifilar Subestación Corsa Maniobras.
39
Diagrama 2.3 Unifilar (Nomenclatura asignada por Área de Control Central ACC).
40
2.2 Tensiones normalizadas del sistema.
El sistema eléctrico nacional mexicano se ha desarrollado tomando en cuenta la
magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las
centrales generadoras. En algunas aéreas del país, los centros de generación y
consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la
interconexión se ha realizado de manera gradual, incluyendo proyectos que se
justifican técnica y económicamente.
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.
Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.
Documentos que aplican: Norma Mexicana ANCE - NMX-J-098-ANCE-1999,
ANSI C 84.1 – 1995 - Electric Power Systems and Equipments - Voltage Rates (60
Hz), NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Articulo 922 Lineas Aereas.
2.2.1 Diferentes niveles de tensión en las redes eléctricas.
El SEN como la muestra la Figura 2.1 Red Troncal del Sistema Eléctrico Nacional
Mexicano, está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión:
1) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones de
potencia en muy alta tensión (400 kV y 230 kV), que transportan grandes
cantidades de energía entre regiones. Es alimentada por las centrales
generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así como a las
instalaciones de 400 kV y 230 kV de algunos usuarios industriales.
41
2) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 161 kV y 69 kV) tienen
una cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media
tensión y a las cargas conectadas en esos voltajes.
3) Las redes de distribución en media tensión (entre 60 kV y 2.4 kV) distribuyen
la energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a
aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje.
4) Las redes de distribución en baja tensión (240 V o 220 V) alimentan las
cargas de los usuarios de bajo consumo.
Figura 2.1 Red Troncal del Sitema Eléctrico Nacional Mexicano.
42
2.3 Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Sistema Eléctrico Nacional (SEN) es el nombre que se le da al conjunto de
servicios que hacen posible la generación y suministro de electricidad en México.
Es el encargado de que fábricas, empresas, comercios y domicilios tengan
servicio eléctrico para satisfacer necesidades laborales y cotidianas.
Uno de los antecedentes más importantes del SEN es la creación de la Comisión
Federal de Electricidad (1937) y tenía como objetivo principal la creación de un
organismo capaz de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica. Todo esto
con el propósito de mejorar la economía, reducir costos y proveer el mejor servicio
a los mexicanos. Las condiciones de transmisión del SEN eran muy difíciles, ya
que había diferentes niveles de voltaje y dos niveles de frecuencia.
Al 31 de diciembre de 2010, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) contaba con una
capacidad efectiva de 52,947 MW para el servicio público y un total de 833,081 km
de líneas de transmisión y distribución.
Como se muestra en la Figura 2.2 Regiones del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
se organiza en nueve regiones, que son:
Figura 2.2 Regiones del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
43
Paralelamente, productores privados completan la oferta de energía eléctrica en el
país, al generar electricidad para sus propias necesidades o para la venta a los
organismos encargados del servicio público de energía eléctrica, de acuerdo con
las modalidades establecida en el marco legal vigente.
Evolución de la demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN): La
capacidad de generación para el servicio público a diciembre de 2010 (52,947
MW) creció 2.44% respecto a 2009 (51,686 MW). Esta nueva capacidad resultó de
agregar 1,161.86 MW, y de modificar la instalada en 99.0 MW.
Expansión del Sistema Eléctrico Nacional; El programa de expansión de
capacidad incluye las centrales en proceso de construcción o licitación, y la
capacidad adicional. Esta última se refiere a la capacidad futura que se licitará en
función de su fecha programada de inicio de operación.
El programa de capacidad adicional requerida para atender 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.
2.3.1 Consideraciones básicas para el programa de expansión del Sistema
Eléctrico Nacional.
El programa de expansión del Sistema Eléctrico Nacional se determina
seleccionando las obras de generación y transmisión que minimizan costos
actualizados de inversión, operación y energía no servida en el periodo de
planificación (programa de expansión óptimo). También se analizan
sistemáticamente diversas configuraciones de proyectos, que se evalúan técnica y
económicamente en el marco del sistema eléctrico. Para este proceso se utilizan
modelos de optimización y simulación.
44
Los elementos principales que intervienen en estos estudios son los siguientes:
Demanda máxima y energía necesaria.
Autoabastecimiento y cogeneración.
Sistema de generación existente.
Capacidad por retirar.
Disponibilidad del parque de generación.
Costos de inversión en generación y transmisión.
Precio de combustibles.
El programa de expansión del Sistema Eléctrico Nacional se integra por la
planeación del servicio público y la proyección de adiciones de capacidad de
permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración.
Por una parte, las adiciones de capacidad de permisionarios permiten, dentro del
marco regulatorio vigente, el aprovechamiento del potencial de generación de
electricidad en varios sectores y ramas industriales que por las características de
sus procesos, ofrecen posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos.
Por otra parte, abre la posibilidad para que diferentes tipos de usuarios
contribuyan a diversificar las fuentes de suministro de energía eléctrica.
2.4 Clasificaciones de Subestaciones.
Considerando que una subestación eléctrica es un conjunto de elementos o
dispositivos de los sistemas eléctricos de potencia donde se modifican los
parámetros de tensión y corriente, que sirve como punto de interconexión del
sistema de generación de energía eléctrica con el de transmisión y distribución,
para llevarla a los centros de consumo.
Al diseñar una subestación eléctrica se deben considerar cuatro puntos:
1. Tensiones máximas a las que trabajará
2. Nivel de aislamiento admisible del equipo por instalar
45
3. Corriente máxima de servicio continúo
4. Corriente máxima de falla (corto circuito)
Atendiendo el objetivo con el cual se diseñan las subestaciones y al servicio que
prestan: por su servicio, por su construcción o por su arreglo de barras, como se
indica en la Tabla 2.1 clasificación de Subestaciones.
Por su Servicio
Subestaciones eléctricas elevadoras
Subestaciones eléctricas reductoras
Subestaciones eléctricas de switcheo
Por su Construcción
Intemperie
Interior
Blindadas
Subestaciones eléctricas encapsuladas (GIS)
Hibridas (encapsuladas para operar en intemperie)
Por el Arreglo de
Barras
Barra simple
Anillo
Barra simple con cuchilla de “by pass”
Barra principal y barra de transferencia con interruptor de transferencia y/o amarre
Barra principal y barra auxiliar con interruptor de transferencia o amarre
Doble barra principal y barra de transferencia
Interruptor y medio “I”
Interruptor y medio “U”
Doble barra y doble interruptor
Tabla 2.1 Clasificación de Subestaciones.
Por su Servicio y como se muestra en el Diagrama 2.4 Subestaciones Eléctricas
por su Servicio, se clasifican en 3 tipos que son:
a) Subestaciones eléctricas elevadoras.
Una subestación eléctrica es elevadora cuando tiene banco de
transformación que aumenta el nivel de tensión de las fuentes de
alimentación.
46
Este tipo de subestaciones se usa normalmente en las plantas
generadoras, cuando se trata de elevar los voltajes de generación a valores
de voltajes de transmisión; es decir, se modifican los parámetros principales
de generación de energía eléctrica por medio de transformadores de
potencia, estos equipos elevan el voltaje y reducen la corriente para
transmitir grandes cantidades de energía eléctrica a grandes distancias; por
medio de líneas de transmisión, con el mínimo de pérdidas.
b) Subestaciones eléctricas reductoras.
Una subestación eléctrica es reductora cuando tiene banco de
transformación que disminuye el nivel de tensión de las fuentes de
alimentación.
En estas subestaciones, los niveles de voltaje de transmisión (400kV y
230kV) se reducen a niveles de voltaje de subtransmisión (115kV, 69kV y
34.5kV) y distribución (13.8kV), es decir, se reduce la tensión y se
incrementa la corriente por medio de transformadores de potencia. Las
subestaciones reductoras se conectan a líneas de transmisión,
subtransmisión o distribución para transmitir la energía eléctrica a distancias
medias o cortas y alimentar a las redes de distribución de bajos voltajes
para su comercialización.
Estas subestaciones constituyen el mayor número de subestaciones en un
sistema eléctrico.
c) Subestaciones eléctricas de switcheo o maniobras.
Una subestación es de switcheo cuando no tiene banco de transformación
que modifique el nivel de tensión de las fuentes de alimentación. Se emplea
cuando no se requiere cambiar el nivel de tensión de los circuitos y/o
fuentes de alimentación, y están destinadas a efectuar sólo operaciones de
maniobra (conexión y desconexión).
47
Diagrama 2.4 Subestaciones eléctricas por su servicio.
Por su Construcción:
a) Subestaciones eléctricas tipo intemperie (Air-insulated Substations AIS).
Están diseñadas para operar expuestas a las condiciones atmosféricas
(lluvia, nieve, viento, etcétera) y ocupan grandes extensiones de terreno. En
estas instalaciones se manejan alta y extra alta tensión.
b) Subestaciones eléctricas tipo interior.
Son subestaciones construidas en el interior de edificios, no son aptas para
operar bajo condiciones atmosféricas, actualmente son más utilizadas en la
industria, incluyendo la variante de tipo encapsulada.
48
c) Subestaciones eléctricas blindadas.
En este tipo de subestaciones el equipo está totalmente protegido del medio
ambiente. El espacio que ocupan es muy reducido, por lo general, se
utilizan en: hospitales, interior de fábricas, auditorios, centros comerciales,
lugares densamente poblados, sitios con alto índice de contaminación o
cualquier otro espacio donde no se cuenta con una extensión grande de
terreno para la instalación de una subestación convencional.
d) Subestaciones eléctricas encapsuladas (Gas-insulated Substations GIS).
En estas subestaciones, el equipo se encuentra totalmente protegido del
medio ambiente. El espacio que ocupa es la décima parte de una
subestación convencional, todas las partes vivas y equipos que soportan la
tensión están contenidos dentro de envolventes metálicos que forman
módulos fácilmente conectados entre sí. Estos módulos se encuentran
dentro de una atmósfera de gas seco y a presión que en la mayoría de los
casos es hexafluoruro de azufre (SF6), que tiene la característica de reducir
las distancias de aislamiento y extinción del arco eléctrico, com-
parativamente con las del aire. Por lo general, se construyen en lugares
donde no se cuenta con una extensión grande de terreno.
e) Subestaciones eléctricas tipo híbrido (Hybrid-insulated Substations HIS).
Este tipo de subestaciones modulares presentan características de las
subestaciones convencionales y de las subestaciones encapsuladas. Las
barras siguen estando aisladas en aire, pero el equipo viene integrado en
un compartimento aislado en gas. Así se puede compactar una fase de una
subestación tipo intemperie aislada en aire en un elemento sencillo y de
mucho menor tamaño; una subestación hibrida para su construcción
requiere menos de la mitad de espacio que una subestación convencional,
de manera que su construcción es muy sencilla, fácil y económica.
49
Por su arreglo de barras:
a) Barra simple.
Ventajas:
No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación.
Con un interruptor fuera de servicio, el “disparo” o salida de un
elemento, ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado.
Permite realizar arreglos de relieve bajo, ya que solo se requieren dos
niveles de conductor energizado para la conectividad entre equipos.
Desventajas:
El mantenimiento a un interruptor implica la pérdida del elemento
correspondiente.
Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los
elementos de la subestación.
No permite desenergizar la barra principal sin tener que desconectar
todos los elementos de la subestación.
b) Anillo.
Ventajas:
Permite dar mantenimiento a un interruptor cualquiera sin perder los
elementos adyacentes a dicho interruptor.
Pocas maniobras para librar interruptores.
Permite realizar arreglos de relieve bajo, ya que solo se requieren dos
niveles de conductor energizado para la conectividad entre equipos.
Requerimientos mínimos de marcos estructurales.
Desventajas:
Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un elemento
puede causar la pérdida de otros elementos.
50
Existe un alto grado de compromiso entre la ubicación física de los
elementos y la funcionalidad de la subestación.
La realización de ampliaciones resulta complicada, ya que es necesario
romper el anillo.
El respaldo por falla de interruptor en interruptores adyacentes a líneas
de transmisión, no es enteramente local. Esta situación resulta
inconveniente cuando se tiene transformación o generación
compartiendo interruptor con una línea de transmisión (véase Nota).
Nota: La protección de respaldo por falla de interruptor en interruptores compartidos con líneas de
transmisión, requiere la apertura del interruptor de línea de la subestación remota por medio de un
disparo transferido directo a través de un canal de comunicación.
La disponibilidad del canal de comunicación no resulta indispensable en aquellos casos en los que
la falla sea de naturaleza eléctrica, puesto que la protección de línea en la subestación remota
puede detectar la existencia de la falla a partir de las variables eléctricas disponibles (corriente y
voltaje) en dicha subestación, y así disparar el interruptor correspondiente (zona 2 de relevadores
de distancia 21’s y/o 67N).
La disponibilidad del canal de comunicación resulta indispensable en aquellos casos en los que la
falla sea de naturaleza mecánica (por ejemplo, falla de turbina) debido a que ninguna variable
eléctrica en la subestación remota se ve afectada por esta situación, la cual también se presenta
en equipos de transformación en los casos de fallas entre espiras (falla longitudinal).
c) Barra simple con cuchilla de “by pass”.
Ventajas:
No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación.
En sistemas radiales, el uso de la cuchilla de “by pass” permite dar
mantenimiento al interruptor del elemento que se trate, sin la pérdida del
mismo.
Desventajas:
Una falla en la barra principal ocasiona la pérdida de todos los
elementos de la subestación.
51
No permite desenergizar la barra principal sin tener que desconectar
todos los elementos de la subestación.
En sistemas no radiales, la ocurrencia de una falla en una línea de
transmisión que esté haciendo uso de la cuchilla de “bypass”, requiere la
operación de las protecciones de respaldo en las subestaciones remotas
de todas las líneas de transmisión que converjan a la barra de la
subestación.
Como se muestra en el Diagrama 2.5 Unifilar Barra Simple con Cuchilla
de “By pass”
Diagrama 2.5 Unifilar Barra Simple con Cuchilla de “By pass”.
52
d) Arreglo de barra principal y barra de transferencia con interruptor de
transferencia y/o amarre.
Este arreglo se conforma por 1 (una) Barra Principal a la cual están
conectados todos los alimentadores y un interruptor de transferencia que
alimenta a través de su barra y su cuchilla al alimentador por sustituir.
Como se muestra en el Diagrama 2.6 Unifilar Arreglo de Barra Principal y
Barra de Transferencia con Interruptor de Transferencia y/o Amarre.
Diagrama 2.6 Unifilar Arreglo de Barra Principal y Barra de Transferencia con Interruptor de
Transferencia y/o Amarre.
53
e) Arreglo de barra principal y barra auxiliar con interruptor de transferencia o
amarre.
Este arreglo se conforma por 2 (dos) Barras que pueden operar como Barra
1 y Barra 2 ó Barra de Transferencia en algunos casos.
La carga de los alimentadores regularmente se encuentra conectada a la
Barra 1 con la posibilidad de transferirla toda a Barra 2, en caso de disturbio
o mantenimiento de la Barra 1 cuando ocurre una falla en cualquiera de las
Barras se interrumpe el flujo de energía. Este arreglo se aplica en
subestaciones reductoras.
Ventajas:
Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder
el elemento (línea de transmisión, banco de transformación...) a que
pertenezca el interruptor a reparar.
Pocas maniobras para transferir un elemento al interruptor de
transferencia.
No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el
acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones.
Con un interruptor fuera de servicio (interruptor de transferencia en uso),
el “disparo” o salida de un elemento, ocasiona la pérdida de únicamente
el elemento disparado.
Con las previsiones adecuadas, puede escalarse al arreglo de barra
principal y barra auxiliar, o bien, al arreglo de doble barra y barra de
transferencia; en ambos casos, sin reacomodo de equipos.
Desventajas:
Muchas maniobras para usar el interruptor de amarre como interruptor
de transferencia, ya que es necesario mudar todos los elementos
conectados a la barra auxiliar hacia la barra principal.
54
Es necesario transferir los disparos de protecciones al interruptor de
transferencia, cuando éste se está usando.
En subestaciones con aislamiento en aire no se pueden realizar arreglos
de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de conductor energizado
para la conectividad entre equipos y barras.
En subestaciones con aislamiento en aire, debido a la disposición física
del arreglo, es posible la ocurrencia de una falla que afecte
simultáneamente a las dos barras (cadenas de aisladores y cable
conductor con trazo en color rojo en el dibujo de corte), aunque dicho
evento es de muy baja probabilidad de ocurrencia.
Como se muestra en el Diagrama 2.7 Unifilar Arreglo de Barra Principal
y Barra Auxiliar con Interruptor de Transferencia o Amarre.
Diagrama 2.7 Unifilar Arreglo de Barra Principal y Barra Auxiliar con Interruptor de
Transferencia o Amarre.
55
f) Arreglo de doble barra principal y barra de transferencia.
Este arreglo se conforma por 3 (tres) Barras: Barra 1 y Barra 2 unidas por
un interruptor de amarre y una Barra de Transferencia. Lo que permite
repartir la carga entre Barra 1 y 2, así como también transferir la carga a
una sola Barra para mantenimiento de la otra.
Además si se requiere mantenimiento para la bahía del alimentador, este se
sustituye por la bahía de transferencia.
En caso de un disturbio este arreglo permite mantener una barra
energizada y ocupar la de transferencia al mismo tiempo para un solo
alimentador.
Ventajas:
Pocas maniobras para hacer uso del interruptor de transferencia.
Permite dar mantenimiento a los interruptores (uno a la vez) sin perder
el elemento a que pertenezca el interruptor a reparar.
La falla de una de las barras ocasiona la pérdida de únicamente los
elementos conectados a la barra fallada, aún en el caso en que se esté
haciendo uso del interruptor de transferencia.
Permite desenergizar cualquiera de las barras para su limpieza o
mantenimiento, sin perder ninguno de los elementos.
No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el
acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones.
Con un interruptor fuera de servicio (interruptor de transferencia en uso),
el “disparo” o salida de un elemento, ocasiona la pérdida de únicamente
el elemento disparado.
Permite que la subestación pueda ser operada como dos subestaciones
independientes de barra principal y barra de transferencia, sin limitación
en la selección de los elementos de cada barra principal.
56
Desventajas:
Es necesario transferir los disparos de protecciones al interruptor de
transferencia, cuando éste se está usando.
En subestaciones con aislamiento en aire no se pueden realizar arreglos
de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de conductor energizado
para la conectividad entre equipos y barras.
En subestaciones con aislamiento en aire, debido a la disposición física
del arreglo, es posible la ocurrencia de una falla que afecte
simultáneamente a las dos barras (cadenas de aisladores y cable
conductor con trazo en color rojo en el dibujo de corte), aunque dicho
evento es de muy baja probabilidad de ocurrencia.
Como se muestra en el Diagrama 2.8 Unifilar Arreglo de Doble Barra
Principal y Barra de Transferencia.
Diagrama 2.8 Unifilar Arreglo de Doble Barra Principal y Barra de Transferencia.
57
g) Arreglo en “I” y “U” de interruptor y medio.
Este arreglo se conforma por 2 (dos) Barras enlazadas por tres
interruptores en serie que conectan a los dos alimentadores en las partes
medias, compartiendo así al interruptor central, como se muestra en los
Diagramas 2.9 Arreglo Físico en “I” de Interruptor y Medio y 2.10 Arreglo en
“U” de Interruptor y Medio.
Este arreglo ofrece máxima flexibilidad y confiabilidad operativa, ya que
permite desenergizar cualquier barra para su mantenimiento, así como
también interrumpir el flujo de energía en los alimentadores.
En caso de disturbio se abre el interruptor principal y medio, dejando en
operación las dos barras correspondientes y el otro alimentador.
Ventajas:
Permite dar mantenimiento a un interruptor cualquiera de una rama sin
perder los elementos conectados a esa rama, o bien, a más de un
interruptor simultáneamente, siempre y cuando en una rama cualquiera
no se saque de operación más de un interruptor.
Pocas maniobras para librar interruptores.
En condiciones normales, la pérdida de una barra no ocasiona la
pérdida de elementos.
En subestaciones en las que se tengan elementos convenientemente
distribuidos en las ramas, ante la pérdida de las dos barras, se pueden
mantener enlaces operativos entre elementos.
En subestaciones con aislamiento en aire, y con disposición física del
arreglo en “I”, no existe contingencia natural verosímil que afecte
simultáneamente a las dos barras.
Desventajas:
Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un elemento
puede causar la pérdida de otros elementos.
58
Existe un alto grado de compromiso entre la ubicación física de los
elementos y la funcionalidad de la subestación.
Absurdo para subestaciones con menos de 3 (tres) ramas ya que resulta
en un arreglo de anillo con interruptores en serie (arreglo de interruptor
inútil).
En subestaciones con aislamiento en aire no se pueden realizar arreglos
de relieve bajo, ya que requiere tres niveles de conductor energizado
para la conectividad entre equipos y barras.
El respaldo por falla de interruptor en interruptores adyacentes a líneas
de transmisión, no es enteramente local. Esta situación resulta
inconveniente cuando se tiene transformación o generación
compartiendo interruptor con una línea de transmisión (véase nota).
En subestaciones con aislamiento en aire, debido a la disposición física
del arreglo en “U”, es posible la ocurrencia de una falla que afecte
simultáneamente a las dos barras (cadenas de aisladores y cable
conductor con trazo en color rojo en el dibujo de corte), aunque dicho
evento es de muy baja probabilidad de ocurrencia.
Nota: La protección de respaldo por falla de interruptor en interruptores compartidos con líneas de
transmisión, requiere la apertura del interruptor de línea de la subestación remota por medio de un
disparo transferido directo a través de un canal de comunicación.
La disponibilidad del canal de comunicación no resulta indispensable en aquellos casos en los que
la falla sea de naturaleza eléctrica, puesto que la protección de línea en la subestación remota
puede detectar la existencia de la falla a partir de las variables eléctricas disponibles (corriente y
voltaje) en dicha subestación, y así disparar el interruptor correspondiente (zona 2 de relevadores
de distancia 21’s y/o 67N).
La disponibilidad del canal de comunicación resulta indispensable en aquellos casos en los que la
falla sea de naturaleza mecánica (por ejemplo, falla de turbina) debido a que ninguna variable
eléctrica en la subestación remota se ve afectada por esta situación, la cual también se presenta
en equipos de transformación en los casos de fallas entre espiras (falla longitudinal).
59
Diagrama 2.9 Arreglo Físico en “I” de Interruptor y Medio.
60
Diagrama 2.10 Arreglo Físico en “U” de Interruptor y Medio.
61
h) Arreglo de doble barra doble interruptor.
Este arreglo se conforma por dos barras que operan como Barra 1 y Barra
2, cada una con su propio interruptor para un solo alimentador.
Esto permite que la carga se encuentre repartida en las dos barras y que al
presentarse un disturbio se mantenga una de ellas y la otra quede
disponible para mantenimiento, obteniendo con esto flexibilidad para librar o
desenergizar cualquiera de los dos interruptores de un alimentador
conservando el flujo de carga por el otro.
Como se muestra en el Diagrama 2.11 Unifilar Arreglo de Doble Barra Doble Interruptor.
Diagrama 2.11 Unifilar Arreglo de Doble Barra Doble Interruptor.
62
Ventajas:
Permite dar mantenimiento a los interruptores (más de uno a la vez en
ramas diferentes) sin perder el elemento a que pertenezca el interruptor a
reparar.
Pocas maniobras para librar interruptores.
En condiciones normales, la pérdida de una barra no ocasiona la pérdida de
ningún elemento.
Cuando un interruptor está en mantenimiento, el disparo de un elemento no
causa la pérdida de otro elemento.
Permite desenergizar cualquiera de las barras para su limpieza o
mantenimiento, sin perder ninguno de los elementos.
No existe compromiso entre la ubicación física de las bahías de los
elementos y la funcionalidad de la subestación, condición que facilita el
acomodo inicial de elementos y la realización de ampliaciones.
Con un interruptor fuera de servicio, el “disparo” o salida de un elemento,
ocasiona la pérdida de únicamente el elemento disparado.
Permite que la subestación pueda ser operada como dos subestaciones
independientes de barra simple, sin limitación en la selección de los
elementos de cada barra.
En subestaciones con aislamiento en aire, y por la disposición física del
arreglo, no existe contingencia natural verosímil que afecte
simultáneamente ambas barras.
Desventajas:
En subestaciones con aislamiento en aire no se pueden realizar arreglos de
relieve bajo, ya que requiere tres niveles de conductor energizado para la
conectividad entre equipos y barras.
Como se muestra en la Tabla 2.2 Arreglos Normalizados; así como la
Aplicación de Acuerdo con su Nivel de Tensión.
63
DESCRIPCIÓN DEL ARREGLO NORMALIZADO
Nivel de tensión (kV)
115 230 400
Barra simple. ●
Arreglo en anillo. ●
Barra simple con cuchilla de “bypass”. ●
Arreglo de barra principal y barra de transferencia con interruptor de transferencia y/o amarre.
●
Arreglo de barra principal y barra auxiliar con interruptor de transferencia o amarre.
● ●
Arreglo de doble barra principal y barra de transferencia.
● ●
Arreglo en I de interruptor y medio. ● ●
Arreglo en U de interruptor medio. ● ●
Arreglo de doble barra doble interruptor. ●
Tabla 2.2 Arreglos Normalizados, así como la Aplicación de Acuerdo con su Nivel de
Tensión.
2.4.1 Simbología para diagramas, planos y equipos eléctricos.
Es la representación de un objeto o equipo por medio de dibujos y/o gráficas. Para
la simbología de los equipos y dispositivos se emplea las disposiciones indicadas
en la Norma Mexicana de Abreviaturas y Símbolos para diagrama, planos y equipo
eléctrico (NMX-J-136-ANCE-2007), como se muestra en la Tabla 2.3 Simbología
para Diagramas, Planos y Equipos Eléctricos.
SIGNIFICADO SIMBOLO
Interruptor de potencia
Cuchilla desconectadora (de operación manual)
64
Cuchilla desconectadora de
operación manual con cuchilla de conexión a tierra
Cuchilla desconectadora de operación con motor
Transformador de potencia (dos devanados)
Transformador de potencia con devanado terciario
(tres devanados)
Autotransformador de potencia
Autotransformador de potencia
con devanado terciario
Transformador de corriente tipo devanado - TC
Transformador de corriente tipo boquilla - TC
Transformador de potencial inductivo - TP
Transformador de potencial capacitivo
(Dispositivo de potencial) - DP
Apartarrayos de óxido
de zinc
Apartarrayos auto valvular
65
Trampa de onda
Banco de capacitores
Reactor de potencia
Filtro de armónicas (5ª ó 7ª)
Válvula de tiristores
Reactor controlado por tiristores
(TCR Thyristor Controlled Reactor)
Capacitor conmutado por tiristores
(TSC Thyristor Switched Capacitor)
CEV Compensador Estático de Vars
(SVC Static VAr Compensator)
Barra colectora
Punto de conexión
Salida de línea de transmisión
66
Entrada de alimentador
Salida de alimentador
Futuro o existente (en caso de ampliación)
Tabla 2.3 Simbología para Diagramas, Planos y Equipos Eléctricos.
NOTA: Véase Anexo 1.
2.5 Elementos de la Subestación Eléctrica Corsa Maniobras.
Los elementos principales de una subestación son:
Transformador: Es una máquina eléctrica estática que transfiere la energía
de un circuito eléctrico a otro, aprovechando el efecto de la inducción en
sus bobinas, generalmente funciona modificando los parámetros de voltaje
y corriente.
Se clasifican:
Función
o Reductores
o Elevadores
o Reguladores
Por número de bobinas
o De 1 (una) bobina
Autotransformadores
Monofásico y Trifásico
o De 2 (dos) bobinas
Monofásico
Bifásico
Trifásico
67
Recordando que se denomina transformador a un dispositivo eléctrico que
permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente
alterna, manteniendo la potencia. La potencia que ingresa al equipo, en el
caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas), es igual a la que se
obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje
de pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño, entre otros factores, por
lo que se puede definir un Transformador de Potencia al aparato eléctrico
cuya función es convertir la corriente alterna de alta tensión y débil
intensidad en otra de baja tensión y gran intensidad o viceversa.
Componentes principales de un transformador: Los transformadores
están integrados por distintos componentes que cumplen una función en
particular. Se pueden agrupar en devanados, núcleo, cambiador de
derivaciones y tanque conservador. En cuanto a los accesorios, se
clasifican en aquellos que indican las condiciones de operación y los
elementos de protección.
Devanados. Los devanados están formados por varias bobinas en
serie o paralelo, dependiendo del nivel de voltaje de operación o de
la corriente requerida. Las bobinas se fabrican con material
conductor de cobre o de aluminio y se encuentran aisladas entre sí.
En el transformador se identifican dos tipos de devanados: el
devanado que está conectado a la fuente al que se le denomina
devanado primario y el devanado que está conectado a la carga al
que se le denomina devanado secundario.
Núcleo. Está construido con láminas de acero al silicio aisladas entre
sí, que facilita la trayectoria del flujo magnético. Logrando que la
corriente requerida para inducir el flujo sea pequeña. Con esta
construcción, se logran altas eficiencias y se disminuyen las pérdidas
por las corrientes circulantes.
68
Boquillas. Su función es permitir la conexión eléctrica entre los
devanados del transformador y la red eléctrica. Los tipos básicos de
construcción son: de aislamiento sólido, de tipo capacitivo, con
sistema de aislamiento papel-aceite en distintasmodalidades, papel
impregnado con aceite, papel impregnado con resina, papel
devanado con resina y con envolventes de porcelana o compuestos
poliméricos.
Tanque principal. Cumple con la función de contener el aceite
aislante y proteger las partes energizadas del transformador. Sirve
también como estructura de montaje para los accesorios y equipos
de control. La cubierta del tanque puede estar empotrada o soldada
al marco del tanque, el cual está diseñado para soportar la presión
de la expansión térmica del aceite aislante. La presión a la que
puede ser sometido el tan- que del transformador no debe exceder
de 2 atmósferas (29.4 psi) de presión absoluta para evitar
deformaciones permanentes, fisuras o roturas.
Tanque conservador. Su finalidad es absorber la expansión térmica
del aceite, que se produce al incrementar la temperatura en el tanque
principal del transformador, originada por un aumento de carga o de
la temperatura ambiente. La capacidad de este tanque debe ser
entre el 10% y el 20% de la capacidad del tanque principal.
Radiador. Estos dispositivos permiten disipar el calor generado en el
transformador. El aceite se hace circular por convección natural o por
circulación forzada del mismo. El aceite caliente ingresa en la parte
superior de los radiadores, inter- cambia el calor con el medio
ambiente y retorna nuevamente al tanque, en la conexión inferior de
los radiadores con el tanque principal.
69
Ventiladores. Estos dispositivos se utilizan para generar un flujo de
aire sobre la superficie de los radiadores, incrementan- do el nivel de
disipación del calor en el interior del transformador.
Accesorios del transformador:
o Cambiador de derivaciones.
Cambiador de derivaciones con operación sin carga.
Cambiador de derivaciones con operaciónbajo carga.
o Bombas e indicadores de flujo.
o Gabinete de control.
o Transformadores de corriente.
o Relevador Buchholz.
o Válvula de sobrepresión.
o Indicador magnético de nivel de aceite.
o Indicador de temperatura del aceite.
o Indicador de temperatura del devanado.
o Indicador de la temperatura máxima de operación (hot spot).
o Indicadores y registradores de temperatura remotos.
o Sistema de preservación del aceite.
o Empaques.
o Placa de datos.
o Punto de conexión a tierra.
o Pintura.
Por su capacidad:
o Pequeña potencia, con capacidades de 500 a 7500Kva.
o Mediana potencia, con capacidades de 7.5MVA a 10MVA.
o Gran potencia, con capacidades de 10MVA y mayores.
Documentos que aplican:
Especificación Transformadores de Potencia de 10 MVA y
Mayores (CFE K0000-06) y (CFE K0000-06f).
70
Transformadores y Autotransformadores de Potencia para
Subestaciones de Distribución (CFE K0000-13).
Instructivos, diagramas y planos de montaje del fabricante.
Certificados de calidad del equipo.
Interruptor de potencia: Es el dispositivo de una subestación cuya función
principal es asegurar el flujo continuo de corriente en una red eléctrica bajo
condiciones normales de operación, e interrumpirla cuando se presentan
condiciones anormales o fallas, o bien, accionado por un operador cuando
así se desea; es decir, interrumpen la continuidad de los circuitos. Se utiliza
como medio de protección de los equipos eléctricos y del personal, y se
conecta en serie con el circuito que se va a proteger.
Se clasifican:
Hexafloruro de azufre (SF6)
Gran Volumen de aceite
Pequeño volumen de aceite
En vacío
Aire comprimido
Documentos que aplican:
Especificación Interruptores de Potencia de 72.5 a 420 kV (CFE NFR-
022)
IEC 61166-1993 High-Voltage Alternating Current Circuit-Breakers –
Guide for Seismic Qualification of High Voltage Alternating Current
Circuit-Breakers.
IEC 62271-110-2005 High-Voltage Switchgear and Controlgear – part
110: Inductive Load Switching.
IEC 60265-2-1998 High-Voltage Switches. Part 2: High Voltage
Switches for Rated Voltages of 52 kV and Above
71
Cuchillas de potencia: Son dispositivos que sirven para conectar y
desconectar diversas partes de una instalación eléctrica, efectuar ma-
niobras de operación o de mantenimiento y tienen la capacidad de
interrumpir en forma visible la continuidad de un circuito, mismo que debe
estar sin carga. Es decir, que se deben maniobrar en vacío, pero deben ser
capaces de soportar corrientes nominales, sobretensiones y corrientes de
corto circuito durante un tiempo específico.
Se clasifican:
Por montaje
o Horizontal
o Vertical
Por operación
o Apertura vertical
o Apertura en un extremo y tres columnas de aisladores
o Apertura horizontal central
o Apertura en el centro y dos columnas de aisladores
o Apertura doble horizontal o lateral
o Apertura en los extremo y tres columnas de aisladores
o Pantógrafo
Documentos que aplican:
Cuchillas Desconectadoras en Aire de 72,5 a 420 kV con Accionamiento
Controlado (CFE V4200-12).
Cuchillas Desconectadoras de 15 kV a 145 kV con Accionamiento
Manual (CFE V4200-25).
Cuchillas desconectadoras y de puesta a tierra: Las cuchillas
desconectadoras se utilizan para aislar cualquier aparato que requiera
mantenimiento. La cuchilla con puesta a tierra consta de un tubo de
aluminio con contactos plateados en ambos extremos y puede ser operada
72
en forma mono polar o tripolar, mediante un mecanismo con motor o
manual.
Los siguientes componentes deben contar con cuchillas desconectadoras y
con puesta a tierra:
a) Cada rama de reactores controlados por tiristores.
b) Cada rama de capacitores conmutada por tiristores.
c) Cada rama de filtros.
Las cuchillas deben cumplir con lo siguiente:
a) Todas las cuchillas desconectadoras deben ser motorizadas.
b) Todas las cuchillas desconectadoras deben permitir su operación
manual.
c) Todas las cuchillas de puesta a tierra deben ser de operación
manual.
Se clasifican:
Por forma de montaje
Horizontal
Vertical
Por forma de montaje:
Apertura vertical. Cuchilla desconectadora en aire de operación en grupo,
consta de 3 aisladores tipo columna por polo, con la apertura en un
extremo, pueden ser de operación manual y motorizada, sin puesta a tierra
y con puesta a tierra y tensiones de 72.5, 123 y 145kV.
Apertura lateral central. Cuchilla desconectadora en aire de operación en
grupo, consta de 2 aisladores giratorios tipo columna por polo que giran
hacia el mismo lado para la apertura lateral.
73
Doble apertura lateral. Cuchilla desconectadora en aire de operación en
grupo, la cual consta de 3 columnas de aisladores tipo columna por polo,
con la columna giratoria central, con la apertura doble lateral en los
extremos de la cuchilla. Operación motorizada, tripolar, servicio intemperie,
sin cuchilla de puesta a tierra y con cuchilla de puesta a tierra.
Pantógrafo vertical. Cuchilla desconectadora en aire de operación en grupo,
consta de 3 polos. Cada polo se compone de un aislador soporte, un
aislador giratorio, mecanismo de accionamiento pantógrafo, un gabinete de
control y un contacto fijo. El mecanismo de accionamiento está instalado
sobre el aislador soporte y transfiere el movimiento del aislador giratorio al
brazo del seccionador pantógrafo. Los contactos principales son fabricados
de cobre y plateados.
Documentos que aplican:
Cuchillas Desconectadoras en Aire de 72,5 a 420 kV con Accionamiento
Controlado (CFE V4200-12).
Cuchillas Desconectadoras de 15 kV a 145 kV con Accionamiento
Manual (CFE V4200-25).
Transformadores de corriente: Es el dispositivo diseñado para suministrar
una corriente adecuada a instrumentos de medición y protección, elevando
el voltaje para disminuir la corriente.
Bajo condiciones normales de operación, la corriente suministrada (co-
rriente secundaria) es proporcional a una corriente primaria. La función
principal de este equipo es reducir la corriente a valores normales no
peligrosos dentro de condiciones normales de operación. Donde el
devanado primario de dicho transformador está conectado en serie con el
circuito que se desea medir; en tanto que los devanados secundarios están
conectados a los circuitos de corriente de uno o varios aparatos de
74
medición y protección (ejemplo: relevadores y multimedidores, los cuales
pueden ser análogos y/o digitales).
La medición sirve para cuantificar la energía recibida y la que se consume;
los aparatos de protección reciben señales de corriente que a su vez
utilizan para vigilar que los parámetros de corriente de la instalación se
mantengan en rangos previamente establecidos y que de no ser así, manda
la desconexión de los circuitos que fallan.
Se clasifican según lo muestra la Figura 2.3 Clasificación de Transformador
de corriente:
Figura 2.3 Clasificación de Transformador de Corriente.
Documentos que aplican:
Norma de referencia Transformadores de Corriente de 0.6 a 400 kV
(NRF-027-CFE).
Protocolo de pruebas del fabricante.
Transformadores de potencial: Este dispositivo está diseñado para
suministrar una tensión adecuada a instrumentos de medición y protección.
75
Bajo condiciones normales de operación, la tensión suministrada (tensión
secundaria) es proporcional a una tensión primaria. La función principal de
este equipo es reducir el voltaje a valores normales no peligrosos dentro de
las condiciones normales de operación.
Donde el devanado primario de dicho transformador está conectado en
paralelo con el circuito que se desea medir; en tanto que los devanados
secundarios están conectado a los circuitos de voltaje de uno o varios
aparatos de medición y protección (ejemplo: relevadores y multimedidores,
los cuales pueden ser análogos y/o digitales).
La medición sirve para cuantificar la energía recibida y la que se consume;
los aparatos de protección reciben señales de tensión que a su vez utilizan
para vigilar que los parámetros de tensión de la instalación se mantengan
en rangos previamente establecidos y que de no ser así, manda la
desconexión de los circuitos que fallan.
Se clasifican según lo muestra la Figura 2.4 Clasificación de Transformador
de Potencial:
Figura 2.4 Clasificación de Transformador de Potencial.
76
Documentos que aplican:
Norma de referencia Transformadores de Potencial Inductivos de 13.8 a
400 kV (NRF-026- CFE).
Protocolo de pruebas del fabricante.
Apartarrayos: Son aquellos dispositivos de una subestación que se
conectan en paralelo al sistema eléctrico y que por sus características
funcionan como protección de los equipos de una subestación, de
sobretensiones o descargas atmosféricas (en el sistema).
Su función principal es limitar y drenar a tierra las sobretensiones y las altas
corrientes que se producen por acción de los efectos transitorios como de
las descargas atmosféricas (rayos).
Se clasifican según la Figura 2.5 Clasificación de Apartarrayos:
Figura 2.5 Clasificación de Apartarrayos.
77
Documentos que aplican:
Norma de referencia Apartarrayos para Líneas Aéreas de Transmisión de
Corriente Alterna de 161 a 400 kV (NRF-045-CFE-2007).
Apartarrayos de Óxidos Metálicos para Subestaciones (CFE NRF-003-
2000).
Buses o barras colectoras: Una barra colectora es un conductor eléctrico
flexible o rígido, ubicado en una subestación con la finalidad de servir como
conector (nodo) de dos o más circuitos eléctricos que se conectan en la
subestación.
Se entiende por montaje de Buses a la instalación de un conjunto de
conductores eléctricos, aisladores, herrajes y conectores que se utilizan
como conexión de las diferentes bahías que forman una subestación,
siendo que estas bahías las que conectan a Generadores, Líneas de
Transmisión, Transformadores, Capacitores, etc.
Se clasifican de la siguiente manera:
Bus flexible
Bus Rígido
Tableros de control y protección: El tablero es un gabinete metálico
integrado por secciones verticales ensambladas entre sí que contienen los
diferentes dispositivos eléctricos con funciones de protección, control y
medición, las cuales protegen, registran, miden y controlan las funciones
eléctricas del equipo de campo y dentro de los gabinetes. Para el montaje
de los tableros se nivelarán y ensamblarán en el sitio indicado, de acuerdo
con los planos del proyecto y del fabricante.
Sistema de control supervisorio: Se puede definir como control
supervisorio, al sistema diseñado con la finalidad de obtener la información
y control de las subestaciones de un sistema eléctrico a control remoto,
78
desde una central como estación maestra, mediante la cual se hace posible
la ejecución de controles para la apertura o cierre de interruptores y/o
cuchilla, inicio o paro de secuencias automáticas, adquisición de infor-
mación analógica y digital, como señalización y monitoreo de estados que
guardan los equipos de una subestación.
También obtenemos información de alarmas y protecciones de los
diferentes dispositivos que componen la subestación, con el fin de
proporcionar un mejor servicio y prever fallas en las subestaciones
eléctricas o centrales de generación.
Todo este intercambio de información y control de maestra-remoto se logra
a través de un medio de comunicación que utiliza protocolos, siendo estos
medios los enlaces de comunicación: línea directa, red telefónica, oplat,
fibra óptica, microondas, radiofrecuencia. Para que el sistema de control
supervisorio funcione debe haber 2 elementos claves; una estación maestra
(UTM) y una estación remota (UTR, SICLE o SISCOPROMM).
Documentos que aplican:
SIMULADOR (SCADA) SICLE (CFE G0000-34).
Sistemas Integrados de Control, Protección, Medición y Mantenibilidad.
para Uso en Subestaciones de Distribución SISCOPROMM (CFE V6700-
55).
Unidad Terminal Remota para Subestaciones de Distribución UTR (CFE
G0000-74).
Protocolo de pruebas del fabricante.
Sistema de telecomunicaciones: Es el proceso de transmitir, emitir o
recepcionar información a largas distancias por medios eléctricos. La co-
municación se hace llegar a su destino, bien por cables conductores
debidamente aislados llamados líneas de transmisión, a través de la
atmosfera (aire), enlaces de radiofrecuencia o medios ópticos (fibra óptica).
79
Los sistemas de comunicación son requeridos por los esquemas de
protección para realizar las funciones de teleprotección, por lo tanto se
deben considerar los siguientes esquemas:
Sistema oplat: onda portadora tipo FSK, capaz de transmitir señales de
contacto, de voz y datos. Estos sistemas se utilizan en los sistemas de
protección como medios para el envío y transmisión de permisivos y
transferidos directos.
Sistema de radiofrecuencias: este sistema debe estar conformado por
radio modem, con banda de operación UHF, de 902–928MHZ (spread
sprectrum) velocidad de comunicación hasta 115.2 kbaud, modo de
operación “full duplex”, asincrónica, continua y con interfaz RS-232 con
un alcance de enlace de 45km con línea de vista, potencia máxima de
salida 1 W, tensión de alimentación de 125VCD.
Sistema óptico: en estos sistemas se cuenta con un cable de fibra óptica
para el enlace entre dos subestaciones por medio de los equipos
ópticos, para conectar a los equipos de protección (directamente a la
fibra y/o por un canal de comunicación multiplexado según se requiera),
así mismo la información que maneja el control supervisorio.
Sistema de microondas digital – mutiflexado: estos sistemas se emplean
para enlazar sistemas de protección en subestaciones de transmisión y
subtransmisión por medio de propagación de ondas a través de la
atmósfera.
Documentos que aplican:
Equipos de Onda Portadora para Líneas de Alta Tensión (CFE U4000-
10).
G0000-65 fue Sustituida por NRF-041 el 27 de Abril del 2005
80
Esquemas Normalizados de Protección para Líneas de Transmisión y
Subtransmisión (CFE NRF-041).
Servicios auxiliares de corriente directa y corriente alterna: Tableros de
servicios propios.- Son los centros de carga que suministran la corriente
alterna y corriente directa para los servicios auxiliares de las subestaciones
eléctricas.
Clasificación por su servicio:
Corriente alterna: Son aquéllos que por su diseño operan en un sistema
trifásico, de cuatro hilos, con neutro sólidamente aterrizado, con tensión
nominal de 220/127 Voltaje de corriente alterna (V.C.A.) y frecuencia de
60hz.
Su función principal es alimentar a los circuitos de corriente alterna
(alumbrado de las casetas de control y distribuidas, alumbrado exterior,
bombas de agua, aire acondicionado y los diferentes tipos de
cargadores, sistema de enfriamiento de los bancos de transformación,
extractores de aire, fuerza y calefacción).
Corriente directa: Son aquéllos que por diseño operan en un sistema de
dos hilos (positivo y negativo aislados de tierra) con tensiones nominales
de 250, 125, 48 y 12 Voltaje de corriente directa (V.C.D.). Su función
principal es alimentar a los circuitos de corriente directa (tableros de
protección, control y medición, control supervisorio y comunicaciones).
La alimentación de corriente directa se suministra a través de un banco
de baterías del tipo alcalino níquel-cadmio, tensión de 125 Voltaje de
corriente directa (V.C.D.), para un régimen de descarga de 8 horas y de
un cargador tipo rectificador de onda completa filtrado y regulado para
cargar un banco de baterías de 125 V.C.D. El régimen de descarga es
de 8 horas, tensión de alimentación de 220 Voltaje de corriente alterna
81
(V.C.A.), y es trifásico. Está diseñado para suministrar tanto carga de
igualación, como carga de flotación.
Por su montaje se clasifica en dos tipos que son:
Tipo autosoportado
Tipo sobreponer
Son los equipos auxiliares y sistemas de alimentación necesarios para la
operación confiable de los equipos de las subestaciones eléctricas. La
utilización de estos servicios propios depende de la importancia y
localización de la subestación, con el fin de asegurar el funcionamiento y
confiabilidad del sistema eléctrico.
Así mismo las fuentes de alimentación de servicios propios se clasifican de
acuerdo con sus características:
a) Fuente de alimentación primaria: son aquéllas que alimentarán
permanentemente los servicios propios de una subestación.
b) Fuente de alimentación de respaldo: son las fuentes que entrarán en
operación en caso de falla en la alimentación primaria.
c) Fuente de alimentación de emergencia.
La selección de los sistemas de alimentación de servicios propios para
alimentar una subestación eléctrica pueden ser las siguientes:
Líneas de distribución: Deberá procurarse que las subestaciones cuenten
con dos líneas de distribución de sistemas diferentes como alimentación a
servicios propios.
La más confiable deberá utilizarse como alimentación primaria y la segunda
como respaldo; cuando no sea posible, deberá proveerse por lo menos, una
línea de distribución primaria para los servicios propios.
82
Terciario de bancos de transformación: El uso de devanados terciarios
como alimentación de los servicios propios de subestaciones está
restringido, debido a que en caso de presentarse fallas en estos últimos,
puede causar la salida de las líneas de alta tensión que llegan o salen de
ellas. El uso de devanados terciarios como alimentación será única y
exclusivamente para sistemas de servicios.
Planta generadora diésel: Se refiere a una planta auxiliar diesel con
capacidad suficiente para alimentar aquellos equipos y circuitos de corriente
alterna que debido a la importancia que tienen dentro del funcionamiento de
la subestación, no pueden quedar desenergizados cuando se produzcan
interrupciones simultáneas en la alimentación principal y de respaldo.
Banco y cargador de baterías:
Banco de baterías: Es el dispositivo de celdas electroquímicas conectadas
en serie, que suministra la alimentación de corriente directa a los equipos
de control, señalización y operación de equipos de desconexión automática
y la alimentación de relevadores de forma continua y permanente, en caso
de pérdida de las fuentes de VCA que alimentan a los cargadores.
Se interconecta con el cargador de baterías para mantener la carga del
banco a niveles adecuados de voltaje de operación dentro del tiempo soli-
citado en diseño y queda como respaldo en caso de falla o mantenimiento
de los cargadores.
Cargador de baterías: Es un equipo electrónico con alimentación de
corriente alterna, que entrega corriente directa a una demanda continua o
intermitente y, además, suministra corriente para cargar el banco de
baterías.
83
Electrolito: Es la solución acuosa en la cual la corriente circula en virtud del
movimiento de los iones, producto de la reacción química. Es una mezcla
de hidróxido de potasio, hidróxido de litio y agua desmineralizada que es
suministrada en recipientes de plástico resistente al ácido.
Cable de control y fuerza: Estos se definen como los conductores que
interconectan los gabinetes de los equipos que se localizan en la parte
exterior de la subestación, con los instrumentos y aparatos de los tableros
de control, protección y medición, y tablero de servicios propios ubicados en
la caseta de control.
Se clasifican:
Por sus características
o Sin blindaje
o Con blindaje
Por su instalación
o En ductos
o En trincheras
o En charolas
Alumbrado exterior: Se entiende como alumbrado al conjunto de
luminarias y materiales cuya distribución e instalación dentro de la
subestación es proveer un nivel mínimo de iluminación que permita la
ejecución de trabajos operativos y de seguridad.
Se clasifican:
Por su operación
o Vapor de sodio de alta presión
o Aditivos metálicos
84
Por zonas
o Zonas de alta presión
o Zonas de baja presión
o Zonas de transformadores y/o reactores
o Zona perimetral
Sistema de tierras: Se define como la red o cuadrícula formada por
conductores de cobre enterrados de sección suficiente y un conjunto de
electrodos conectados entre sí, que permiten la desviación de corrientes de
falla o descargas atmosféricas, consiguiendo que no se dé una diferencia
de potencial peligrosa para los equipos eléctricos y el ser humano. Su
función principal es drenar al terreno las intensidades de corriente que se
puedan originar por corto circuito, inducción o descargas atmosféricas,
reduciendo los voltajes peligrosos, limitando las elevaciones de potencial a
tierra, permitiendo operar satisfactoriamente las protecciones, facilitando la
localización de fallas a tierra y manteniendo los niveles adecuados de
aislamiento; de acuerdo a los documentos que le aplican son: Instrucción
de trabajo NB 8320 y la Norma de referencia NRF-011-CFE. Como se
muestra en la Tabla 2.4 Pruebas del Sistema de Tierras.
PRUEBAS PARAMETROS
Medición de resistencia de
tierra con electrodos
múltiples (malla)
Resistencia en época de estiaje ≤2 ohms.
Medición de sistema de
tierra (Método del 62%)
Resistencia en época de lluvia ≤ 2 ohms.
Resistencia en época de estiaje ≤10 ohms.
Tabla 2.4 Pruebas del Sistema de Tierras.
Se clasifican:
Por diseño
85
o Sistema radial
o Sistema de anillo
o Sistema de malla
Sistema contra incendio: Conjunto de subsistemas, componentes y
elementos de protección preventiva o correctiva, activa o pasiva, manual o
automática, que ayudan a detectar y/o extinguir un incendio, así como evitar
la explosión de transformadores de potencia. De acuerdo a los documentos
Especificación CFE XXA00-26, Guías CFE H1000-38 y CFE H1000-41.
Se clasifican:
Sistema fijo de aspersión de agua
Sistema contraincendio basado en inyección de nitrógeno
Sistema de prevención, control y extinción de incendio
Estructura metálica: La estructura debe ser de acero galvanizado de
acuerdo con la norma NMX-H-074 tipo especial o de aluminio.
Los bastidores con celdas integradas pueden colocarse en su cimentación a
nivel de terreno, si se instala una barda protectora alrededor de los mismos.
O bien, montados en postes o en estructuras especiales que los eleven del
piso a las alturas de seguridad reglamentarias, según la tensión de
operación.
La estructura se debe diseñar para soportar el peso de los componentes del
banco, una velocidad del viento de 150Km/h y una aceleración sísmica de
0.3g salvo que se indique otra cosa en características particulares.
La estructura se debe diseñar para las capacidades y tensiones requeridas.
El diseño de la estructura debe garantizar una distancia mínima de 3m entre
cualquier punto energizado y el piso.
86
El fabricante debe proporcionar detalle de la estructura para su anclaje.
La estructura debe contemplar un espacio para agregar un 15% de
unidades monofásicas, para incrementar la capacidad del banco.
La parte inferior de la estructura debe estar provista para ponerla a tierra en
2 puntos diametralmente opuestos, con conectores para recibir cable de
sección mínima de 100mm (4/0 AWG).
Sistema de aire acondicionado: Los equipos para acondicionamiento de
temperatura en el interior de la caseta de control y tiristores, deben contar
con dos unidades tipo paquete, con capacidad al 100%, para mantener la
temperatura recomendada en dichas áreas y proporcionar presión positiva
al interior de la caseta.
El sistema debe operar en forma totalmente automática, intercambiando el
uso de las unidades cada semana o ante la falla de la unidad en operación.
Montado, tendido y conectado de buses: Se entiende por buses aéreos
al conjunto de conductores eléctricos, aisladores, herrajes y conectores que
se utilizan para conectar los diferentes equipos de las bahías que forman
una subestación. Siendo éstos: transformadores de potencia, interruptores,
cuchillas o capacitores, y pueden ser de tipo flexible, rígido o de ambos.
Se clasifican:
Bus flexible:
o Un conductor por fase
o Dos conductores en paralelo por fase
o Tres conductores por fase
87
Bus rígido:
o Un conductor por fase
o Dos conductores por fase
Documentos que aplican para montado, tendido y conectado de buses:
Aisladores tipo Suspensión de Porcelana o de Vidrio Templado (NRF-018-
2004), Aisladores Soporte Tipo Columna (CFE NRF-007), Herrajes y
Conjuntos de Herrajes para LT y SE (CFE NRF-043).
2.5.1 Benéficos de una Subestación Eléctrica.
Se puede manifestar que los beneficios de una subestación son los siguientes:
Mayor seguridad en el suministro: Por lo general, la alimentación de las
subestaciones proviene de líneas de alto voltaje que por estar protegidas
hacen que la probabilidad de fallo sea menor. Por lo tanto existe una mejor
regulación de voltaje.
Uso racional de energéticos: Al reducir las caídas de tensión, el o de
conductores de grueso calibre también disminuye, de modo que es posible
tener voltajes de distribución de 440 V, 2300 V, 4160 V, etc., con los que
habrá menos pérdidas.
Economía: El costo de suministro de energía de alta tensión es más bajo
que el de baja tensión. Además, la instalación de subestaciones en los
grandes centros de consumo permite ahorrar materiales como cables y
conductos
88
CAPITULO III. DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN Y
PUESTA EN SERVICIO DE LA SUBESTACIÓN.
89
CAPITULO III. DESCRIPCIÓN DE LA CONSTRUCCIÓN Y PUESTA
EN SERVICIO DE LA SUBESTACIÓN.
Este capítulo tiene como finalidad la propuesta de un proyecto de obra de una
Subestación Eléctrica de Corsa, donde se dará a conocer las características
principales, así como también sus alcances, ubicación geográfica y partes de la
misma Subestación de Corsa.
3.1 Antecedentes para la propuesta de proyecto de obra de una Subestación
Eléctrica de Corsa.
El 26 de Enero de 2010, EL CONTRATANTE y Comisión Federal de Electricidad
celebraron un convenio de colaboración cuyo objeto, según lo establecido en su
Clausula Primera, es “identificar las “OBRAS” derivadas de solicitudes de servicio
público de energía eléctrica presentadas ante la extinta “LFC” (Luz y Fuerza del
Centro) y que implican portaciones de conformidad con los artículos 1, 5 y demás
aplicables del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, en
Materia de aportaciones, y a la “CFE” (Comisión Federal de Electricidad), en
nombre y representación del “SAE” (Servicio de Administración y Enajenación de
Bienes), diagnosticar, proyectar, presupuestar, planear, administrar, construir y
finiquitar dichas “OBRAS”.”
Así mismo, se indicó en dicho convenio que por “OBRAS” se entendería la
ejecución de una obra específica o la ampliación o modificación de las
instalaciones existentes.
En la Cláusula Segunda del citado convenio se establece un Mandato para la
realización de los actos que la “CFE” realizara en nombre y representación del
“SAE”, en términos del “CONVENIO”, el “SAE” otorga a la “CFE” las más amplias
facultades de un mandatario general para actos de administración en términos del
segundo párrafo del artículo 2554 del Código Civil Federal y sus artículos
correlativos en los códigos civiles de las entidades federativas de los Estados
90
Unidos Mexicanos, con inclusión de aquellas facultades que requieran poder o
clausula especial. En la Cláusula Cuarta se estipulo que EL CONTRATANTE
entregara a la Comisión Federal de Electricidad los recursos para la realización de
las “OBRAS”.
Por tal motivo se vio la necesidad de celebrar un contrato de obra pública a
precios unitarios y tiempo determinado, consistente en la “CONSTRUCCIÓN DE
LA OBRA CIVIL Y ELECTROMECÁNICA DE LA S.E. CORSA, 2
ALIMENTADORES EN 230 KV, UBICADA EN EL ESTADO DE HIDALGO”.
Por lo que se desea llevar acabo la ejecución de la construcción de obra civil y
electromecánica de la S.E. Corsa, con una nueva propuesta de proyecto de obra
de Subestación Eléctrica de Corsa, ya que no se llevó acabo dicho proyecto en los
años antes mencionados.
3.2 Características principales del proyecto de obra de una Subestación
Eléctrica de Corsa.
Dentro del Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) se
programó la obra (Subestación) que conforma el presente Proyecto y cuya
realización está a cargo de la Coordinación de Proyectos de Transmisión y
Transformación de la Subdirección de Construcción de la Comisión Federal de
Electricidad.
La propuesta de proyecto de obra de una Subestación Corsa, va ser una
instalación nueva y formará parte de la subdirección de Transmisión y constará de
2 Alimentadores en 230 kV para recibir el circuito que enlaza a la Subestación KM
110 y a la Subestación Teotihuacán.
3.2.1 Alcances del proyecto de obra y ubicación geográfica.
La obra consiste en los trabajos para cimentaciones menores, mayores, y montaje
de equipo primario, así como de la construcción de la obra civil y obra
electromecánica de una caseta de control, pruebas preoperativas para el
91
equipamiento de dos alimentadores en 230 kV para recibir la L.T. Corsa Manobras
entronque Teotihuacán - KM 110.
Ubicación Geográfica: La subestación Corsa se ubica en el kilómetro 3 de la
carretera México – Cd. Sahagún S/N, en Tepeapulco, Hidalgo, C.P. 43970 México.
3.3 Partes del proyecto de obra de una Subestación de Corsa.
Se darán a conocer las partes esenciales que llevara el proyecto de obra de una
Subestación de Corsa para su mejor comprensión.
3.3.1 Ingeniería.
Al mencionar la Ingeniería nos referimos a lista de cables:
Lista de Cables: Se entiende por lista de cables, al documento que integra
la información del cableado, entre los diversos los equipos instalados en la
caseta de control, caseta de emergencia y los equipos montados en
intemperie.
3.3.2 Obra civil.
Cuando se habla de obra civil nos referimos a diferentes elementos que son:
Cimentaciones (mayores y menores):
Las cimentaciones para estructuras mayores: Son aquellos elementos cuyo
propósito es dar soporte eficiente y seguro a las estructuras mayores,
incluyendo a los equipos de transformación y reactores de potencia.
Las cimentaciones para estructuras menores: Son aquellos elementos cuyo
propósito es dar soporte a los transformadores de instrumento,
apartarrayos, trampas de onda, interruptores, cuchillas, aisladores soporte y
torre de telecomunicaciones.
92
Las cimentaciones de las estructuras se diseñaron de concreto reforzado,
siendo estas del tipo superficial.
Cimentaciones superficiales: Este tipo de cimentaciones fueron del tipo
zapatas aisladas.
Trincheras, Ductos y Registros:
Las trincheras: Son canalizaciones construidas a base de muros de
concreto armado y cuyo propósito en canalizar y proteger el cableado de
protección, control, comunicaciones y fuerza de una subestación. Las
trincheras cuentan con tapas removibles que permiten la revisión y
mantenimiento de dicho cableado.
Se entenderá como ductos eléctricos: Las tuberías de P.V.C. dieléctrico,
encofrado en concreto simple y que servirán para colocar los cables de
control y que unirán las trincheras con los registros eléctricos.
Registros: Se refiere a las cajas rectangulares, que tienen por objeto facilitar
la colocación, funcionamiento y/o mantenimiento del cableado de las
instalaciones eléctricas, sistemas de tierras o cambios de trayectoria de
drenajes, de acuerdo a las especificaciones de diseño aprobado para
construcción.
Drenajes:
Se entenderá por sistemas de drenaje: A todas las líneas de asbesto, pvc,
tubo de acero y/o concreto simple o reforzado, que se indiquen en los
planos del proyecto, que servirán para canalizar por gravedad, líquidos
hacia un lugar determinado, la pendiente para la tubería será la necesaria
para que los líquidos tengan una fluidez adecuada.
Casetas y Edificios (caseta de control):
Caseta de control: Es la estructura que tienen como finalidad proteger de
agentes ambientales a los equipos y tableros de una subestación eléctrica
93
que requieran de instalación interior. El diseño de las casetas y edificios
debe garantizar la estabilidad e integridad estructural ante solicitaciones
mecánicas o externas.
Malla Perimetral:
La malla perimetral: Tiene como objeto proporcionar seguridad física a la
instalación.
Pisos Terminados:
Se entenderá por pisos terminados: A los materiales colocados sobre la
superficie de las plataformas de terracerías en la zona donde se localizará
el equipo de la subestación. En esta zona, previo a la colocación del piso
terminado se hará una preparación final después de nivelado el piso firme,
asegurando un adecuado drenaje superficial.
Impacto Visual (anuncio espectacular):
Se entenderá por impacto visual: A las actividades de suministro,
fabricación, y colocación de un anuncio espectacular que se instalará en las
subestaciones de la Comisión, durante las etapas de construcción y
operación.
Seguridad Física:
Como medida de seguridad: De las instalaciones de la subestación se
instalará en la parte superior del muro de la barda perimetral, soportes de
fierro galvanizado, con una red de alambre de púas a base de 2 (dos) hilos.
Cisterna:
Se considera como parte del sistema hidrosanitario que debe contar con:
a) Una cisterna para agua potable capacidad de 6000 lt y una bomba
con capacidad de ¼ hp.
94
b) Un tinaco con capacidad mínima de 1100 lt.
c) Un sistema de control automático a base de electroniveles para la
cisterna y el tinaco.
d) Una red de drenaje conectada al sistema de drenaje municipal o, en
su defecto, una fosa séptica prefabricada o construida en sitio con
una capacidad mínima para 5 personas incluyendo un sistema de
separación de aguas jabonosas y pozo de absorción; y
e) Mobiliario para baño (lavabo, mingitorio y wc) y cuarto de baterías
(tarja y fuente lava ojos), incluyendo ramales de alimentación y
conexiones.
3.3.3 Obra Electromecánica.
Cuando se habla de obra electromecánica se ven diferentes elementos que son:
Montaje de Estructuras
Son los trabajos de montaje de estructuras mayores (columnas y trabes):
Que soportan los buses aéreos para su conexión con los diferentes
equipos.
Así como las estructuras menores: Que son aquellas que soportan
interruptores de potencia, cuchillas desconectadoras, transformadores de
instrumento transformadores de corriente, transformadores de potencia
inductivo y transformadores de potencia capacitivo, apartarrayos, trampas
de onda, aisladores soporte, así como buses de terciario.
Montaje de Buses:
Son los trabajos de montaje de buses: Tendido y conectado de buses, así
como los trabajos para instalar las cadenas de aisladores de suspensión y
tensión, aisladores tipo columna, herrajes, accesorios, cables conductores,
guarda, tubos conductores, que formen las canalizaciones de las distintas
áreas de voltaje, que componen la Subestación.
95
Montaje de Equipo (Primario y Menor):
Los montaje de equipo: Son los trabajos de recepción, clasificación,
inspección, carga, transporte, descarga, almacenaje, manejo y montaje,
obligándose a responder a entera satisfacción, de todos los daños o
pérdidas que sufran los equipos y accesorios.
Montaje de Tableros:
Los montaje de tableros: Son los trabajos de recepción, inspección,
maniobra de carga, traslado y descarga de los tableros, así como su
almacenaje, retiro de todos los materiales sobrantes, durante el transcurso
y/o al término de la obra. Montaje, nivelación, fijación y ensamble de las
secciones de tableros, según proyecto de Comisión, fijándolos en cuatro
puntos entre secciones, así como el anclaje entre secciones y conexión a
tierra de la estructura metálica soporte y barra de tierra.
Cables (tendido y conectado de cables):
Los cables: Son los trabajos de carga, traslado, descarga, almacenaje y
maniobras, para llevar los carretes de cables de control, desde el almacén
al sitio de su instalación, tendido y flejado sobre los soportes, por capas y
en charolas, suministro y colocación de zapatas y listones de identificación,
de los cables de control, conexión a tableros y gabinetes de equipos,
suministro y conexión de gabinetes de tablillas de interconexión, hacer
prueba de continuidad, arreglo de cables (acomodamiento), etc. Lo anterior
apegándose a lo indicado en los planos y listas de cables o instructivos.
Alumbrado (alumbrado exterior):
El Alumbrado: Se refiere a las instalaciones para alumbrado exterior y el
interior de la subestación nueva. Son todos los trabajos necesarios para
instalar los equipos y materiales, que requieran estos servicios, ajustándose
a los planos de proyecto correspondiente.
96
Sistema de Tierras:
El sistema de tierras: Consiste en una cuadrícula de conductores de cobre
desnudo, enterrados y conectados entre sí y a varillas copper weld, así
como a electrodos, localizados en la periferia de la cuadrícula. En algunos
puntos de la cuadrícula, las varillas copper weld, irán alojadas en registros,
que permitan hacer lecturas al sistema de tierras, los cuales serán
señalados en los planos de proyecto.
Al ocurrir un disturbio atmosférico, un buen sistema de tierras, reduce los
voltajes peligrosos, limita las elevaciones de potencial a tierra, permite
operar satisfactoriamente los relevadores, facilita la localización de fallas,
ahorra costos de equipos y mantiene niveles adecuados de aislamiento.
Servicios Propios:
Los servicios propios: Son los trabajos de carga, traslado, descarga,
almacenaje y control de piezas, al sitio de la obra. Montaje, maniobras y
movimientos, para su colocación nivelación y fijación en el sitio definitivo,
así como las uniones de secciones. Estas deben hacerse con equipos y
herramientas propias para dicha actividad y conexión a tierra de la
estructura metálica soporte y barra de tierra.
Sistema Contra Incendio:
El sistema contra incendio: Con la finalidad de la prevención y control de
incendios, en la subestaciones eléctrica nueva. Se diseño el sistema
contraincendio, y consiste en el conjunto de elementos de protección,
preventiva o correctiva, activa o pasiva, manual o automática, que ayudan a
detectar y/o extinguir un incendio, así como limitar su propagación. De
acuerdo a los documentos Especificación CFE XXA00-26, Guías CFE
H1000-38 y CFE H1000-41.
97
3.3.4 Pruebas.
Se realizara el siguiente tipo de pruebas:
Pruebas Preoperativas:
Las pruebas preoperativas: Son las pruebas y verificaciones necesarias,
que se requieren efectuar, a los equipos para asegurar su montaje, correcto
estado físico y disponibilidad, para la realización de las pruebas operativas.
Los equipos, a los que se les realizarán las pruebas en la subestación,
serán interruptores, transformadores, autotransformadores, reactores,
transformadores de instrumento, apartarrayos, cuchillas de potencia, y
tableros de protección, control y medición, equipo de comunicaciones,
equipo de control supervisorio, cargadores y bancos de baterías, para su
correcto funcionamiento y energización.
Previo a la realización de las pruebas y verificaciones se debe considerar el
utilizar equipos y/o instrumentos, que cuenten certificado de calibración
vigente.
Documentos que lo aplican: Procedimiento de Pruebas de Campo Para
Equipo Primario de Subestaciones de Distribución (SOM-3531).
3.3.5 Conceptos no previstos en el catálogo de conceptos.
En este punto se manejan dos conceptos no utilizados en el catálogo que son los
siguientes:
Caseta Planta Diesel:
La caseta planta diésel: Es la estructura que tienen como finalidad proteger
de agentes ambientales a la Planta de Emergencia. Su diseño garantiza la
98
estabilidad e integridad estructural ante solicitaciones mecánicas o
externas.
Montaje de Planta de Emergencia:
El montaje de planta de emergencia: Es la instalación y puesta a punto de
la Planta de Generación Eléctrica, para instalarse dentro de un cuarto
especial para la planta (Caseta Planta Diesel), con todos sus accesorios
para su correcto funcionamiento en caso de requerirse.
99
CAPITULO IV. APLICACIÓN DE LA NORMATIVIDAD EN
SEGURIDAD DE COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
DENTRO DE LAS SUBESTACIONES.
100
CAPITULO IV. APLICACIÓN DE LA NORMATIVIDAD EN
SEGURIDAD DE COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
DENTRO DE LAS SUBESTACIONES.
En este cuarto capítulo se dará a conocer lo que se debe de implementar en el
proyecto de obra de una Subestación de Corsa, ya que para la CFE la seguridad
de todos los trabajadores es lo más importante y esta sustentado en el Capítulo
100 “Reglamento de Seguridad e Higiene”, sección 113.
4.1 Generalidades.
1. Es responsabilidad de quien coordine los trabajos que se ejecuten
en una Subestación el controlar el acceso de personas ajenas, el
cual deberá especificar los trabajos a realizar, explicándoles los
riesgos que existen con las partes energizadas; además siempre
el personal ajeno debe ser supervisado por parte de personal de
CFE que conozca la instalación.
2. Es obligación respetar los avisos de seguridad, preventivos y
restrictivos que se encuentren instalados en el área de la
subestación.
3. Todo trabajador que entre a una subestación debe suponer que
todo el equipo y partes eléctricas están energizadas, hasta que no
se compruebe lo contrario.
4. Dentro de la subestación, los vehículos circularán a una velocidad
máxima de 10 km/h. En general, el equipo mecanizado debe
moverse bajo la supervisión de personal calificado,
manteniéndose cuidadosamente las distancias de seguridad.
101
5. Los vehículos con carga pesada o de maniobra deberán de
abstenerse de cruzar sobre las tapas de las trincheras y ductos o
registros. Si es indispensable hacerlo, deberán acondicionarse el
paso con durmientes, viguetas o placas para evitar daños.
6. Durante la noche, el alumbrado normal deberá ser suficiente para
el trabajo y tránsito del personal.
7. Las instalaciones de las subestaciones, deben estar exento de
basura, alambres, hierba, madera de desperdicio, vidrios, hilos de
cables conductores o cualquier material que pueda ocasionar
riesgos de trabajo.
8. Los trabajadores de cualquier especialidad, al término de su turno
o jornada de trabajo, deben dejar limpia el área de trabajo. La
basura o desechos que originen, deben clasificarse y depositarse
en bolsas o contenedores de acuerdo a su naturaleza para su
disposición final.
9. Las visitas a las subestaciones, deben ser autorizadas por el
Superintendente de la Zona, previo conocimiento del objetivo.
10. Todo grupo de visitantes debe ser acompañado durante su
estancia por personal capacitado y se restringirá su acceso a las
áreas que representen peligro para los visitantes o al equipo.
11. El control de plagas, el deshierbe y limpieza en las subestaciones
debe realizarse por personal capacitado. Estos trabajadores
deberán ser supervisados por personal de CFE autorizado.
102
12. Debe observarse el estado que guardan las cercas, bardas,
guarniciones, mampostería y alambrados. Si están dañadas se
deben reportar para su inmediata reparación.
13. Los trabajos que se realicen en un mismo circuito y que involucren
a dos o más subestaciones, deben contar con un coordinador
responsable de la licencia, el Operador de Sistemas, con
supervisores en ambas subestaciones o las que se involucren.
14. Cuando sea necesario hacer cambios de nomenclatura, deberá
darse a conocer con suficiente anticipación al personal
involucrado. Además se deberá proporcionar la información
gráfica correspondiente.
15. Cuando algún cable energizado aéreo se deje desconectado y
con sus terminales suspendidas, debe amarrarse con material
aislante a la altura o distancia de seguridad correspondiente.
Cuando esté desenergizado, se amarrará y aterrizará. En ambos
casos, deben colocarse los avisos o señalamientos preventivos
correspondientes.
16. Siempre que se trasladen varillas y piezas metálicas largas,
deberán trasladarse a menor altura que la del personal que la
lleva.
17. Cuando sea necesario retirar las cubiertas, protecciones o frentes
muertos de las partes vivas de tableros, debe limitarse el área de
trabajo con barreras de seguridad y avisos de peligro, debiendo
colocarse dichas cubiertas nuevamente en su lugar
inmediatamente después de dar por concluidos los trabajos.
103
18. En los trabajos con riesgo de incendio, tales como de corte y
soldadura, deben tenerse a la mano extintores del tipo y
capacidad adecuados.
19. Las escaleras portátiles que se utilizan en los trabajos de las
subestaciones, deben ser de material no conductor. Deben
seguirse además las reglas de la Sección 109 inciso D de este
mismo Reglamento.
20. Para el trabajo nocturno, se dispondrá de iluminación artificial
suficiente en el lugar de trabajo, adicional al de la propia
Subestación.
21. Al término de cualquier trabajo, el área se debe dejar limpia de
basuras o desechos.
22. Cuando se requiera realizar una soldadura al sistema de tierras
para derivar una conexión, se debe tener la precaución de
conectar previamente un puente auxiliar, con el objeto de
mantener la efectividad del sistema de tierras, ante la posibilidad
de que al realizar la soldadura se desconecte el conductor.
23. Se debe mantener permanentemente extintores adecuados y
suficientes en cada área. En la sala de control se ubicarán
extintores de Bióxido de carbono u otro agente similar.
24. Se deben mantener en servicio permanente y en mantenimiento,
las lámparas y luminarias para la navegación aérea.
25. Mantener la limpieza general y realizar fumigación en base a un
programa establecido.
104
4.2 Equipo.
1. Antes de iniciar cualquier trabajo, deben verificarse las
condiciones estructurales, mecánicas, eléctricas, detectando los
riesgos posibles y determinando las medidas que deban
adoptarse para evitar los accidentes.
2. En general, se conectarán al sistema de tierras, todas las partes
metálicas no energizadas, incluyendo las que forman parte del
equipo energizado, tales como apartarrayos, tanques de
transformadores, interruptores, reguladores, capacitores, equipo
de medición, seccionadores, etc., así como las estructuras,
palancas de operación manual, etc., que también estarán
conectadas al neutro común del sistema.
3. Aunque las subestaciones cuenten supuestamente con un buen
sistema de tierras, debe evitarse tocar las masas metálicas de los
aparatos bajo tensión. Cuando sea necesario abrir gabinetes de
control local y no se tenga la certeza de que están bien
aterrizados, se utilizarán guantes dieléctricos de la clase
adecuada.
4. Cuando se trabaje en un área desenergizada, se colocarán
barreras o acordonamiento y avisos a fin de prevenir contactos
con equipo energizado de las áreas adyacentes. Se debe verificar
ausencia de potencial y se instalarán equipos de puesta a tierra.
Previamente el jefe del grupo de trabajo se reunirá con el personal
para analizar los riesgos probables y sus medidas preventivas
correspondientes.
5. Para evitar errores de operación en las maniobras de apertura o
cierre de los medios de desconexión, deben consultarse
105
previamente los diagramas unifilares, que se mantendrán
permanentemente actualizados, en un lugar visible. Asimismo, los
equipos estarán identificados con su nomenclatura de norma.
6. La apertura y cierre de cuchillas seccionadoras, cortacircuitos
fusible y otros dispositivos similares, se hará utilizando pértiga
aislante, guantes dieléctricos de la clase adecuada, protección
ocular, casco protector con barboquejo, ropa de trabajo y botas
dieléctricas.
7. Las palancas de acción manual, puertas de acceso, gabinetes de
equipo de control, etc., se mantendrán con candado mientras no
estén siendo operados o se estén ejecutando en ellos algún
trabajo.
8. Cuando se conecten equipos o líneas desenergizadas a un
circuito energizado, por medio de algún cable o dispositivo de
conexión, éste se conectará primero a la parte desenergizada.
Inversamente, cuando se desconecte, la parte del lado de la
fuente se desconectará primero.
9. Para efectuar trabajos en capacitores, se desconectarán y se
esperará 5 minutos, pasados los cuales se conectarán a tierra y
en cortocircuito los puentes de conexión, antes de iniciar los
trabajos.
10. Debe evitarse acercarse a los apartarrayos, excepto si están
desconectados del circuito y han sido conectados a tierra.
11. Para el lavado de equipo energizado, se hará conforme al
procedimiento de Distribución PE-D1100-001.
106
12. Cuando se efectúen maniobras de llenado de aceite dieléctrico a
los transformadores, interruptores, capacitores, etc., con el objeto
de impedir el arqueo debido a la generación de cargas estáticas,
se harán conexiones a tierra tanto en el filtro como en las tuberías
metálicas, tanque y boquillas terminales.
13. Todos los equipos de medición y pruebas, de tipo portátil, que se
utilicen en la Subestación para su operación, deben ser
conectados previamente a tierra.
14. En los casos de reparaciones provisionales que alteren las
condiciones del equipo o instalaciones, deberá reportarse por
escrito y colocar avisos preventivos en el lugar, hasta que dicha
condición quede normalizada.
15. Cuando se requiera realizar trabajos en el circuito secundario de
un transformador de corriente, invariablemente se debe
cortocircuitar al secundario antes de desconectarlo, para evitar
presencia de altas tensiones inducidas en sus terminales.
16. Cuando algún equipo que contenga bifenilos policlorados
“askareles”, se le detecten fugas, deben tomarse precauciones
tanto para evitar su contacto con la piel, ropa, como para su
derrame al piso o drenaje. Para su manejo, deben seguirse los
procedimientos indicados en el “Instructivo para el Manejo de
bifenilos policlorados BPC´S” y a la Norma NOM-ECOL-133-2000
(Protección Ambiental – bifenilos policlorados BPC´S
Especificaciones de manejo).
107
17. Cuando se tengan partes energizadas localizadas a alturas
menores que las mínimas de seguridad establecidas en las
Normas de Construcción correspondientes, el equipo o sección
debe delimitarse para evitar acercamientos peligrosos del
personal que labora o transita por las instalaciones.
18. Todo equipo portátil de prueba en subestaciones debe conectarse
a tierra antes de hacer cualquier otra conexión.
19. Todos los equipos instalados en áreas de inducción y que se
encuentran desconectados de las bases o líneas para fines de
pruebas o mantenimiento, deben conectarse a tierra para evitar
descargas eléctricas.
20. Siempre que se trabaje en buses desenergizados donde se
cuente con transformadores de potencial o dispositivos de
potencial, se tienen que retirar los fusibles del lado de baja tensión
para evitar un posible retorno de voltaje. Una vez que se hayan
concluido los trabajos y retiradas las tierras provisionales, se
deben reponer los fusibles.
21. En transiciones aéreo-subterráneas desenergizadas se verificará
la ausencia de potencial y se aterrizarán los elementos de la
transición, antes de iniciar cualquier trabajo.
22. Los bancos de capacitores por sus características eléctricas o
necesidades técnicas pueden estar conectados en estrella con el
neutro ¨flotante¨ (no conectado a tierra). En estas condiciones es
indispensable colocar avisos preventivos en la estructura del
banco, con suficiente visibilidad, para que las unidades no sean
tocadas ni en su tanque, ni en su estructura metálica de soporte.
108
23. También existen capacitores en los “divisores de potencial”, en
interruptores de alta tensión y en la construcción de boquillas tipo
capacitivo. En estos casos deben tomarse las mismas
precauciones que en el caso de los bancos de capacitores.
4.3 Cuarto de baterías.
1. La instalación eléctrica debe ser a prueba de explosión.
2. El cuarto de baterías debe tener ventilación suficiente en forma
permanente, para evitar concentraciones de gases tóxicos y/o
explosivos.
3. Para el acceso y la permanencia en el cuarto de baterías, queda
prohibido fumar, utilizar flamas abiertas u otro tipo de fuente de
ignición.
4. Cuando se manejen ácidos o electrolitos, se usará equipo de
protección personal que incluye guantes, botas de hule, mandil y
protección facial.
5. Para diluir ácido, debe evitarse añadir agua a un ácido
concentrado. La forma segura es añadiendo el ácido al agua.
4.4 Limpieza o lavado de aislamiento de equipo desenergizado.
1. Cuando la limpieza se haga a mano, se deben aterrizar los
equipos así como también deben respetarse las distancias
mínimas de seguridad con respecto a las partes energizadas,
utilizando además los guantes apropiados para este tipo de
trabajo.
109
4.5 Lavado de aislamiento de equipo energizado.
1. Cuando el lavado sea a base de presión de agua, se seguirán las
instrucciones establecidas en el procedimiento de Distribución PE-
D1100-001 y en el manual del fabricante del equipo de lavado.
4.6 Transformador de potencia.
1. Si el equipo está a presión o vacío no intente abrir ningún registro
de inspección, cubierta o dispositivo atornillado al transformador,
hasta que la presión del mismo sea cero. No se exponga al
ambiente interno.
2. Ningún trabajador debe entrar al transformador sin asegurarse,
que en su parte inferior, media y superior, contenga un mínimo de
19.5 % de oxígeno.
3. El trabajador que entre al transformador debe llevar su arnés de
seguridad con su línea de vida. Siempre debe estar acompañado
por otro trabajador que permanezca junto al acceso de inspección
para auxiliarlo cuando efectúe el trabajo.
4. Evite derramar aceite del transformador en el suelo, en su caso,
recójalo conforme a la normatividad vigente.
5. En el proceso de secado de transformadores mediante la
circulación de aceite caliente, deben tomarse las debidas
precauciones: aterrizar todos los equipos (desgasificadora, filtro,
bombas, calentadores, etc.), tuberías metálicas, tanque del
transformador y sus partes de conexión eléctrica además de
utilizar el equipo de protección adecuado.
110
6. Cuando se trabaje en transformadores de potencia y se realicen
pruebas de factor de potencia, al término de las mismas se debe
aterrizar para descargar el transformador (voltaje residual).
4.7 Trincheras, Ductos y Tuberías.
1. Las trincheras y registros deben contar con todas sus tapas. Las
piezas que se encuentren rotas deben señalizarse visiblemente y
reportarse para su reparación o reposición.
2. Las tapas de trincheras y registros deben mantenerse colocadas
en su lugar. Al momento de destaparse se tomarán las
precauciones necesarias para evitar picaduras de animales. En
caso de destaparse, previamente se colocarán barreras o se
acordonarán. De ser necesario dejarlas desatendidas, se
colocaran avisos preventivos.
3. Todas las tuberías y ductos con cables a la entrada de casetas y
edificios, deben contar con barrera cortafuego de material
intumescente, para evitar la propagación del fuego.
4.8 Trabajos con personal ajeno a CFE.
1. En los trabajos de construcción de ampliaciones, el responsable
del trabajo y sus auxiliares harán un recorrido por el lugar de
trabajo, a fin de determinar las medidas de seguridad que se
adoptarán, tales como señalización de zonas de peligro,
instalación de barreras, cercas o acordonamiento, trazo,
disposición de caminos de acceso, tránsito de vehículos y
personas, etc.
2. Debe establecerse una estrecha coordinación entre los
Residentes de Construcción de Obras con las áreas de
111
Distribución, Subestaciones de las Zonas, particularmente en lo
relativo a las Licencias en Vivo, Libranzas y Permisos de acuerdo
a la Sección 111 de este Reglamento.
3. Debe tenerse especial cuidado en la supervisión del personal que
no conoce de riesgos eléctricos, tales como albañiles, pintores,
carpinteros, peones, etc., a quienes se les dará orientación
suficiente sobre dichos riesgos y trabajarán siempre bajo la
supervisión de personal calificado.
4. Cuando para la realización de determinados trabajos en
Subestaciones sea necesario el uso de estructuras y andamios,
éstos se deben de conectar firmemente a tierra.
Documentos que aplican:
NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad - Prevención y protección
contra incendios en los centros de trabajo. D.O.F. 9-XII-2010.
NOM-009-STPS-2011, Condiciones de seguridad para realizar trabajos en
altura. D.O.F. 6-V-2011.
NOM-017-STPS-2008, Equipo de protección personal - Selección, uso y
manejo en los centros de trabajo. D.O.F. 9-XII-2008.
NOM-019-STPS-2011, Constitución, integración, organización y
funcionamiento de las comisiones de seguridad e higiene. D.O.F. 13-IV-
2011.
NOM-021-STPS-1993, Relativa a los requerimientos y características de los
informes de los riesgos de trabajo que ocurran, para integrar las
estadísticas. D.O.F. 24-V-1994.
NOM-022-STPS-2008, Electricidad estática en los centros de trabajo -
Condiciones de seguridad. D.O.F. 7-XI-2008.
112
NOM-025-STPS-2008, Condiciones de iluminación en los centros de
trabajo. D.O.F. 20-XII-2008.
NOM-026-STPS-2008, Colores y señales de seguridad e higiene, e
identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. D.O.F. 25-XI-
2008.
NOM-029-STPS-2011, Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los
centros de trabajo - Condiciones de seguridad. D.O.F. 29-XII-2011.
Obligaciones del patrón: Contar con el diagrama unifilar actualizado de la
instalación eléctrica del centro de trabajo.
Obligaciones de los trabajadores: Utilizar el equipo de protección
personal proporcionado por el patrón, de conformidad con los
procedimientos de uso, revisión, reposición, limpieza, mantenimiento,
resguardo y disposición final.
Procedimientos de seguridad para realizar actividades de mantenimiento de
las instalaciones eléctricas:
Las instrucciones para bloquear equipos o colocar señalización, candados, o
cualquier otro dispositivo, a efecto de garantizar que el circuito permanezca
desenergizado cuando se realizan actividades de mantenimiento.
NOM-102-STPS-1994, Seguridad - Extintores contra incendio a base de
bióxido de carbono - Parte 1:Recipientes. D.O.F. 10-I-1996.
NOM-106-STPS-1994, Seguridad - Agentes extinguidores - Polvo químico
seco tipo BC, a base de bicarbonato de sodio.
D.O.F. 11-I-1996.
113
NOM-113-STPS-2009, Seguridad - Equipo de protección personal -
Calzado de protección - Clasificación, especificaciones y métodos de
prueba. D.O.F. 22-XII-2009.
NOM-115-STPS-2009, Seguridad - Equipo de protección personal - Cascos
de protección - Clasificación, especificaciones y métodos de prueba.
D.O.F. 22-XII-2009.
REGLAMENTO FEDERAL DE SEGURIDAD, HIGIENE Y MEDIO AMBIENTE DE
TRABAJO (Publicado en el Diario Oficial de la Federación, el 21 de enero de
1997). “TITULO SEGUNDO, CONDICIONES DE SEGURIDAD; CAPITULO
CUARTO, DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS”.
Articulo 47.- Las instalaciones eléctricas permanentes o provisionales en los
centros de trabajo deberán diseñarse e instalarse con los dispositivos y
protecciones de seguridad, así como señalizarse de acuerdo al voltaje y
corriente de la carga instalada, atendiendo a la naturaleza de las
actividades laborales y procesos industriales, de conformidad con las
Normas correspondientes.
Artículo 48.- El servicio de operación y mantenimiento a las instalaciones
eléctricas de los centros de trabajo, solamente se realizará por personal
capacitado y autorizado por el patrón.
Artículo 49.- Los circuitos de los tableros de distribución de energía eléctrica
deberán estar señalizados e identificados de acuerdo a la Norma
correspondiente.
114
CAPITULO V. PROYECTO EJECUTIVO DE LA
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CORSA.
115
CAPITULO V. PROYECTO EJECUTIVO DE LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA CORSA.
En este quinto capítulo tiene como objetivo dar a conocer el Proyecto Ejecutivo
realizado en la Subestación Eléctrica Corsa, agregando las normas, métodos y
valores que se aplican para cada una de las pruebas realizadas en los diferentes
equipos de la Subestación antes mencionada.
5.1 Cronograma de Actividades del Proyecto Civil.
Como se muestra en las Tablas 5.1 y 5.2 Cronograma de Actividades (Proyecto
Civil).
116
117
Tabla 5.1 Cronograma de Actividades (Proyecto Civil).
Tabla 5.2 Cronograma de Actividades (Proyecto Civil).
5.2 Cronograma de Actividades del Proyecto Electromecánico.
Como se muestra en las Tablas 5.3 y 5.4 Cronograma de Actividades (Proyecto
Electromecánico).
118
Tabla 5.3 Cronograma de Actividades (Proyecto Electromecánico).
Tabla 5.4 Cronograma de Actividades (Proyecto Electromecánico).
119
5.3 Cronograma de actividades de pruebas y puesta en servicio.
Pruebas Preoperativas (o de puesta a punto): Son el conjunto de pruebas,
inspecciones y verificaciones que se deben efectuar a los equipos e
instalaciones para asegurar su correcto montaje, estado físico,
funcionalidad y disponibilidad para la realización de las pruebas operativas,
como se muestra en la Tabla 5.5 Cronograma de Actividades de Pruebas y
Puesta en Servicio. De acuerdo al Manual “Pruebas Preoperativas en
Subestaciones de Transmisión y Distribución (Alcances del Contratista)”;
septiembre 2005.
Las pruebas preoperativas (o de puesta a punto) fueron ejecutadas por el
Contratista.
Tabla 5.5 Cronograma de Actividades de Pruebas y Puesta en Servicio.
Pruebas Operativas: Son el conjunto de pruebas complementarias,
verificaciones y validaciones, posteriores a las pruebas preoperativas (o de
puesta a punto), que se deben efectuar a los equipos e instalaciones para
energizar y poner en operación las subestaciones. Las pruebas operativas
serán ejecutadas por las Áreas Operativas.
120
Puesta en Servicio: Es el conjunto de pruebas preoperativas (o puesta a
punto) y pruebas operativas que se realizan a los equipos e instalaciones,
individualmente y/o en conjunto, para energizar y poner en operación la
subestación.
Puesta en Servicio = Pruebas Preoperativas + Pruebas Operativas
5.4 Equipo de prueba y accesorios necesarios.
Para la realización de las pruebas preoperativas (o de puesta a punto) el
Contratista deberá contar con los equipos de prueba y accesorios que se definen
en los procedimientos de prueba para equipos y materiales.
Todos los equipos de inspección, medición y prueba que se empleen para la
ejecución de las pruebas preoperativas (o de puesta a punto) deberán contar con
su correspondiente certificado de calibración vigente emitido por un laboratorio
acreditado mediante carta de trazabilidad, debiendo el Contratista entregar la
siguiente evidencia documental de sus equipos: nombre del equipo utilizado,
vigencia, laboratorio que acredita, etc.
Interruptores de Potencia.
Norma y/o especificación:
Interruptores de Potencia de 72,5 kV a 420 kV- (NRF-022-CFE-2010), esta
norma de referencia es vigente desde el 11 de diciembre del 2006.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Pruebas Eléctricas.
o Resistencia de contactos.
o Sincronismo y tiempos de operación al cierre y apertura.
o Tiempo de inserción de resistencias de preinserción.
o Pruebas a boquillas (factor de potencia, medición de
capacitancias).
121
o TC’s tipo boquilla (relación, polaridad, resistencia óhmica,
saturación y burden).
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del cableado interno y entre polos del interruptor.
o Verificación del cableado del gabinete centralizador a la caseta
de control.
o Mandos eléctricos (cierre, apertura, antibombeo, disparo libre
[no a través del selector local-remoto] y operación local y
remota).
o Mecanismo de operación.
o Bloqueos, alarmas y/o disparos (por pérdida de presión, falla
del mecanismo, etc.) y señalización en tablero de control.
o Verificación de la presión y humedad residual del gas SF6.
o Contador de operaciones.
o Indicador de posiciones.
o Operación manual de emergencia.
o Gabinetes de control y cajas auxiliares (sellado, calefacción).
o Operación de relevadores y contactos auxiliares (conexión y
operación).
o Disparidad de polos.
o Estanqueidad.
Cuchillas Seccionadoras.
Norma y/o especificación:
Cuchilla Desconectadoras en aire de 72,5 kV a 420 kV con accionamiento
controlado (CFE V4200-12), septiembre de 2012, revisa y sustituye a la
edición de mayo de 2003.
Pruebas preoperativas en Subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
122
Pruebas Eléctricas.
o Resistencia de contactos.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del cableado interno y entre polos de las cuchillas.
o Verificación del cableado del gabinete centralizador a la caseta
de control.
o Mecanismo de operación cuchilla principal y de puesta a tierra.
o Gabinetes de control y cajas auxiliares (sellado, calefacción).
o Verificación de relevadores y contactos auxiliares (conexión y
operación) y señalización en tablero de control.
o Mandos eléctricos o manuales (operación local y remota).
o Bloqueos y alarmas.
Transformadores de Corriente.
Norma y/o especificación:
Transformadores de Corriente para sistemas con tensiones nominales de
0,6 kV a 400 kV (NRF-027-CFE-2010), esta norma de referencia es vigente
desde el 17 de septiembre de 2011.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Pruebas Eléctricas.
o Resistencia de aislamiento.
o Factor de potencia.
o Relación de transformación.
o Saturación.
o Polaridad.
o Resistencia óhmica de devanados.
123
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del cableado entre fases al gabinete centralizador.
o Verificación del cableado del gabinete centralizador a la
caseta de control.
o Indicadores de niveles de aceite.
o Gabinetes centralizadores para señales de corriente (sellado,
calefacción y tablillas cortocircuitables).
Transformadores de Potencial Inductivos y Capacitivos.
Norma y/o especificación:
Transformadores de Potencial Inductivos para sistemas con tensiones
nominales de 13,8 kV a 400 kV (NRF-026-CFE-2004), esta norma de
referencia es vigente desde el 19 de abril de 2005.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Pruebas Eléctricas.
o Resistencia de aislamiento.
o Factor de potencia.
o Capacitancia.
o Relación de transformación.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del cableado entre fases al gabinete centralizador
o Verificación del cableado del gabinete centralizador a la
caseta de control.
o Indicadores de niveles de aceite.
o Gabinetes centralizadores para señales de potencial (sellado,
calefacción).
124
Tableros de Servicios Propios de CA y CD.
Norma y/o especificación:
Especificaciones técnicas para Tableros de Servicios Propios de C.A y C.D.
(Especificación CPTT SDLS-02/89), revisión 4 de noviembre del 2004.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Pruebas Eléctricas.
o No requiere.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del alambrado.
o Identificación de los interruptores termomagnéticos.
o Verificación de la capacidad de los interruptores
termomagnéticos de acuerdo al circuito que alimenten.
o Verificación de equipo de medición.
o Verificación de magnitud y secuencia de la tensión de
alimentación.
o Pruebas funcionales (transferencia automática).
o Revisión del equipo de detección de tierras del banco de
baterías.
Baterías y Cargadores.
Norma y/o especificación:
Baterías Abiertas para Servicio Estacionario (CFE V7100-19), julio de 2010,
revisa y sustituye a la edición de julio de 2008.
Cargador de baterías (CFE V7200-48), agosto de 2008, revisa y sustituye a
la edición de mayo de 1999.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
125
Pruebas Eléctricas.
o Tensión por celda y tensión total.
o Desconexión de CA para verificar alimentación a la carga.
o Operación de control automático de repartición de cargas en
bancos y cargadores (1+1) para comunicaciones.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Numeración de celdas.
o Nivel de electrolito.
o Densidad de electrolito.
o Puentes entre celdas.
o Temperatura en régimen de carga y descarga.
o Equipo de detección de tierras.
o Magnitud y nivel de ruido de la tensión de directa.
o Operación del cargador de baterías en cargas de flotación e
igualación.
o Alarmas y protección del cargador de baterías.
o Operación de inversores y UPS.
o Operación equipos modulares de fuerza.
o Cableado y conexión del banco de baterías y cargadores con
el tablero de servicios propios de CD.
Planta Diesel de Emergencia.
Norma y/o especificación:
Planta Generadora de Emergencia con motor de combustión interna (CFE
W4700-10), enero de 2011, revisa y sustituye a la edición de abril de 2006.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Pruebas Eléctricas.
o No requiere.
126
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Pruebas funcionales, secuenciales y de transferencia.
o Verificación de los siguientes sistemas: alimentación y filtrado
(combustible y aire), excitación, lubricación, escape de gases,
enfriamiento.
o Verificación y pruebas a instrumentos e indicadores de
medición del grupo motor-generador.
o Verificación del tanque de día, accesorios y tuberías (válvulas,
indicadores, etc.).
o Verificación y ajuste de dispositivos de protección, control y
señalización (eléctricos y mecánicos).
Sistema Contra Incendio.
Norma y/o especificación:
Bases técnicas para la adquisición e instalación de sistema cortafuego de
sellos de apertura, septiembre de 2000.
Prevención, control y extinción de incendios en subestaciones eléctricas
(Guía CFE H1000-38), febrero 1998.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación de cableado y conexiones entre los componentes
de sistema contra incendio (detectores, sensores, etc.) y otros
sistemas (equipos de control supervisorio, etc.)
o Verificación del tipo de cables empleados (antiflama y
retardante al fuego)
o Verificación de barreras y sellos cortafuego.
127
o Verificación de mamparas, fosas de captación de aceite y
tanque colector de aceite (características, cantidad, ubicación,
capacidad, accesorios e instalaciones, etc.)
o Verificación de extintores móviles (características, cantidad,
ubicación, etc.)
o Verificación de características de instalación eléctrica a prueba
de explosión, sistema de extracción de aire e instalaciones
hidrosanitarias para emergencia en cuarto de baterías.
o Verificación de características, cantidad y ubicación de
lámparas de emergencia.
o Verificación de características, cantidad y ubicación de
detectores de humo, temperatura y nivel de hidrógeno.
o Verificación de características e instalación de los sistemas
activos (sistema de inyección de nitrógeno y sistema de
aspersión por agua tipo diluvio) y sus componentes.
Alumbrado.
Norma y/o especificación:
Norma Oficial Mexicana (NOM-001-SEMP-1994).
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Verificación y operación de los siguientes sistemas, accesorios y
dispositivos.
o Verificación del cableado y canalizaciones.
o Localización de luminarios.
o Prueba de operación automática.
Conductores, Aisladores, Herrajes y Conectores.
Verificación de características y estado (calibre, tipo, cantidad, etc.)
de los siguientes componentes:
128
o Conductores de buses principales, auxiliares y derivaciones.
o Cadenas de aisladores y aisladores soporte.
o Herrajes, conectores y separadores.
Red de Tierras.
Norma y/o especificación:
Sistema de Tierras para Plantas y Subestaciones Eléctricas (NRF-011-
CFE-2004), esta norma de referencia es vigente desde el 12 de mayo del
2005.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Verificación de características y estado (calibre, tipo, etc.) de los
siguientes componentes:
o Conductor en la malla principal y en derivaciones.
o Tipos de conectores empleados.
o Ubicación y tipo de registros, incluyendo varillas de
aterrizamiento.
o Conexiones a tierra en equipos, estructuras y edificaciones.
o Medición de la resistencia eléctrica de la red completa.
Blindaje.
Norma y/o especificación:
Estructuras Metálicas mayores y menores para Subestaciones (CFE JA100-
57), agosto de 2011, revisa y sustituye a la edición de febrero de 2008.
Herrajes y Conjuntos de Herrajes para Líneas de Transmisión Aéreas con
Tensiones de 69 kV a 400 kV (CFE NRF-043-CFE-2011), esta norma de
referencia es vigente desde el 11 de septiembre del 2012.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
129
Verificación de características y estado (calibre, tipo, cantidad, etc.)
de los siguientes componentes:
o Ubicación, tipo y características del conductor empleado y
bayonetas.
o Herrajes y conectores.
o Puntos de conexión a tierra.
o Continuidad con el sistema de blindaje de las líneas de
transmisión.
Tableros de Protección, Control y Medición.
Norma y/o especificación:
Tableros de Protección, Control y Medición para subestaciones eléctricas
(CFE V6700-62), febrero 2006, revisa y sustituye a la edición de abril 2003.
Esquemas normalizados de protecciones para líneas de transmisión y
subtransmisión (NRF-041-CFE-2013), esta norma de referencia es vigente
desde el 5 de mayo del 2014.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Incluye equipos de protección, medición, control, supervisión
(registradores de fallas y alarmas), esquemas de verificación de
sincronismo, sincronización automática y teleprotección, así como
todos sus accesorios.
o Equipos de Protección y Control.
o Equipos de Medición.
o Registradores de Fallas.
o Alarmas.
o Esquemas de Sincronismo y Sincronización Automática.
o Sistemas de Teleprotección.
o Funciones de Control y Medición a ejecutarse a través del
control Supervisorio.
130
Equipos Control Supervisorio.
Norma y/o especificación:
Sistema de Información y Control Local de Estación (SICLE) (CFE G0000-
34), marzo 2010, revisa y sustituye a la edición de octubre 1999.
Pruebas preoperativas en subestaciones de Transmisión y Distribución
(Alcances del Contratista). Revisión: 0, de septiembre de 2005.
Sistema de comunicaciones.
o Onda Portadora por Línea de Alta Tensión (OPLAT) ---- N/A.
o Sistema Óptico.
o Sistema VHF, UHF y Microondas. ---- N/A.
o Central de Conmutación Telefónica.
131
VI. ESTUDIO COSTO - BENEFICIO DE LA OPERACIÓN DE
LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA CORSA.
132
VI. ESTUDIO COSTO - BENEFICIO DE LA OPERACIÓN DE LA
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE CORSA.
En este sexto capítulo se dará a conocer los costos que implicaran la elaboración
del proyecto de obra de la subestación de corsa, de acuerdo a las demandas
solicitadas por los clientes. Siguiendo como base los LINEAMIENTOS para la
elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y
proyectos de inversión publicados el (Lunes 30 de diciembre de 2013 DIARIO
OFICIAL (Segunda Sección)).
En el caso de la programación de adiciones de generación, refuerzos de
transmisión, transformación y compensación, el área de Programación de la CFE
está revisando en forma continua y sistemática las necesidades del SEN a fin de
tener un programa integral de infraestructura, con su adecuada ubicación en el
tiempo de acuerdo con su prioridad y con el menor costo total a largo plazo.
Análisis costo y beneficio: Evaluación de los programas y proyectos de
inversión a que se refiere el artículo 34, fracción II, de la Ley Federal de
Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, y que considera los costos y
beneficios directos e indirectos que los programas y proyectos generan
para la sociedad.
Proyectos de inversión: Acciones que implican erogaciones de gasto de
capital destinadas a obra pública en infraestructura, así como la
construcción, adquisición y modificación de inmuebles, las adquisiciones de
bienes muebles asociadas a estos proyectos, y las rehabilitaciones que
impliquen un aumento en la capacidad o vida útil de los activos de
infraestructura e inmuebles.
Análisis de mínimo costo: Se comparan opciones con nivel de confiabilidad
equivalente en el horizonte de estudio. Cada una de ellas considera en
133
Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento, y
pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta
menor.
Análisis de rentabilidad: Cuantifica los beneficios de los planes con los
objetivos de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad
aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y
la Tasa de Retorno (TIR).
6.1 Generalidades del Programa de Obras e Inversión del Sector Eléctrico
(POISE).
El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado
de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema
eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación
en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades
importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas,
económicas, ambientales y sociales a nivel nacional.
Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura,
las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación
dependiendo del tipo de proyecto. Con base en el Artículo 36 bis de la Ley del
Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema
eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazo, las
mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la
demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de
confiabilidad y calidad.
Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no
suministrada, así como lo establecido en la Ley para el Aprovechamiento de
Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE)
y su Reglamento, los lineamientos de política energética de la Coordinadora
Sectorial y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social.
134
La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se
le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que
imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual
yen él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y losprecios
de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER).
El POISE considera un horizonte de 15 años, de acuerdo con el Decreto que
reformó y adicionó el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública
Federal, donde se establece el horizonte de 15 años para la Estrategia Nacional
de Energía.
6.1.1 Escenarios macroeconómicos.
Se consideraron tres escenarios denominados:
Planeación: Es el de referencia para el ejercicio de planeación y considera
una tasa media de crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de
3.6 por ciento.
Alto: Es el escenario con mayor crecimiento del PIB con una tasa media de
4.3 por ciento.
Bajo: Corresponde a un desarrollo bajo de la economía y considera una
tasa media de crecimiento de 2.9 por ciento.
Para el escenario de planeación, se estima que el consumo de electricidad crecerá
en promedio 4.0% cada año.
En los escenarios alto y bajo, el crecimiento medio anual del consumo de energía
se estima en 4.7% y 3.2% respectivamente
6.1.2 Ciclo de planificación anual.
En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y
la demanda de electricidad esperada. Con esta base, en el ejercicio de
planificación se revisa la programación de centrales y redes eléctricas para hacer
135
los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de
los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías.
En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en
construcción.
En el mediano plazo (más de 4 años) no existe problema para reprogramar fechas
en el programa de centrales referente a proyectos que aún no se han licitado.
6.2 Criterios de decisión para verificar la conveniencia del Proyecto de Obra
de una Subestación de Corsa.
Para verificar la conveniencia del proyecto se utilizan criterios de decisión tales
como la Tasa Interna de Retorno (TIR), el Valor Presente Neto (VPN) y el Tiempo
de Recuperación de la Inversión, el análisis de dichos criterios evidencia si se
debe rechazar o aceptar el proyecto.
6.2.1 Valor Presente Neto (VPN).
El VPN es la suma de los flujos netos anuales, descontados por la tasa social.
Para el cálculo del VPN, tanto los costos como los beneficios futuros del programa
o proyecto de inversión son descontados, utilizando la tasa social para su
comparación en un punto en el tiempo o en el "presente". Si el resultado del VPN
es positivo, significa que los beneficios derivados del programa o proyecto de
inversión son mayores a sus costos. Alternativamente, si el resultado del VPN es
negativo, significa que los costos del programa o proyecto de inversión son
mayores a sus beneficios.
El VPN se calcula con la siguiente ecuación:
136
Donde:
Bt: son los beneficios totales en el año.
Ct: son los costos totales en el año.
Bt - Ct: flujo neto en el año.
n: número de años del horizonte de evaluación.
r: es la tasa social de descuento.
t: año calendario, en donde el año 0 será el inicio de las erogaciones.
Existen criterios de decisión en cuanto al VPN de un proyecto como lo muestra la
Figura 6.1 Criterios de Decisión del VPN.
Figura 6.1 Criterios de Decisión del VPN.
Si el VPN >0, el proyecto es factible, luego el inversionista va a recoger el
monto de su inversión más un monto agregado.
Si el VPN = 0, el proyecto se considera indiferente, es decir el inversionista
recibirá́ solo el dinero invertido en el proyecto.
Si el VPN <0, el proyecto no es factible, se rechaza ya que no se alcanza a
recuperar el monto de la inversión requerida en el proyecto. Además el
proyecto generá grandes pérdidas al inversionista.
137
Tiempo de Recuperación de la Inversión: Es el plazo de recuperación de una
inversión o número de años que transcurren desde el inicio del proyecto hasta que
la suma de los cobros actualizados se hace igual a la suma de los pagos
actualizados, en dicho momento el VPN de la inversión es igual a 0. Se obtiene
contando el número de periodos que toma igualar los flujos de caja acumulados a
la inversión inicial.
6.2.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)
La TIR se define como la tasa de descuento que hace que el VPN de un programa
o proyecto de inversión sea igual a cero. Esto es económicamente equivalente a
encontrar el punto de equilibrio de un programa o proyecto de inversión, es decir,
el valor presente de los beneficios netos del programa o proyecto de inversión es
igual a cero y se debe comparar contra una tasa de retorno deseada.
La TIR se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
Bt: son los beneficios totales en el año.
Ct: son los costos totales en el año.
Bt - Ct: flujo neto en el año.
n: número de años del horizonte de evaluación.
TIR: Tasa Interna de Retorno.
t: año calendario, en donde el año 0 será el inicio de las erogaciones.
Es importante resaltar que no se debe utilizar la TIR por sí sola para comparar
alternativas de un programa o proyecto de inversión, ya que puede existir un
138
problema de tasas internas de rendimiento múltiple. Las tasas internas de
rendimiento múltiple ocurren cuando existe la posibilidad de que más de una tasa
de descuento haga que el VPN sea igual a cero.
La forma de interpretar la TIR, es tomando como referencia la Tasa de descuento,
Tasa de Oportunidad definida para el proyecto de la siguiente manera y como se
muestra en la Figura 6.2 Criterios de Decisión de la TIR:
TIR = Tasa de Oportunidad, el proyecto es indiferente, es decir se reintegra
el monto de la inversión.
TIR >Tasa de Oportunidad, el proyecto es factible, existe una ganancia
adicional al monto de la inversión.
TIR <Tasa de Oportunidad, el proyecto no es factible se rechaza.
Figura 6.2 Criterios de Decisión de la TIR.
6.2.3 Tasa de Rendimiento Inmediata (TRI)
La TRI es un indicador de rentabilidad que permite determinar el momento óptimo
para la entrada en operación de un programa o proyecto de inversión con
beneficios crecientes en el tiempo. A pesar de que el VPN sea positivo para el
programa o proyecto de inversión, en algunos casos puede ser preferible
postergar su ejecución.
139
La TRI se calcula de acuerdo con la siguiente fórmula:
Donde:
Bt+1: es el beneficio total en el año t+1.
Ct+1: es el costo total en el año t+1.
It: monto total de inversión valuado al año t (inversión acumulada hasta el periodo t).
t: año anterior al primer año de operación .
t+1: primer año de operación.
6.2.4 Costo Anual Equivalente (CAE)
El CAE es utilizado frecuentemente para evaluar alternativas del programa o
proyecto de inversión que brindan los mismos beneficios; pero que poseen
distintos costos y/o distinta vida útil. El CAE es la anualidad del valor presente de
los costos relevantes menos el valor presente del valor de rescate de un programa
o proyecto de inversión, considerando el horizonte de evaluación de cada una de
las alternativas. El CAE puede ser calculado de la siguiente manera:
VPC: Valor presente del costo total del proyecto de inversión (debe incluir la
deducción del valor de rescate del programa o proyecto de inversión).
r: indica la tasa social de descuento.
m: indica el número de años de vida útil del activo.
El VPC debe calcularse mediante la siguiente fórmula:
140
Donde:
Ct: costos totales en el año.
r: es la tasa social de descuento.
t: año calendario, en donde el año 0 será el inicio de las erogaciones.
n: número de años del horizonte de evaluación.
La alternativa más conveniente será aquélla 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.
6.3 Obras prioritarias en la Red Troncal.
Para el corto plazo, las obras prioritarias en la red troncal son descritas
brevemente a continuación. Todos estos proyectos tenían autorización de la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y la Extinta Luz y Fuerza del
Centro (Ex-LyFC) ya había iniciado su construcción y ejercido monto significativo.
El Proyecto Corsa Maniobras derivo de la solicitud de la empresa Estructurales
CORSA S.A. P.I. de C.V. por la cantidad de 136 MW a la extinta Luz y Fuerza del
Centro (Ex-LyFC), y 20 MW adicionales a Comisión Federal de Electricidad (CFE),
siendo un total de 156 MW de demanda solicitada, para su planta ubicada en el
municipio de Ciudad Sahagún, en el Estado de Hidalgo.
De lo anterior y una vez realizado el estudio técnico – económico, se determinó
que la solución presentada por la Ex-LyFC es suficiente para suministrar toda la
demanda solicitada.
141
6.3.1 Análisis de la Zona Tulancingo ante el incremento de demanda debido
a solicitudes en Alta Tensión.
La Subdirección de Distribución recibió diversas solicitudes de suministro en Alta
Tensión en la Zona Tulancingo, como se muestra en la Tabla 6.1 Solicitudes para
el Incremento de la Demanda en la Zona Tulancingo (Cd. Sagahun) en MW.
Tabla 6.1 Solicitudes para el Incremento de la Demanda en la
Zona Tulancingo (Cd. Sahagun) en MW.
De acuerdo a lo anterior, se analizó el comportamiento de red de la zona
considerando las demandas mencionadas, considerando las obras programadas
actualmente, a fin de determinar la factibilidad de suministro y en su caso el
requerimiento de posibles refuerzos de red, como se muestra en la Tabla 6.2
Tabla de Resultados 2013 y 6.3 Tabla de Resultados 2014.
142
6.3.2 Resultados.
2 0 1 3
Tabla 6.2 Tabla de Resultados 2013.
1/ Doble circuito, flujo por un circuito.
2 0 1 4
Tabla 6.3 Tabla de Resultados 2014.
1/ Doble circuito, flujo por un circuito.
143
CONCLUSIONES
Se concluye en el presente trabajo de tesis que del llevar la presentación y
seguimiento del proyecto de construcción de una Subestación Eléctrica de
potencia tipo Switcheo, en este caso para dar suministro de Energía Eléctrica a la
empresa Estructurales CORSA S.A. P.I. de C.V., la cual contemplo la construcción
de su nueva planta en la Cd. Sahagún S/N, en Tepeapulco, Hidalgo, en los casos
de estudios un número importante de variables fueron analizadas y evaluadas, en
donde la factibilidad del proyecto primeramente se requirió de estudio técnico-
económico, considerando la cantidad de 136 MW por la extinta Luz y Fuerza del
Centro (Ex – LyFC), y 20 MW adicionales a Comisión Federal de Electricidad
(CFE), siendo un total de 156 MW de demanda solicitada, llevando acabo bases
de licitación, ingeniería básica y de detalle para el inicio de la construcción de la
obra.
Donde las personas encargadas de tomar decisiones, han sido lo más capacitadas
posibles, sobre todo en el ámbito de la construcción y supervisión de la obra civil,
en obra electromecánica y pruebas preoperativas, con el riesgo de sufrir daños por
una descarga eléctrica ya que se está presente en todo momento y un accidente
en una subestación eléctrica de potencia es complicado de controlar debido a la
gran cantidad de variables que intervienen, además no es suficiente tener
conocimiento de las variables que se presentan en este trabajo de tesis, también
es necesario tomar en cuenta un sistema integral en la prevención de riesgos
laborales.
En lo que se refiere a la metodología empleada en el análisis y desarrollo de este
proyecto, en términos generales se considera adecuada, debido a que tratamos
con su sistema duro ya que intervienen hombres y máquinas, además de que nos
permitió ir desarrollando de manera plena y los resultados obtenidos fueron
satisfactorios.
144
Es necesario hacer hincapié que durante la realización de este proyecto de tesis
se presentó el problema de la falta de información necesaria para llevar un análisis
más a detalle, por lo que es importante mencionar que la metodología empleada,
interviene la industria de la construcción Civil y Electromecánica, actualmente se
considera a los sistemas eléctricos como seguros y fiables, lo cual, no lo es del
todo derivado a los constantes riesgos en la operación y el mantenimiento de una
subestación eléctrica de alta tensión.
Las recomendaciones derivadas de esta investigación son: mejorar día a día los
procesos de capacitación del personal, actualizar todos y cada uno de los
manuales de procedimientos relacionados a cada área en cuestión, ya que para
cada proyecto se deben considerar factores diferentes, mantener al margen la
dosificación del equipo y herramienta necesaria que se requiere en las áreas
técnicas y de operación, llevar un archivo actualizado de las modificaciones
realizadas en campo y causas que los originaron, así como las medidas para
disminuirlos.
Concluyendo que en un futuro trabajo, debido a la complejidad del problema, hay
muchos aspectos que se pueden mejorar, algunos se derivan de las limitaciones
de formar un grupo de trabajo hasta la simple obtención de información detallada,
y de otras circunstancias que no se consideraron, y debido a la naturaleza del
problema dan cabida para darles seguimiento, pero dentro de las propias
limitaciones del modelo, es necesario mencionar que se trata de un estudio
estático, por lo cual en caso de realizar modificaciones, estas requieren de mesas
de trabajo, donde será actualizada y revisada tomando como base las
observaciones que se deriven de la experimentación de la misma, ya que algunos
aspectos no tomados en cuenta y que podrían ayudar a mejorar la ejecución del
proyecto serian: la edad de los trabajadores, situaciones de estrés o presión
laboral, nivel académico, problemas de inseguridad, entre otros. Esto marca la
pauta para que se pueda seguir mejorando el proyecto de tesis presentado.
145
En algunos casos son temas complementarios que no requieren modificar el
modelo principal, y algunos otros como por ejemplo la calidad del entorno del área
de trabajo, darían nuevas líneas de investigación que modificarían esencialmente
la presente tesis.
146
INDICE DE FIGURAS.
Figura 1.1 Cuadro ilustrativo de la Reforma Energética en la Industria Eléctrica de
México.
Figura 1.2 Sector Eléctrico.
Figura 1.3 Oportunidades y Beneficios de la Reforma.
Figura 1.4 Centrales generadoras, líneas de transporte, subestaciones, líneas de
ditribución y centros de consumo.
Figura 2.1 Red Troncal del Sitema Eléctrico Nacional Mexicano.
Figura 2.2 Regiones del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Figura 2.3 Clasificación de Transformador de Corriente.
Figura 2.4 Clasificación de Transformador de Potencial.
Figura 2.5 Clasificación de Apartarrayos.
Figura 6.1 Criterios de Decisión del VPN.
Figura 6.2 Criterios de Decisión de la TIR.
147
INDICE DE DIAGRAMAS.
Diagrama 2.1 Subestación Corsa Maniobras, Planta.
Diagrama 2.2 Unifilar Subestación Corsa Maniobras.
Diagrama 2.3 Unifilar (Nomenclatura asignada por Área de Control Central ACC).
Diagrama 2.4 Subestaciones eléctricas por su servicio.
Diagrama 2.5 Unifilar Barra Simple con Cuchilla de “By pass”.
Diagrama 2.6 Unifilar Arreglo de Barra Principal y Barra de Transferencia con
Interruptor de Transferencia y/o Amarre.
Diagrama 2.7 Unifilar Arreglo de Barra Principal y Barra Auxiliar con Interruptor de
Transferencia o Amarre.
Diagrama 2.8 Unifilar Arreglo de Doble Barra Principal y Barra de Transferencia.
Diagrama 2.9 Arreglo Físico en “I” de Interruptor y Medio.
Diagrama 2.10 Arreglo Físico en “U” de Interruptor y Medio.
Diagrama 2.11 Unifilar Arreglo de Doble Barra Doble Interruptor.
148
INDICE DE TABLAS.
Tabla 2.1 Clasificación de Subestaciones.
Tabla 2.2 Arreglos Normalizados, así como la Aplicación de Acuerdo con su Nivel
de Tensión.
Tabla 2.3 Simbología para Diagramas, Planos y Equipos Eléctricos.
Tabla 2.4 Pruebas del Sistema de Tierras.
Tabla 5.1 Cronograma de Actividades (Proyecto Civil).
Tabla 5.2 Cronograma de Actividades (Proyecto Civil).
Tabla 5.3 Cronograma de Actividades (Proyecto Electromecánico).
Tabla 5.4 Cronograma de Actividades (Proyecto Electromecánico).
Tabla 5.5 Cronograma de Actividades de Pruebas y Puesta en Servicio.
Tabla 6.1 Solicitudes para el Incremento de la Demanda en la Zona Tulancingo
(Cd. Sahagun) en MW.
Tabla 6.2 Tabla de Resultados 2013.
Tabla 6.3 Tabla de Resultados 2014.
149
GLOSARIO.
Planta Hidroeléctrica:
Es la que aprovecha la energía hidráulica para producir
energía eléctrica. Si se concentra grandes cantidades
de agua en un embalse, se obtiene inicialmente,
energía potencial, la que por la acción de la gravedad
adquiere energía cinética o de movimiento pasa de un
nivel superior a otro muy bajo, a través de las obras de
conducción (la energía desarrollada por el agua al caer
se le conoce como energía hidráulica), por su masa y
velocidad, el agua produce un empuje que se aplica a
las turbinas, las cuales transforman la energía hidráulica
en energía mecánica.
Lámpara de Arco: Una lámpara de arco es un tipo de lámpara que emite
luz producida por un arco eléctrico (también llamado
arco voltaico)
Arco Voltaico: Descarga eléctrica que se forma entre dos electrodos
sometidos a una diferencia de potencial y colocados en
el seno de una atmósfera gaseosa enrarecida,
normalmente a baja presión, o al aire libre.
Corriente Eléctrica:
Flujo de carga que atraviesa toda la estructura de un
material.
Conductor Eléctrico:
Cuerpo que al entrar en contacto con otro que está
cargado con electricidad, logra transmitirla a todos los
rincones de su superficie.
150
Cogeneración: Se define como la producción simultánea de calor útil y
electricidad a partir de un mismo combustible o fuente
de energía primaria.
Centrales Hidorelectricas:
Es una instalación que permite aprovechar las masas
de agua en movimiento que circulan por los ríos para
transformarlas en energía eléctrica, utilizando turbinas
acopladas a los alternadores.
Energía Eólica: Es la energía obtenida a partir del viento, es decir, la
energía cinética generada por efecto de las corrientes
de aire, y que es convertida en otras formas útiles de
energía para las actividades humanas
Energía Limpia: Es un sistema de producción de energía con exclusión
de cualquier contaminación o la gestión mediante la que
nos deshacemos de todos los residuos peligrosos para
nuestro planeta. Las energías limpias son, entonces,
aquellas que no generan residuos.
Red Eléctrica: Es una red interconectada que tiene el propósito de
suministrar electricidad desde los proveedores hasta los
consumidores.
Generación de Eléctricidad:
Las plantas generadoras están por lo general
localizadas cerca de una fuente de agua, y alejadas de
áreas pobladas.
Transmisión de Eléctricidad:
La red de transmisión transportará la energía a grandes
distancias, hasta que llegue al consumidor final.
151
Distribución de Eléctricidad:
Al llegar a la subestación, la energía llegará a una
tensión más baja. Al salir de la subestación, entra a la
instalación de distribución.
Líneas de Transmisión:
Es la parte del sistema de suministro eléctrico
constituida por los elementos necesarios para llevar
hasta los puntos de consumo y a través de grandes
distancias la energía eléctrica generada en las centrales
eléctricas.
Energía Eléctrica: La forma de energía que resulta de la existencia de una
diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite
establecer una corriente eléctrica entre ambos cuando
se los pone en contacto por medio de un conductor
eléctrico.
Potencia Eléctrca: Es la relación de paso de energía de un flujo por unidad
de tiempo; es decir, la cantidad de energía entregada o
absorbida por un elemento en un tiempo determinado.
Vatio o Watt: Es la unidad de potencia del Sistema Internacional de
Unidades. Su símbolo es W.
Vatio-hora: Es una unidad de energía expresada en forma de
unidades de potencia × tiempo, con lo que se da a
entender que la cantidad de energía de la que se habla
es capaz de producir y sustentar una cierta potencia
durante un determinado tiempo.
Kilovatio-hora: Equivalente a mil vatios-hora, se usa generalmente para
la facturación del consumo eléctrico domiciliario, dado
152
que es más fácil de manejar que la unidad de energía
del Sistema Internacional.
Corriente Continua: Se refiere al flujo continuo de carga electrica a través de
un conductor entre dos puntos de distinto potencial, que
no cambia de sentido con el tiempo.
Corriente Alterna: A la corriente eléctrica en la que la magnitud y el sentido
varían cíclicamente.
Carga Eléctrica: Es una propiedad física intrínseca de algunas partículas
subatómicas que se manifiesta mediante fuerzas de
atracción y repulsión entre ellas por la mediación de
campos electromagnéticos.
Tensión Eléctrica o Diferencia de Potencial:
Es una magnitud física que cuantifica la diferencia de
potencial eléctrico entre dos puntos.
Potencial Eléctrico: Es el trabajo que debe realizar un campo electrostático
para mover una carga positiva desde dicho punto hasta
el punto de referencia, dividido por unidad de carga de
prueba.
Transformador: Permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito
eléctrico de corriente alterna, manteniendo la potencia.
Subestación Eléctrica:
Es una instalación destinada a modificar y establecer
los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica,
para facilitar el transporte y distribución de la energía
eléctrica.
153
Interruptor Eléctrico:
Es un dispositivo que permite desviar o interrumpir el
curso de una corriente eléctrica. En el mundo moderno
sus tipos y aplicaciones son innumerables, van desde
un simple interruptor que apaga o enciende una
bombilla, hasta un complicado selector de transferencia
automático de múltiples capas, controlado por
computadora.
Cuchillas: Fabricadas con doble solera de cobre. La forma de su
ensamble proporciona una mayor rigidez y alineación
permanente, para asegurar una operación confiable.
Cuchillas Desconectoras o Seccionadores:
Son interruptores de una subestación o circuitos
eléctricos que protegen a una subestación de cargas
eléctricas demasiado elevadas. Son muy utilizadas en
las centrales de transformación de energía eléctrica de
cada ciudad.
Fusible: A un dispositivo, constituido por un soporte adecuado,
un filamento o lámina de un metal o aleación de bajo
punto de fusión que se intercala en un punto
determinado de una instalación eléctrica para que se
funda, por Efecto Joule, cuando la intensidad de
corriente supere, por un cortocircuito o un exceso de
carga, un determinado valor que pudiera hacer peligrar
la integridad de los conductores de la instalación con el
consiguiente riesgo de incendio o destrucción de otros
elementos.
Inducción Magnética:
Es la producción de una fuerza electromotriz a través de
un conductor cuando se expone a un campo magnético
variable.
154
Dieléctrico: Al material mal conductor de electricidad, por lo que
puede ser utilizado como aislante eléctrico, y además si
es sometido a un campo eléctrico externo, puede
establecerse en él un campo eléctrico interno, a
diferencia de los materiales aislantes con los que suelen
confundirse.
Aislamiento Eléctrico:
Se produce cuando se cubre un elemento de una
instalación eléctrica con un material que no es
conductor de la electricidad, es decir, un material que
resiste el paso de la corriente a través del elemento que
alberga y lo mantiene en su desplazamiento a lo largo
del semiconductor. Dicho material se denomina aislante
eléctrico.
Pararrayos: Es un instrumento cuyo objetivo es atraer un rayo
ionizando del aire para conducir la descarga hacia
tierra, de tal modo que no cause daños a las personas o
construcciones.
Red: Conjunto de elementos de transmisión, transformación
y compensación interconectados para el transporte
de la energía eléctrica.
Red Troncal: Red de transmisión que interconecta las regiones
del sistema, permitiendo el transporte de grandes
bloques de energía de los centros de generación a
los de consumo.
Sector Eléctrico: Conjunto de participantes, tanto públicos como
privados, que intervienen en los procesos de
155
generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica.
Sector Público: Elementos que intervienen en los procesos de
generación, transmisión y distribución para atender
el servicio público de energía eléctrica.
Factor de Carga: La relación entre la demanda media y la demanda
Máxima registrada en un período dado. El factor de
carga se acerca a la unidad a medida que la curva de
carga es más plana.
Demanda: Potencia en MW a la cual se debe suministrar la
energía eléctrica en un instante dado (demanda
instantánea).
Demanda Máxima: El mayor valor de la demanda integrada que se
registra en un periodo determinado.
Cogeneración: Producción de electricidad conjuntamente con vapor
u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas.
Autoabastecimiento: Suministro de los requerimientos de energía
eléctrica de un miembro o varios de una sociedad
de particulares mediante una central generadora
propia.
Desenergizar: Dejar sin energía totalmente uno o más conductores de
corriente eléctrica, para realizar reparaciones, adiciones
o extensiones de los mismos de manera segura.
156
ACRÓNIMOS.
CFE: Comisión Federal de Electricidad.
LFC o LyFC: Luz y Fuerza del Centro.
CRE: Comisión Reguladora de Energía.
PIDIREGAS: Proyectos de Inversión Diferida en el registro de Gasto.
CENACE: Centro Nacional de Control y Energía.
SEN: Sistema Eléctrico Nacional.
SUTERM: Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la República Mexicana.
SENER: Secretaría de Energía.
POISE: Programas de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico.
OCDE: Organización para la Cooperación del Desarrollo Económico.
SAE: Servicio de Administración y Enajenación de Bienes.
LSPEE: Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
LAERFTE: Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética
EUA: Estados Unidos de América.
CIDE: Centro de Investigación y Docencia Económica.
DDCOR: Gerencia de Distribución Centro Oriente.
RRCE: Residencia Regional de Construcción de Proyectos de Transmisión y Transformación Centro.
ACC: Área de Control Central.
157
SIN: Sistema Interconectado Ncacional.
AIS: Air-insulated Substations.
GIS: Gas-insulated Substations.
HIS: Hybrid-insulated Substations.
TC: Transformador de Corriente.
TP: Transformador de Potencial.
DP: Dispositivo de Potencial.
TCR: Thyristor Controlled Reactor (Reactor controlado por tiristores).
TSC: Thyristor Switched Capacitor (Capacitor conmutado por tiristores).
SVC: Static VAr Compensator(Compensador Estático de Vars).
CEV: Compensador Estático de Vars.
OPLAT: Onda Portadora por Líneas de Alta Tensión.
SF6: Hexafluoruro de azufre.
VARS: Los voltiamperios reactivos es la medida de la cantidad de corriente que conforma el componente reactivo.
GREENFIELD:
Aquel que se refiere a la realización de un proyecto desde cero, o aquel existente que se cambia en su totalidad. La construcción de nuevas centrales eléctricas, nuevas fábricas, nuevos aeropuertos, proyectos mineros desde cero.
BROWNFIELD:
Son aquellos en las que se aprovechan unas instalaciones ya existentes y que son modificadas, aumentadas y/o mejoradas tras su adquisición por nuevos inversores.
L.T. Líneas de transmisión.
S.E. Subestación Eléctrica.
Hz: El hercio, hertzio o hertz: 1 = Unidad de frecuencia igual a un
158
ciclo por segundo y en corrientes alternas, el número de cambios de los ciclos positivo y negativo por segundo.
KHz:
Kilohertzios: 1000 Hz Definimos genéricamente como Frecuencia a una medición de una cantidad de repeticiones en un lapso de tiempo determinado, aplicable a una gran cantidad de fenómenos, desde movimientos ondulatorios.
FSK: Frequency Shift Keying, Modulación por corrimiento de frecuencia.
VCA: Voltaje de corriente alterna.
VCD: Voltaje de corriente directa.
PVC: Policloruro de vinilo (Cloruro de vinilo).
TC’S: Transformadores de corriente.
UPS: Sistema de Alimentación Ininterrumpida.
VHF: Very High Frecuency (Muy alta frecuencia)
UHF: Ultra High Frecuency (Ultra alta frecuencia)
kWh: Kilowatt hora.
MW: Megawatts.
kW: Kilowatt o Kilovatios.
Km o Kms: Kilómetros.
kV: Kilovoltio.
V: Voltio.
TWh:
El vatio-hora, simbolizado Wh, es una unidad de energía expresada en forma de unidades de potencia × tiempo, con lo que se da a entender que la cantidad de energía de la que se habla es capaz de producir y sustentar una cierta potencia durante un determinado tiempo.
159
BIBLIOGRAFIA.
Capitulo II. Comisión Federal de Electricidad. (2005). Reglas de Despacho y Operación del
Sistema Eléctrico Nacional. Consultado
Norma NMX-J136-ANCE-2007 “Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y
equipos eléctricos”
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-I.1)
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-III.1)
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-lll.2)
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-III.3)
Especificación de construcción de subestaciones eléctricas (SE-OE-III.4)
Especificación CFE NRF-007 (Aisladores Soporte tipo Columna)
Especificación CFE NRF-003 (Apartarrayos de Óxidos Metálicos Subestaciones)
Especificación CFE V7100-19 (Baterías Abiertas para Servicio Estacionario)
Especificación CFE V7200-48 (Cargador de baterías)
Especificación CFE 04400-42 (Criterios Básicos para Subestaciones 115, 230 y
400 kV)
Especificación CFE VY500-16 (Criterios de diseño servicios propios)
Especificación CFE V4200-12 (Cuchilla Desconectadora en aire de 72.5 a 420 kV)
Especificación CFE 00200-02 (Diagramas unifilares de Subestaciones)
Especificación CFE NRF-041 (Esquemas Normalizados de Protección)
Especificación CFE NRF-022 (Interruptor de Potencia de 72.5 a 420 kV)
Especificación CFE W4700-10 (Planta Generadora de Emergencia)
Especificación CFE NRF-011 (Sistema de Tierras para Subestaciones)
Especificación CFE V6600-22 (Tableros de corriente directa)
Especificación CFE V6100-23 (Tableros de distribución de 120 VCA)
Especificación CFE V6700-62 (Tableros PCyM para Subestaciones)
Especificación CFE NRF-027 (Transformadores de Corriente de 0.6 a 400 kV)
Especificación CFE L0000-02 (Tensiones Normalizadas)
160
Especificación CFE NRF-026 (Transformadores de Potencial Inductivos de 13.8 a
400 kV)
Especificación CFE K0000-07 (Transformador trifásico tipo pedestal de 300 a 500
kVA)
Especificación CFE CPTT-CS-01/2001
Especificación CFE 2H1LT-41 (Herrajes)
Especificación CFE 522002-02 (Aisladores)
Especificación CFE 52800-32 (Aisladores)
Norma NMX-H-074 tipo especial o de aluminio.
Fuentes Capitulo III.
Bases de Licitación contrato SAE-DV000-06/11
Fuentes Capitulo IV.
Reglamento de Seguridad e Higiene; Distribución; Capitulo 100; Revisón Marzo
2005; Comisión Federal de Electricidad. Pág. 60.
REFERENCIAS WEB
Fuentes Capitulo I.
http://es.m.wikipedia.org/wiki/Energía_eléctrica_en_México .- Energía eléctrica en
México –Wikipedia, la encipclopedia libre.
http://cfe.gob.mx .- CFE y la electricidad en México. Última modificación
05/02/2014
http://es.wikipedia.org/wiki/Comisi%C3%B3n_Federal_de_Electricidad
http://es.wikipedia.org/wiki/Reforma_energ%C3%A9tica_(M%C3%A9xico)
http://www.pwc.com/es_MX/mx/industrias/archivo/2014-01-implicaciones-reforma-
energetica.pdf
http://tesis.uson.mx/digital/tesis/docs/13992/Capitulo1.pdf
http://electrica.mx/pdf/Electrica34.pdf
https://es.wikipedia.org/wiki/Subestaci%C3%B3n_el%C3%A9ctrica
http://www.monografias.com/trabajos-pdf2/subestacioneselectricas/subestaciones-
electricas.pdf
161
Fuentes Capitulo II.
http://elektroshagg.com/articulos/sistema-electrico-nacional-mexicano-mexico.html
http://www.buenastareas.com/ensayos/Sistema-El%C3%A9ctrico-
Nacional/3584260.html
Fuentes Capitulo VI.
http://www.cmic.org/comisiones/Sectoriales/energia/electricidad/POISE/POISE201
1_2025%20WEB.pdf
162
ANEXOS
ANEXO 1
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y TRANSFORMADORES POTENCIAL
Mediciones
CORRIENTE – ØA
CORRIENTE – ØB
CORRIENTE – ØC
VOLTAJE – ØA
VOLTAJE - ØB
VOLTAJE - ØC
Frecuencia
Potencia Activa
Potencia Reactiva
MW
MVARS
Corrientes en MCAD y MM
0.2 (Medición)
Corrientes para 87L y RD
10P20 (Protección)
Corrientes para 21/21N y 50FI
10P20 (Protección)
Corrientes para 67/67N (Barra)
10P20 (Protección)
Circuito de Potenciales de Línea
Potencial para MM y MCAD
Potencial 87L, 21/21N y 50FI
Circuito de sincronización
Potencial para RD
Circuito de Potenciales de Bus
Circuito de sincronización
Potencial 67/67N, MCAD y 50FI
CONTROLES S.E. OTUMBA MANIOBRAS
Interruptor 93580 Abrir Cerrar
Interruptor 98820 Abrir Cerrar
Interruptor 93620 Abrir Cerrar
Recierre IN 93580 Habilitar Bloquear
Recierre IN 93620 Habilitar Bloquear
Recierre IN 98820 Habilitar Bloquear
163
TSR DTD 93580 Habilitar Bloquear
TSR DTD 93620 Habilitar Bloquear
TSR DTL 93580 Habilitar Bloquear
TSR DTL 93620 Habilitar Bloquear
Cuchilla 93581 (Interruptor 93580) Abrir Cerrar
Cuchilla 93586 (Interruptor 93580) Abrir Cerrar
Cuchilla Línea 93589 (ACS-93580-TTH) Abrir Cerrar
Cuchilla PT 93587 (ACS-93580-TTH) Abrir Cerrar
Cuchilla 98826 (Interruptor 98820) Abrir Cerrar
Cuchilla 98823 (Interruptor 98820) Abrir Cerrar
Cuchilla 93621 (Interruptor 93620) Abrir Cerrar
Cuchilla 93626 (Interruptor 93620) Abrir Cerrar
Cuchilla Línea 93629 (ACS-93620-KMC) Abrir Cerrar
Cuchilla PT 93627 (ACS-93620-KMC) Abrir Cerrar
Cuchilla BARRA 96006 Abrir Cerrar
164
INTERRUPTOR DE POTENCIA
Circuito de Cierre
Cierre Local MCAD
Cierre Verificado 25/27
Recierre
Circuito Disparo 1
Disparo 1
Disparo 1 en MCAD - ØA
Disparo 1 en MCAD - ØB
Disparo 1 en MCAD - ØC
Disparo 2
Disparo 2
Disparo 2 en MCAD - ØA
Disparo 2 en MCAD - ØB
Disparo 2 en MCAD - ØC
Supervisión Bobina 1 y 2
Supervisión de Bobina de Disparo 1 en MCAD - ØA
Supervisión de Bobina de Disparo 1 en MCAD - ØB
Supervisión de Bobina de Disparo 1 en MCAD - ØC
Supervisión de Bobina de Disparo 2 en MCAD - ØA
Supervisión de Bobina de Disparo 2 en MCAD - ØB
Supervisión de Bobina de Disparo 2 en MCAD - ØC
Estados Interruptor
Posición de interruptor (Abierto/Cerrado)
Posición de interruptor (Abierto/Cerrado) - ØA
Posición de interruptor (Abierto/Cerrado) - ØB
Posición de interruptor (Abierto/Cerrado) – ØC
Circuito del MCAD
Indicación cerrado FA
Indicación cerrado FB
Indicación cerrado FC
Indicación abierto FA
Indicación abierto FB
Indicación abierto FC
Falla VCA motores y/o calefacción
Falla VCD circuito de Cierre DB1 y/o DB2
Selector en posición local
Resorte descargado
Alarma baja presión SF6
Bloqueo por baja presión SF6
Discrepancia de polos
Recierre bloqueado
Problemas protección 87L
165
Opero 87L
Problemas protección 21/21N
Opero 21/21N
Problemas protección 50FI
Apertura emergente
Opero 50FI
Opero 86FI
Opero 86RC - DTD
Opero 67L
Falta VCA señal de TP´s
Problemas MCAD
Señales a RD
Posición cerrado
Posición cerrado FA
Posición cerrado FB
Posición cerrado FC
Opero protección 50FI
Opero protección 86FI
Opero protección 86RC - DTD
Opero protección 67L
Opero protección 67/67N Barra 1
Relevador de Protección 21/21N
Opero 67L
Recierre bloqueado
DTL Bloqueo 79 (87L/21/67L (3F))
Arranques Monopolares – 79 [87L(FA)/ 87L(FB)/ 87L(FC)]
Posición de Interruptor
Recierre sobre Interruptor
Recierre fuera de servicio
Relevador de protección 50FI
Opero 50FI
Opero 86FI
Opero 86RC-DTD
Arranques Monopolares – [21L(FA)/ 21L(FB)/ 21L(FC)]
Arranques Monopolares – [87L(FA)/ 87L(FB)/ 87L(FC)]
Arranques Tripolar – 67L
Posición de Interruptor
Opero DTD y/o 50FI
Arranques Tripolar – 67/67N Barra
Bloqueo por 87FI
Disparo por 50FI a Bobina 1
Disparo por 50FI a Bobina 2
166
CONTROL CUCHILLAS
Circuito Control de Cuchillas
Apertura
Cierre
Circuito del MCAD
Selector en posición local
Cuchilla cerrada
Cuchilla abierta
Falla de VCA
Falla de VCD
