Anteproyecto de Diseno de Una Subestacion Movil de 45 Mva, 230-223 Kv, En Sf6 de Lfc

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

“ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.”

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN: MARISOL ORTIZ ANDRADE

JUAN CARLOS GALINDO MARCELO

ASESORES: ING. EDGAR RENÉ MENDOZA RIVAS

ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES

AGOSTO 2008

INSTITUTO POLITECNICO NACIONALESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA ME CANICA y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DEPOR LA OPCION DE TITULACION

DEBERA(N) DESARROLLAR

INGENIERO ELECTRICISTATESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORALC: .JUANCARLOS GALlNOO MARrt<~LOC: MARISOL ORTIZ ANDRADE

"ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE 45 MVA, n0/23KV EN SF¡, DE LFC'

ANALIZAR LA FACrmlLIDAD TI:~CNICA y ECONÓMICA DE LA INSTALAOÓN DE UNASUBESTACIÓN MÓVIL DE 45MVA, 230/23 kV EN SF¡, , EN LA ZONA DE ZARAGOZA Y QUE FORMEPARTE DEL ANILJD DE 230 kV DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENrRO.

INTRODUCCIÓN.• FUNDAMENTOS.• CONTEXTO NACIONAL.• CONCEIyros BASICOS.

SUBESTACIONES MOVILES DE 45MVA, 230/23kV EN SF(,.• PROTECCIÓN AMBIENTAL.• ANÁLISIS COSTO-BENEFICio SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:

SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL.• CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

México D.F., a 16 Mayo de 2()()~

ASE~;ORES

ING. R ENA OLlVARES MENDOZA IUV AS

AGRADECIMIENTOS

Ing. Marisol Ortiz Andrade Agradece A mis hijos: Marijose y Sergio Emmanuel Por la comprensión demostrada durante toda mi carrera, por ser el motivo para enfrentar los retos y adversidades. Por darme fuerza con sus sonrisas cada tarde al regresar de la escuela e iluminar cada momento en mi caminar; por enseñarme que los sueños se pueden lograr y que se disfrutan mucho más al compartirlos con ustedes. A mis padres: Por ser el apoyo incondicional en cada una de mis decisiones, por la confianza depositada y por animarme a seguir adelante a pesar de las circunstancias. Por mostrarme que la actitud ante la vida te puede abrir puertas.

A los asesores:

Ing. Edgar René Mendoza Rivas

Ing. Raibel Ureña Olivares

Por la dedicación y tiempo de calidad brindado para la elaboración de

esta tesis, por los consejos otorgados por su experiencia para la tesis,

también en nuestra formación personal.

AGRADECIMIENTOS

Ing. Juan Carlos Galindo Marcelo

Agradece A mis padres: Por que solo la superación de mis ideales me han permitido comprender cada día más difícil posición de ser padres, mis conceptos, mis valores morales y mi superación se las debo a ustedes, esto será la mejor de las herencias. En adelante pondré en práctica mis conocimientos y el lugar que en mi mente ocuparon los libros ahora será de ustedes, esto por todo el tiempo que les robe pensando en mí. A Angélica: Te agradezco el apoyo, los consejos, la comprensión, para cumplir una meta que tu también lo vas a realizar, te quiero mucho por el tiempo que nos dedicamos para nuestros sueños y metas y la confianza para poder cumplir lo que deseamos en la vida. A mis asesores Ing. Edgar René Mendoza Rivas y Ing. Raibel Ureña Olivares: Agradezco sus consejos y guía en la elaboración de esta tesis como la presciencia que nos brindaron para poder concluir este trabajo. A Dios: Le agradezco por darnos unos padres, amigos, compañeros, profesores, hijos, en todo nuestro trayecto de nuestra vida para estudiar los diferentes niveles y aprender en el transcurso de la vida y realizar esta tesis para concluir nuestros estudios de nivel superior. A mis amigos: Les agradezco por los consejos, el apoyo, en todos los momentos difíciles que hemos pasado juntos que les agradezco su apoyo y su confianza en ser unos buenos amigos.

Gracias.

ÍNDICE

“ANTEPROYECTO PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPO DE POTENCIA Y DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.”

OBJETIVOS…………………………………………………………...I INTRODUCCIÓN……………………………………………………..II FUNDAMENTOS……………………………………………………VII

CAPÍTULO 1. “CONTEXTO NACIONAL”…………………………1

1.1 ANTECEDENTES.

1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS.

1.1.2 LA CREACIÓN DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.

1.1.3 LA NACIONALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.

1.1.4 LA CREACIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO.

1.2 PROSPECTIVA 2007-2016.

1.2.1 MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.

1.2.1.1 MODALIDADES DE GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA DEL

SECTOR PRIVADO.

1.2.2 INSTRUMENTOS REGULATORIOS.

1.2.3 NORMATIVIDAD ECOLÓGICA EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.

1.2.4 CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD.

1.2.5 PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL.

1.2.6 ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS.

1.2.7 PRONOSTICOS DE CONSUMO NACIONAL DE ENERGIA

ELECTRICA 2007-2016

1.2.8 EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

1.2.9 PROGRAMA DE EXPANSIÓN.

ÍNDICE

1.2.10 EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE

TRANSMISIÓN DE LA RED.

CAPÍTULO 2. “CONCEPTOS BÁSICOS”………………………38

2.1 SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

2.2 TENSIONES NORMALIZADAS.

2.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS TENSIONES NORMAILIZADAS.

2.2.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN ELÉCTRICA NORMALIZADA.

2.3 CLASIFICACIÓN DE SUBESTACIONES.

2.3.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA.

2.3.2 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.

2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.

CAPÍTULO 3. “SUBESTACIONES MÓVILES DE 45MVA,

230/23KV EN SF6”…………………………………………..…….58

3.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.

3.2 NORMAS DE REFERENCIA.

3.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN.

3.3 RESTRICCIONES DE CONSTRUCCIÓN

3.3.1 MASA SOBRE EL REMOLQUE.

3.3.2 SISTEMA DE ENGANCHE.

3.4 DIAGRAMA UNIFILAR.

3.5 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS.

3.5.1 MÓDULO DE LINEA EN SF6.

3.5.2 MÓDULO DE BANCO EN SF6.

3.5.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 45 MVA, 220/23 KV,

3.5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 15 KV.

3.5.5 APARTARRAYOS DE ÓXIDOS METÁLICOS.

3.5.6 INTERRUPTOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN VACÍO, TIPO

ÍNDICE

REMOVIBLE.

3.5.7 CUCHILLA DE PUESTA A TIERRA DE 23 KV.

3.5.8 TRANSFORMADOR PARA SERVICIO ESTACIÓN TIPO ONAN DE

3.5.9 GABINETES DE MEDIA TENSIÓN EN EL REMOLQUE DE 23 KV.

3.5.10 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL DE 23 KV.

3.5.11 CORTA CIRCUITO FUSIBLE DE 23 KV, CON FUSIBLE DE

POTENCIA DE 1 Y 6.75 A.

3.5.12 BANCO DE BATERIAS DE 165 A-H DE CAPACIDAD.

3.5.13 CARGADOR RECTIFICADOR DE BATERIAS.

3.5.14 AISLADORES TIPO SOPORTE DE BARRA.

3.5.15 PROTECCIÓN.

3.5.16 EQUIPO TERMINAL REMOTO.

3.6 MÓDULO DE LÍNEA EN SF6.

CAPÍTULO 4. “PROTECCIÓN AMBIENTAL”………………….117

4.1 INTRODUCCIÓN.

4.2 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.

4.3 ESPECIFICACIONES.

4.4 EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS.

4.5 ESPECIFICACIONES PARA LA PREPARACIÓN DEL SITIO Y

DURANTE LA CONSTRUCCIÓN.

4.6 ESPECIFICACIONES PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO.

ÍNDICE

CAPÍTULO 5. “ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL.”……………………………………………………………..126

5.1 LINEAMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE

LOS ANÁLISIS COSTO Y BENEFICIO DE LOS PROGRAMAS DE

INVERSIÓN. (1 DE ENERO DE 2006).

5.1.1 DEFINICIONES.

5.1.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO Y SU CONTENIDO.

5.1.3 EL ANÁLISIS COSTO BENEFICIO

5.1.4 INDICADORES DE RENTABILIDAD.

5.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:

SUBESTACIÓN MÓVIL ZARAGOZA.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..............................166 ANEXOS.……...………………………….…………………………..169 GLOSARIO DE TÉRMINOS………………………………………..175 BIBLIOGRAFÍA………………………….……………………….….178

ÍNDICE DE FIGURAS

INDICE DE FIGURAS

INTRODUCCION

Figura (a) Localización de zonas críticas IV

CAPITULO 2

Figura 2.1 Sistemas de Generación y Consumo de Energía

Eléctrica 43

Figura 2.2 Subestación Convencional 46

Figura 2.3 Subestación Encapsulada 48

Figura 2.4 Subestación Móvil 53

Figura 2.5 Diagrama Unifilar de una Subestación Móvil 54

Figura 2.6 Subestación Modular 55

CAPITULO 3

Figura 3.1 Diagrama Unifilar de Subestación Móvil en SF6 62

Figura 3.2 Esquema de protección 69

CAPÍTULO 5

Figura 5.1 Croquis de localización de la subestación móvil

Zaragoza 146

Figura 5.2 Diagrama unifilar de la subestación móvil Zaragoza 147

ÍNDICE DE TABLAS

Índice De Tablas

CAPITULO 2

Tabla 2.1 Tensiones normalizadas 42

CAPÍTULO 3

Tabla 3.1 Dimensiones de los Tractores 60

Tabla 3.2 Nomenclatura de Protecciones 66

Tabla 3.3 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento 80

Tabla 3.4 Corrientes Nominales y de Corto Circuito 80

Tabla 3.5 Corrientes Interruptivas de Carga de Líneas y

Cables en Vacío 83

Tabla 3.6 Secuencias de Operación 84

Tabla 3.7 Corrientes de Corto Circuito Térmica y Dinámica

para TC’s 96

Tabla 3.8 Potencia y Clase de Precisión para TC’s 96

Tabla 3.9 Relación de Transformación para TC’s 97

Tabla 3.10 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento para

TP´s 98

Tabla 3.11 Potencia y Clase de Precisión para TP’s 99

Tabla 3.12 Niveles de Aislamiento para Boquillas 101

Tabla 3.13 Distancias de Fuga para Boquillas 101

Tabla 3.14 Sobretensiones Temporales para Boquillas 102

Tabla 3.15 Tensiones de Prueba Dieléctricas a los

Aislamientos Internos y Externos para

Transformadores de Potencia 105

Tabla 3.16 Valores de Pérdidas, por ciento de impedancia, 106

ÍNDICE DE TABLAS

corriente de Excitación y consumo de Auxiliares

para Transformadores de Potencia

Tabla 3.17 Número de pasos y Variaciones de Tensión del

Cambiador de Derivaciones sin Carga de los

Transformadores de 45 MVA, 230 kV/23kV 107

Tabla 3.18 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 1 108



Tabla 3.21 Relevadores de Modulo Remolque 4 111

Tabla 3.22 Protección de Banco T221, 230/230kV Mediante

los Relevadores Marca SEL 112

Tabla 3.23 Relevadores Marca SEL para Protección de Línea

2,230 kV 112

Tabla 3.24 Protección de Alimentadores 1 y 2 de 23 kV y

Alarmas (Relevadores Marca SEL) 113

Tabla 3.25 La Sección de Alimentador 1 deberá contener los

Equipos 113


Equipos 114

Tabla 3.27 La Sección de Acometida de 23 kV deberá contener

los Equipos 114


Equipos 115

Tabla 3.29 La Celda de Alimentador 4 115

Tabla 3.30 Sección Compartimiento de Servicios Propios 23

kV (Gabinete J6) 116

Tabla 3.31 Dentro del Remolque 4 se alojan los equipos de

comunicación 116

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO 5

Tabla 5.1 Relación Beneficio/Costo del Proyecto 137

Tabla 5.2 Situación sin Proyecto 141

Tabla 5.3 Descripción del Proyecto 142

Tabla 5.4 Mano de Obra y Materiales del Proyecto 143

Tabla 5.5 El cronograma de actividades 145

Tabla 5.6 Capacidad Instalada 148

Tabla 5.7 Generación de Ingresos 149

Tabla 5.8 Calendario de Inversiones y la Distribución del

Monto Total en sus Principales Rubros 151

Tabla 5.9 Se puede apreciar el desglose del proyecto en sus

principales rubros 151

Tabla 5.10 Situación con Proyecto Pronostico Oferta-Demanda 154

Tabla 5.11 Evaluación del Proyecto 155

Tabla 5.12 Costos del Proyecto 158

Tabla 5.13 Ahorros 161

Tabla 5.14 Análisis de Sensibilidad 161

Tabla 5.15 Plazo de Ejecución 2 Años 162

Tabla 5.16 Plazo de Ejecución 4 Años 162

Tabla 5.17 Aumentando un 1115 % del Costo Original de la

Obra 163

Tabla 5.18 Con Carga Considerada al 80 % millones de pesos 163

CONTENIDO

I

OBJETIVOS

Analizar la factibilidad técnica y económica de la instalación de una

subestación móvil de 45 MVA, 230/23kV, en SF6, en la zona de

Zaragoza y que forme parte del anillo de 230 kV del Sistema de

Transmisión de Luz y Fuerza del Centro.

Observar como con el desarrollo y adaptación de nuevas

subestaciones, es posible suministrar la demanda de energía en lugares

donde es requerida y cuya capacidad del sistema de Luz y Fuerza del

Centro se encuentra en la situación de demanda máxima, por lo que se

correrán riesgos, los cuales están en función del incremento de

demanda de energía eléctrica a futuro.

CONTENIDO

II

INTRODUCCIÓN

En la presente década el Gobierno Federal ha puesto en marcha el

mayor programa de vivienda del país, sin precedentes en la historia por

su dimensión e impacto económico. En este sentido, por la multiplicidad

de factores que concurren en la zona centro del país, los requerimientos

de infraestructura para dotar de servicios públicos suficientes y

oportunos en las áreas geográficas específicas demandan acciones

concretas y respuestas de corto plazo de los tres niveles de gobierno en

coordinación con las Cámaras y empresas promotoras inmobiliarias.

Cabe destacar que un buen número de proyectos se iniciaron y

otros están en vías de ejecución sin contar con las factibilidades de

servicios para el gran número de viviendas a comercializar y construir.

Ha prevalecido, con independencia de los Planes de Desarrollo Urbano

Municipales y Delegacionales, la adquisición a precio accesible de

reservas territoriales a gran escala para posteriormente gestionar y

presionar a las autoridades para la dotación de infraestructura para

agua, drenaje, electricidad y vías de comunicación adecuadas a las

dimensiones de nuevos centros de población, aún con la utilización de

mecanismos o convenios de aportación.

La situación antes mencionada propicia la continuación y en

algunas zonas el agravamiento del déficit de capacidad en el suministro

de electricidad que enfrenta Luz y Fuerza del Centro. El Organismo ha

recibido planteamientos de desarrollos habitacionales que suponen más

de 150 mil viviendas para los próximos dos años, la mayor parte de las

cuales se edificarían en “Ciudades Bicentenarias”, determinadas en el

Programa de Ordenamiento Territorial recientemente aprobado por el

CONTENIDO

III

Gobierno del Estado de México, así como municipios conurbados de esa

entidad y aledaños de Hidalgo. Por otra parte, los ferrocarriles

suburbanos de Buenavista- Cuautitlán- Huehuetoca, próximo a entrar

en servicio en su primera etapa y la recién publicitada para licitación

Chalco- Los Reyes, dinamizarán aún más esta tendencia.

En el ámbito del Distrito Federal el incremento desmesurado de la

demanda eléctrica en algunas Delegaciones políticas, responde a un

origen diferente: el Bando 2 promulgado por el D. F. en el año 2001.

El programa general enfrenta a una infraestructura eléctrica

agotada en dos sentidos: tiempo de utilización y capacidad instalada

rebasada. Las necesidades del programa habitacional y de servicios

concurrentes son significativamente superiores al incremento de la

demanda histórica y proyecciones de LFC.

Es de destacar que el ritmo de comercialización y construcción de

unidades habitacionales y de servicios con la tecnología actual, supera

con mucho la que supone para LFC construir las líneas de transmisión,

derivaciones, subestaciones, alimentadores y red de baja tensión

correspondientes.

CONTENIDO

Con el propósito de dar respuesta inmediata a requerimientos

planteados formalmente por desarrolladores inmobiliarios en la zona de

atención del Organismo, se han identificado 12 proyectos de

subestaciones de pronta ejecución para entrar en servicio en el segundo

semestre de 2009, para los cuales se han preparado fichas técnicas

individuales que ilustran sus características, demanda por tipo de

servicio, ubicación y costo aproximado, así como la estimación de la

aportación que cubrirían las empresas promotoras, en términos de la

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento en la

materia.

3

123

4 5

6

7

89

10 12

13

14

1516

1118

19

20

21

22

177’

1.- Pachuca2.- Tula3.- Tepeji4.- Cartagena5.- Tecámac6.- Tizayuca7.- Lomas Verdes8.- Tepotzotlán9.- Huehuetoca10.- Anáhuac11.- Benito Juárez12.- Chicoloapan – Aurora13.- Zaragoza14.- Magdalena15.- Coapa – Culhuacán16.- Juchitepec – Chalco17.- Corredor Reforma18.- Totoltepec19.- San Carlos20.- San Cayetano21.- Tlaltelulco22.- Amomolulco

LOCALIZACIÓN DE ZONAS CRÍTICAS

Figura (a) Localización de zonas críticas

IV

CONTENIDO

V

En estas zonas el incremento de demanda en 2007 ha sido

explosivo, principalmente por solicitudes de demanda de desarrolladores

inmobiliarios. En la mayoría de estas zonas se están construyendo

subestaciones definitivas que están programadas para entrar en servicio

a partir de 2011 y en este momento el organismo para atender las

solicitudes de los desarrolladores, propone instalar 15 subestaciones

móviles e instalar transformación adicional en 5 subestaciones de

potencia.

En vista de lo anterior y a fin de dar cumplimiento a la cláusula

décima quinta del transitorio del presupuesto de egresos de la

federación 2008, que dice:

Luz y Fuerza del Centro deberá presentar a la Secretaría de

Energía, más tardar el 15 de febrero de 2008, la propuesta de acciones

concretas para lograr una meta anual que garantice que el monto

adicional de recursos aprobado respecto del previsto en el proyecto de

Presupuesto de Egresos, se canalice en su totalidad para solucionar la

problemática en las zonas críticas en las que la demanda actual o

pronosticada a corto plazo, rebasa la capacidad instalada en la

infraestructura eléctrica de Luz y Fuerza del Centro, subestaciones y

líneas de distribución, imposibilitando a la entidad atender las

solicitudes de nuevos servicios, afectando sustancialmente la flexibilidad

y confiabilidad para la atención de fallas y contingencias. Dichas

acciones y, en su caso, las consecuentes modificaciones, tendrán que

ser autorizados por la Secretaría de Energía, en su carácter de

coordinadora de sector y, en caso de no proceder su autorización, no se

podrá ejercer el monto adicional aprobado a que se refiere este artículo.

Lo anterior aplicará a: Realización con Obras 2008; Asociados a

Distribución; de Reducción de Pérdidas; de Terminación de

Subestaciones, y otros; y el Programa de Otros Conceptos.

CONTENIDO

VI

La Entidad propone la adquisición, instalación y puesta en

operación de 12 subestaciones móviles durante los años 2008 y 2009

(dos más, Amomolulco y Chapingo, se contempla su entrada en

operación durante los años 2010 y 2011, por lo que no se consideran en

el presupuesto del 2008), así como la instalación de transformadores

adicionales en las subestaciones de: Polanco, Taxqueña, Ixtapaluca,

Jamaica y Totoltepec. Por tal motivo, se remiten Las fichas técnicas de

las SE’s móviles que se describen en las siguientes páginas con el objeto

de tener el visto bueno por parte de la SENER para ejercer el

presupuesto de 326 millones de pesos para la ejecución de este proyecto

emergente de SE’s Móviles.

Es de destacar que la evaluación económica de los proyectos

propuestos se realizó en escenario a 10 años, con base en

recomendación de la Unidad de Inversiones de la SHCP.

CONTENIDO

VII

FUNDAMENTOS

La zona oriente de La Ciudad de México es atendida por las

subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena, cuya capacidad

firme de estas subestaciones se encuentra rebasada. Actualmente

satisfacen una demanda cercana a su capacidad instalada, por tal

motivo, no pueden suministrar demandas de energía adicionales y ante

el requerimiento de demanda de 46.4 MW de los desarrolladores de

vivienda en esta zona, es necesaria la instalación urgente de una

subestación móvil de 45 MVA para satisfacerla, esta subestación estará

en funcionamiento de julio de 2009 a diciembre de 2012, fecha en la

cual se pondrá en servicio la subestación definitiva de Zaragoza, con

una capacidad de 180 MVA, 230/23 kV, que tomara la carga de la móvil

y la que se le solicite a la Entidad a partir de 2010. En enero de 2013, la

subestación móvil de 45 MVA estará disponible para atender la

demanda en otra zona de la Entidad, que lo requiera.

El área de Distribución de esta Entidad reporta que los siguientes

desarrolladores de vivienda y centros comerciales: Conjunto Parnelli S.

A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque Industrial Ecológico,

Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi

Palacio de Justicia Federal, han realizado varios requerimientos de

servicio en esta zona del Área Metropolitana, para la atención de éstas

sólo se cuenta con la subestación Santa Cruz, la cuál no tiene suficiente

capacidad para abastecer la zona actualmente.

CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL

1

CAPÍTULO 1

“CONTEXTO NACIONAL”

1.1 ANTECEDENTES

1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS.

En el periodo de auge de inversiones extranjeras, durante el

gobierno porfirista llegaron a México las primeras plantas de energía

eléctrica, con el fin de iluminar las minas y echar a andar motores y

telares para incrementar la producción y la productividad (Segunda

mitad del siglo XIX). Las plantas eléctricas ociosas por lo general

durante horas de la noche, eran utilizadas también para las modestas

necesidades del servicio municipal y proporcionaban una pequeña

iluminación a algunos pueblos rurales. El año de 1881 marca, en cierto

modo, el principio del alumbrado eléctrico de la capital de la Republica.

Aunque ya había comenzado a instalarse el nuevo fluido eléctrico en

algunos sitios, (la ciudad era iluminada por faroles de aceite y gas) es en

ese año en que la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica se hace

cargo del alumbrado público y residencial como una actividad

específica.

En los primeros años del presente siglo funcionaban en México 177

plantas y se contaba con presas eléctricas privadas, que daban servicio

público en la ciudad de México, Campeche, Guadalajara, Guanajuato,

Mazatlán, Orizaba, Parral, Puebla, Tampico, Tehuantepec, Toluca y

muchas otras.

Los iniciadores de esta obra de electrificación en México, son los

empresarios que trajeron la primera termoeléctrica a León, Gto., y


2

también los que, en 1889, instalaron en Batopilas, Chih., la primera

hidroeléctrica que tuvo una capacidad de 22.38 kW. Junto con ellos,

queda el testimonio de las plantas puestas en servicio por las compañías

Textil de San Idelfonso, Industrial de Orizaba, de Luz y Potencia El

Portezuelo, Mexicana de electricidad, Segura y Braniff y otras que

también deben ser consideradas entre las primeras.

Los servicios eléctricos tuvieron en México un primer mercado, el

surgido por el trabajo en las minas durante los procesos de extracción,

fundición y refinación de metales, y el derivado de una industria

incipiente que fue creciendo hasta concentrarse en fábricas de hilados y

tejidos, molinos de harina, fábricas de cigarros y cervezas, artículos de

yute, vidrio, madera, etcétera.

The Mexican Light and Power Co. Ltd y Subsidiarias

México era el país de las riquezas naturales no explotadas y Fred

Stark Pearson comprobó la posibilidad de aprovechar los recursos

hidráulicos que ofrecía la región de Necaxa. A iniciativa suya, se

organizó en 1902, en Ottawa Canadá, The Mexican Light and Power, Co.

Ltd., empresa cuyo primer paso consistió en adquirir los derechos de

explotación de las caídas de agua, ya en poder de la compañía francesa,

la societé du Encasa. Obtenida la concesión para atender las

necesidades de iluminación de la capital del país, la Mexican Light

siguió creciendo y a los tres años de existencia había absorbido a las

tres empresas que se dedicaban a actividades similares en su zona de

operaciones, mientras construía su planta de Necaxa con seis unidades

y una capacidad instalada de 31,500 kW.

Por más de medio siglo, ese grupo empresarial extranjero

suministró energía eléctrica al Distrito Federal y a los estados de


3

Hidalgo, México, Morelos y a una buena parte de los de Michoacán,

Guanajuato, Querétaro, Puebla y Guerrero. Todas sus plantas, con

excepción a la de Temazcaltepec, operaban a una frecuencia de 50 ciclos

por segundo.

Grupo de la Compañía Eléctrica de Chápala

Los intereses extranjeros, a finales del siglo pasado, se hicieron

presentes en el estado de Jalisco con el nombre de Compañía

Hidroeléctrica de Chápala. En 1907, año en que esta empresa se

reorganizó bajo el nombre de Guadalajara Tramway, Light and Power,

Co., ya se habían instalado las plantas de El Salto, Potrero y Las

Juntas. En 1909 se formó la Compañía Hidroeléctrica Irrigadora de

Chápala, en substitución de la anterior, y en los años subsiguientes fue

construida la planta hidroeléctrica de Puente Grande, que en 1928 llegó

a tener una capacidad de 14,400 kW. En este grupo figuraron como

afiliadas, la Compañía Eléctrica de Morelia, con sus instalaciones de

San Pedro, San Juan y Los Remedios, la Compañía Eléctrica Guzmán,

que contaba con las plantas Antigua Piedras Negras y Nueva Piedras

Negras; la Hidroeléctrica Occidental, la Compañía Eléctrica de

Manzanillo y la Compañía Hidroeléctrica Mexicana.

American and Foreign Power Co.

Inició sus actividades en México durante los años de 1928 y 1929,

adquiriendo empresas ya establecidas e integrando otras para formar un

solo conjunto que fue administrado por La Compañía Impulsora de

Empresas Eléctricas. Pronto creció el nuevo consorcio que, en pocos

años, estaba integrado por tres sistemas interconectados y cuatro

compañías aisladas. Estas últimas fueron la Compañía Eléctrica de

Tampico, La Abastecedora de Luz, Fuerza y Agua de Mazatlán, y la


4

Compañía Nacional de Electricidad, con sus divisiones en

Aguascalientes, Saltillo, Durango y Zacatecas.

Existían otras empresas, casi todas de capital privado extranjero,

que se encargaban de suministrar alumbrado y energía eléctrica en

diversas zonas del país. En 1937 la oferta de energía eléctrica en el país

estaba básicamente repartida entre la Mexican Light and Power Co. Ltd.,

La Compañía Eléctrica de Chápala (nombre castellanizado de una

empresa extranjera) y la American and Foreign Power Co.; para ese año,

la capacidad instalada en el país era de 628,980 kW. La máxima

transferencia de potencia activa se determinará a partir del

comportamiento del sistema el cual tiene dos nodos unidos por una

línea de transmisión, y considerando los parámetros de reactancia, y

voltaje en los nodos; haciendo el análisis del flujo de potencia del

sistema, se encuentra la ecuación que define la potencia activa

transmitible, así como de la potencia reactiva que circula en la red.

1.1.2 LA CREACION DE LA COMISION FEDERAL DE

ELECTRICIDAD:

Dadas las protestas que comenzaron a surgir contra el mal servicio,

las altas tarifas y la escasez de fluido; se hizo patente la necesidad de

que el Estado interviniera para normalizar la situación: además de

dictarse las medidas administrativas necesarias para obligar a las

empresas a mejorar sus servicios, era preciso crear un organismo que

en manos del estado, diera a la electrificación un sentido social más

moderno y más justo. Hay que acreditar a los ingenieros Julio García y

José Herrera Lasso, la idea de involucrar al Estado Mexicano en la

industria eléctrica; así como al Presidente Constitucional Substituto,

Gral. Abelardo L. Rodríguez, el haber enviado al Congreso de la Unión,


5

el 2 de diciembre de 1933, la iniciativa para la creación de la Comisión

Federal de Electricidad.

Diversas circunstancias económicas y políticas tuvieron relación

sobre el propósito de crear este organismo descentralizado; sin embargo,

no fue sino hasta el 14 de agosto de 1937 cuando el Presidente Gral.

Lázaro Cárdenas, con fundamento en el decreto anterior del 29 de

diciembre de 1933, promulgo la ley que creó a la Comisión Federal de

Electricidad.

La C.F.E. inició con una partida de 50,000 pesos dentro del

presupuesto de la Secretaría de la Economía Nacional, y con 15

personas entre funcionarios, técnicos y empleados. Paralelamente al

proceso que se llevaba a cabo para su organización, la incipiente C.F.E.

se dedicó a trabajar en pequeñas obras de electrificación. Las primeras

fueron las de Teleolapan, Gro., Pátzcuzaro, Mich., Suchiate, Chis., Xia,

Oax.; y Ures y Altar, Son. Al mismo tiempo, fijó su empeño en trabajos

de planeación y anteproyectos de mayor envergadura, tales como los de

Bartolinas, en Tacámbaro, Mich., Jumatán, Nay., Granados y

Zumpimito Mich., etc., y muy especialmente el proyecto de

Ixtapantongo, Méx.

La primera obra de importancia que se emprendería, sería la de la

construcción de la planta hidroeléctrica de Ixtapantongo, Mex., con el

fin de llevar energía eléctrica a la capital de la República.

La expropiación petrolera llevada a cabo el 18 de marzo de 1938,

enfrentó al país a un bloqueo económico que se centraba

principalmente, en este recurso nacionalizado. Alemania se interesó por

nuestro petróleo y eso hizo posible concentrar una operación de


6

intercambio, para recibir por nuestra parte los equipos hidráulicos y

eléctricos requeridos en la realización del proyecto de que se ha hablado.

El 31 de diciembre de 1938 el presidente Lázaro Cárdenas

promulgó la Ley del impuesto Sobre Consumos de Energía Eléctrica,

publicada en el Diario Oficial el 16 de enero de 1939, que disponía el

cobro al consumidor del 10% sobre el importe de su consumo, para

integrar el patrimonio de la C.F.E.

Las condiciones legales y económicas en las cuales se basaría el

desarrollo de las actividades, de la C.F.E. estuvieron establecidas en la

ley del 14 de agosto de 1937, hasta que el 11 de enero de 1949, el

Presidente de la República, licenciado Miguel Alemán, expidió el Decreto

que hizo de la C.F.E. un organismo público descentralizado, con

personalidad jurídica y patrimonio propio. Así, durante el periodo

comprendido entre 1944 y 1960, la C.F.E. comienza a ganar terreno

frente a las compañías extranjeras.

Al finalizar el año de 1960, el organismo estatal poseía el 54% de la

capacidad instalada para atender el servicio público de energía eléctrica.

1.1.3 LA NACIONALIZACION DE LA INDUSTRIA ELECTRICA:

Conforme a su tiempo y circunstancia, la nacionalización de la

industria eléctrica fue posible alcanzarla por la vía de las negociaciones

financieras y éstas se iniciaron en abril de 1960, con la compra de las

empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El

resultado de las negociaciones fue el siguiente: el Gobierno Federal

adquirió, en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de la

Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos de

esa empresa, que ascendían a 78 millones de dólares. Asimismo, a

cambio de 70 millones de dólares, pasaron a su poder las acciones de la


7

American and Foreign Power Co., posteriormente, cerró la operación

comprometiendo a ambas empresas a invertir en México el dinero que

recibieran, para evitar una excesiva exportación de divisas. El 27 de

septiembre de 1960 el Ejecutivo Federal dio a conocer al pueblo la

noticia de la adquisición de las empresas extranjeras.

Con la compra de la compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y

sus filiales, la nación adquirió 19 plantas generadoras, que servían al

Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacan, Morelos e

Hidalgo, y el total de la capacidad instalada ascendía a 667,400 kW.

Para fines de 1960 y una vez que el Estado Mexicano había

adquirido los bienes de las empresas afiliadas a la Compañía Impulsora

de Empresas Eléctricas, así como la mayoría de las de la Cía. Mexicana

de Luz y Fuerza Motriz y subsidiarias, el sector eléctrico empezó a

desarrollar un intenso trabajo de integración y de organización. Al

iniciarse esta etapa, la industria eléctrica nacionalizada quedó

constituida por la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y

subsidiarias; por las empresas eléctricas NAFINSA y por la C.F.E. con

sus diecinueve afiliadas. Al hacerse responsable el Estado del manejo

del sector eléctrico, eliminó la estructura de 168 juegos de tarifas,

autorizadas para las diferentes regiones de la República. Las primeras

tarifas de aplicación nacional, fueron publicadas el 19 de enero de 1962

en el Diario Oficial de la Federación. Un acuerdo presidencial, publicado

en el Diario Oficial del 14 de agosto de 1967, contribuyó a que se diera

un paso decisivo en el proceso de integración, al disponer la disolución y

liquidación de 19 empresas filiales de la C.F.E., incluyendo al grupo de

la Nueva Compañía Eléctrica de Chápala, y la industria eléctrica

mexicana, con sus divisiones, que en aquella época ya se habían

integrado a la C.F.E. De esta manera, el organismo tomó a su cargo la

responsabilidad directa del suministro de los servicios eléctricos de las


8

poblaciones que antes habían sido atendidas por las industrias de

referencia.

En 1970 se incorporaron a la CFE las empresas particulares

Hidroeléctricas El Salto en Durango, y la Nueva Empresa Eléctrica La

Resolana, en Jalisco. Por último, en 1972, la C.F.E. adquirió las

acciones de la Compañía de Servicios Públicos de Nogales, en Sonora,

que entonces era la única empresa privada importante que todavía

funcionaba

1.1.4.- LA CREACION DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO:

Se funda en 1902 y proporciona el servicio público de energía

eléctrica al Distrito Federal y a parte de los Estados de México, Hidalgo,

Morelos y Puebla, Incluidas ciudades capitales como Toluca, Pachuca y

Cuernavaca.

1903:

Se concesiona a The Mexican Light & Power Company, Ltd, la

explotación de las caídas de las aguas de los ríos de Tenango, Necaxa y

Xaltepuxtla.

1905:

The Mexican Light & Power Company, Ltd controla a las empresas: Cía.

Mexicana de Electricidad, Cía. Mexicana de Gas y Luz Eléctrica y Cía

Explotadora de las Fuerzas Eléctricas de San Idelfonso, que operaban en

su zona de influencia. De manera paralela, construía su planta de

Necaxa con seis unidades y una capacidad instalada de 31,500 KW. Así

con la absorción de las antiguas empresas dedicadas a atender las

necesidades de la capital de la República, The Mexican Light & Power

Company, Ltd, se alzaba en el Valle de México como una entidad


9

hegemónica de capital extranjero. El 6 de diciembre a las 15:00 horas se

transmite por primera ocasión y hasta la fecha, el fluido eléctrico de

Necaxa a la Ciudad de México.

1906:

The Mexican Light & Power Company, Ltd. Obtiene nuevas concesiones

del gobierno federal y de las autoridades de los estados de Puebla,

Hidalgo, México y Michoacán.

1933:

El 2 de diciembre, El Presidente Constitucional Substituto, general

Abelardo L. Rodríguez, envía al Congreso de la Unión, la iniciativa para

la creación de la Comisión Federal de Electricidad, el día 29 del mismo

mes y año, el Congreso de la Unión aprueba el proyecto de Decreto.

En los años treinta el crecimiento demográfico de la nación se aceleró.

Ya éramos veinte millones los pobladores en este país. Crecía la

población y con ella las demandas de servicios, entre otros el de energía

eléctrica, obligando a la Mexican Light and Power Co. a elevar la

capacidad de la planta de Necaxa y a modernizar las de Nonoalco y

Tepéxic. En esos años adquirió la planta hidroeléctrica del Río Alameda,

la Compañía de Luz y Fuerza de Toluca, la de Temascaltepec y la de

Cuernavaca.

1934:

El día 20 de enero, se publica en el Diario Oficial el Decreto para la

Creación de la Comisión Federal de Electricidad.

1937:

El Gral. Lázaro Cárdenas del Río, en su calidad de Presidente de la

República, con base en el Decreto del 29 de diciembre de 1933 promulga


10

la Ley para la creación de la Comisión Federal de Electricidad, que había

sido pospuesta por diversas circunstancias económicas y políticas.

1940-1941:

Se inicia el proceso de nacionalización de la industria eléctrica, de

acuerdo con la histórica Ley de 1937.

1949:

El Presidente de la República, Lic. Miguel Alemán, expide el Decreto que

hizo de la Comisión Federal de Electricidad un organismo público

descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio propio.

1960:

Se inicia la nacionalización de la industria eléctrica con la compra de las

empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El

gobierno adquirió en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de

The Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos

de esa empresa que ascendían a 78 millones de dólares. Por la suma de

70 millones de dólares obtuvo las acciones de la American and Foreign

Power Co. Posteriormente cerró la operación comprometiendo a ambas

empresas a invertir en México el dinero que recibieran para evitar una

excesiva exportación de divisas.

Con la compra de la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz

(denominación que adquirió The Mexican Light and Power Co.) y sus

filiales, la nación 19 plantas generadoras que servían al Distrito Federal

y a los estados de Puebla, México, Michoacán, Morelos e Hidalgo; 16

plantas hidráulicas (crear enlace) y 3 térmicas (crear enlace), cuya

capacidad instalada ascendía a 667,400 KW. 137 Km de línea de

transmisión de doble circuito trifásico en el sistema de 220 KW; 700

Km. Aproximadamente de líneas de transmisión y distribución de


11

circuitos trifásicos en sistemas de 20 KV; dos subestaciones

transformadoras de Cerro Gordo, México y El salto Puebla, conectadas a

la línea de 229 KV y con capacidad, en conjunto, de 400,000 KVA; 38

subestaciones receptoras conectadas a la red de transmisión de 85 y 60

KV, con capacidad de transformación de 1’000,000 KVA; gran número

de bancos de transformadores conectados a las redes de 44 y 20 KV en

diversos puntos del sistema, con una capacidad de 230,000 KVA; 4,500

Km. de líneas primarias de distribución de 6 KV (circuitos trifásicos);

11,000 transformadores de distribución con capacidad de 670,000 KVA;

y 6,800 Km., de líneas de baja tensión.

Plantas hidroeléctricas: Necaxa 115,000 KW; Patla 45,600 KW; Tezcapa

5,367 KW; Lerma 79,945 KW; Villada 1,280 KW; Fernández leal 1,280

KW; Tlilán 680 KW; Juandó 3,600 KW; Cañada 1,215 KW; Alameda

8,800 KW; las Fuentes264 KW; Temascaltepec 2,336 KW, Zictepec 384

KW; Zepayautla 664 KW y San Simón 1,770 KW.

Plantas termoeléctricas: Nonoalco 92,500 KW; Tacubaya 30,900 KW; y

Lechería 230,800 KW.

Además de los bienes citados la nación recibió el edificio situado en

la esquina de Melchor Ocampo y Marina Nacional de la Ciudad de

México y todos los demás inmuebles y muebles de las estaciones y

plantas termoeléctricas e hidroeléctricas, así como equipos y materiales

de oficina.

Ese año el entonces Presidente Adolfo López Mateos envió al senado

el proyecto de reforma al Artículo 27 constitucional (crear enlace), el

cual fue aprobado y publicado en el Diario Oficial el 23 de diciembre de

1960, quedando a partir de ese momento, consumada jurídica y

financieramente la nacionalización de la industria eléctrica.


12

Decreto: "Artículo Único.- Se adiciona al párrafo sexto del Artículo 27 de

la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos el siguiente":

"Corresponde exclusivamente a la nación generar, conducir,

transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto

la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán

concesiones a los particulares y la nación aprovechará los bienes y

recursos naturales que se requieran para dichos fines".

1963:

Se cambia la denominación social del organismo al de Compañía de Luz

y Fuerza del Centro, S.A.

1974:

Se autoriza a la compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A., a realizar los

actos necesarios y procedentes para su disolución y liquidación.

1989:

Se reforma la Ley del Servicio Público de Energía (crear enlace),

previéndose que el Ejecutivo Federal disponga la constitución,

estructura y funcionamiento del servicio que venía proporcionando la

Compañía de Luz y Fuerza del Centro en liquidación.

Decreto del 21 de diciembre de 1989, publicado en el Diario Oficial de la

Federación del día 27 del mismo mes y año y que a la letra se

transcribe:

"DECRETO" por el que se reforma la Ley del Servicio Público de Energía

Eléctrica. Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados

Unidos Mexicanos.- Presidente de la República.


13

CARLOS SALINAS DE GORTARI, Presidente de los Estados Unidos

Mexicanos, a sus habitantes, sabed:

Que el H. Congreso de la Unión, se ha servido dirigirme el siguiente:

DECRETO:

"EL CONGRESO DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS, DECRETA:

SE REFORMA LA LEY DEL SERVICIO PUBLICO DE ENERGIA

ELECTRICA.

ARTICULO UNICO.- Se reforma el Artículo Cuarto Transitorio de la Ley

del Servicio Público de Energía Eléctrica para quedar como sigue:

ARTICULO CUARTO.- Las empresas concesionarias, entrarán o

continuarán en disolución y liquidación y prestarán el servicio hasta ser

totalmente liquidadas. Concluida la liquidación de la compañía de Luz y

Fuerza del Centro, S.A., y sus asociadas Compañía de Luz y Fuerza de

Pachuca, S.A., Compañía Mexicana Meridional de Fuerza, S.A., y

Compañía de Luz y Fuerza Eléctrica de Toluca, S.A., el ejecutivo

Federal, dispondrá la constitución de un organismo descentralizado con

personalidad jurídica y patrimonios propios, el cual tendrá a su cargo la

prestación del servicio que ha venido proporcionando dichas

Compañías. El Decreto de creación del organismo establecerá, con

arreglo a esta disposición, la estructura, organización y funciones que

tendrá el propio organismo ara el adecuado cumplimiento de sus fines".

1993:

Las demandas de la creciente población y el medio rural, fueron

determinando la necesidad de que el estado interviniera para dictar las

medidas administrativas a fin de que se creara un organismo que

proporcionara los servicios de energía eléctrica dando un sentido social

y más moderno a la electrificación.


14

1994:

El 9 de febrero se crea por decreto presidencial el organismo

descentralizado Luz y Fuerza del Centro, con personalidad jurídica y

patrimonio propio.

1.2.- PROSPECTIVA 2007-2016.

La Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016 detalla la situación

internacional, la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, así

como el crecimiento esperado de la demanda y los requerimientos de

capacidad para los próximos diez años.

En 2005, el consumo mundial de energía eléctrica ascendió a

15,620 TWh, cifra 4.4% superior al valor registrado en 2004, mientras

que la capacidad creció en 3.8% respecto a este último año, al ubicarse

en 3,872 GW en 2005. En general, las centrales termoeléctricas

convencionales mantienen la mayor participación en la capacidad, a

excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear

predomina, o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de

centrales hidroeléctricas.

Las proyecciones energéticas internacionales indican que los

combustibles de mayor utilización en la generación de electricidad

seguirán siendo el carbón y el gas natural, mostrando este último el

mayor crecimiento hacia 2016. En el caso del carbón, dada la menor

volatilidad en sus precios, se espera que aumente su utilización en

diversos países, mientras que el gas natural continuará creciendo de

manera inversa al comportamiento esperado en el consumo de derivados

del petróleo, los cuales por razones de sustentabilidad ambiental,

paulatinamente disminuirán su participación en la generación mundial

de energía eléctrica.


15

Los ordenamientos e instrumentos de regulación que rigen la

operación de los permisionarios de energía eléctrica en el 2006, se

registraron 580 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales el

90.2% se encuentra en operación, con una capacidad de 19,245 MW.

Esto representó un incremento de 14.5% en la capacidad en operación,

con 86 permisos más respecto al año anterior, debido principalmente al

otorgamiento de nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales

la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad instalada

en pequeña escala.

Los permisos en operación concentran el 82.0% de la capacidad

total autorizada, lo cual representa una mayor proporción respecto al

observado en 2005 (77.3%).

Este incremento obedece a la entrada en operación de algunos

proyectos de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad

autorizada al cierre de 2006 es la de producción independiente con

12,557 MW, lo cual representa el 53.5% respecto al total autorizado.

Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos vigentes es el

autoabastecimiento con 424, el cual concentra el 73.1% del total de

permisos vigentes, mientras que, en lo que a la cogeneración se refiere,

en ésta modalidad se concentra el 7.2% de los permisos.

El panorama histórico reciente del mercado eléctrico nacional, se

observa que el consumo nacional de energía eléctrica en 2006 aumentó

3.2% respecto al año anterior, para ubicarse en 197,435 GWh y

mostrando una tasa de crecimiento anual de 4.3% durante 1996-2006.

El número de usuarios de energía eléctrica atendidos por CFE y

LFC al cierre de 2006 se incrementó en 3.6%, proporcionando el servicio

a cerca de 31 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo 1996-


16

2006, las ventas internas de energía eléctrica han mostrado un

crecimiento de 3.7%, impulsado principalmente por los sectores

industrial y residencial.

La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a

diciembre de 2006 incluyendo exportación se ubicó en 56,337 MW,

mostrando un incremento de 4.6% respecto al año anterior. De esta

capacidad, CFE concentra el 66.5%, los productores independientes el

18.4%, LFC el 1.6%, mientras que el restante 13.5% está distribuido

entre las diferentes modalidades para generación de electricidad

vigentes. Destaca el hecho que de un total de 48,769 MW instalados en

el servicio público a diciembre de 2006, la participación de la tecnología

de ciclo combinado representó el 32.0% mientras que el ciclo

convencional aportó el 26.4% y las hidroeléctricas el 21.7%. Asimismo,

las centrales que utilizan carbón concentran el 9.6% del total.

En 2006, la generación bruta del servicio público se ubicó en

225,079 GWh, lo cual significó un incremento de 2.8% respecto al año

anterior. Las centrales que utilizan gas natural (ciclo combinado y

turbogás) aportaron el 41.1% de esta energía, mientras que las

termoeléctricas convencionales e hidroeléctricas lo hicieron con el 23.5%

y 13.5%, respectivamente. Esto repercute en una mayor utilización del

gas natural en la generación eléctrica, específicamente en lo que se

refiere a la tecnología de ciclo combinado, al pasar de 7.0% en 1996 a

40.5% de la generación total del servicio público en 2006.

Las estimaciones del consumo nacional de electricidad para el

periodo 2007-2016, indican una tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya

que se espera aumente de 208.3 TWh en 2007 a 318.4 TWh en 2016.


17

Durante el mismo periodo, el programa de expansión de CFE

establece la instalación de una capacidad adicional de 21,268 MW la

cual está integrada por 5,082 MW de capacidad comprometida y 16,187

MW de capacidad no comprometida. Específicamente en el caso de LFC,

se completará la puesta en operación de 416 MW de tecnología turbogás

que al cierre de 2006 faltaba de incorporarse dentro de la puesta en

marcha del proyecto de generación distribuida. En suma, por parte del

servicio público, se instalarán 22,153 MW y se retirarán durante la

próxima década 5,867 MW de diversas unidades generadoras

actualmente en operación.

La capacidad instalada del servicio público pasará de 48,769 MW

en 2006 a 65,055 MW en 2016, lo cual refleja un incremento neto de

16,286 MW. Estas adiciones de capacidad serán realizadas con la

puesta en marcha de nuevas centrales de ciclo combinado que

actualmente se encuentran en construcción, así como de nuevos

proyectos que consideran la utilización más intensiva de carbón y

energías renovables.

Con referencia al cierre de 2006 se estima un ahorro equivalente a

22,200 GWh en consumo y poco más de 3,300 MW en capacidad

diferida, mientras que en 2016, se espera alcanzar un ahorro de 33,300

GWh y 5,864 MW. Asimismo, en el capítulo se presenta la metodología

de estimación de ahorros en consumo y demanda evitada de energía

eléctrica derivados de la aplicación del horario de verano en México.

1.2.1.- MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELECTRICA:

El marco regulatorio del sector eléctrico mexicano tiene como

fundamento los Artículos 25, 26, 27 párrafo sexto, 28, 73, 90, 108, 110,


18

123 en particular en su fracción XXXI y 134 de la Constitución Política

de los Estados Unidos Mexicanos.

Por su parte, los principales ordenamientos legales que regulan la

prestación del servicio público de energía eléctrica son:

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que es el

ordenamiento principal de esta materia, la cual regula propiamente la

prestación del servicio publico de energía eléctrica, así como la

organización y funcionamiento de la CFE, constituyéndose en su ley

orgánica

Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, por cuanto se

refiere a la asignación de facultades de las secretarías de Estado

particularmente a la Secretaría de Energía y el reconocimiento y

ubicación estructural de las entidades paraestatales.

Ley de la Comisión Reguladora de Energía, que regula las

actividades y organización de dicha comisión así como sus facultades.

Además de los ordenamientos legales anteriormente señalados, en

materia nuclear el Artículo 27 Constitucional establece la exclusividad

de la nación en el aprovechamiento de los combustibles nucleares para

la generación de energía nuclear y la regulación de sus aplicaciones con

otros propósitos y determina que la energía nuclear solo podrá utilizarse

con fines pacíficos. Al respecto, el marco jurídico en materia nuclear

está definido por:

Ley Reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en materia nuclear.

Ley de responsabilidad civil por daños nucleares


19

1.2.1.1.- Modalidades de generación de energía eléctrica del sector

privado

De acuerdo a lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, las

modalidades bajo las cuales los particulares pueden invertir en la

generación e importación de energía eléctrica, están sujetas al previo

otorgamiento de un permiso por la CFE y consisten en lo siguiente:

Autoabastecimiento: Es la generación de energía eléctrica para fines

de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacer

las necesidades de personas físicas o morales y no resulte inconveniente

para el país.

Cogeneración:

Es la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u

otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas.

Es la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de

energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, Es la

producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando

combustibles producidos en los procesos de que se trate.

Para esta modalidad es necesario que la electricidad generada se

destine a la satisfacción de las necesidades de establecimientos

asociados a la cogeneración, entendidos por tales, los de las personas

físicas o morales que:

Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los combustibles

que dan lugar a los procesos base de la cogeneración, o Sean


20

copropietarios de las instalaciones o miembros de la sociedad

constituida para realizar el proyecto.

Producción independiente: Es la generación de energía eléctrica

proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada

exclusivamente a su venta a la CFE o a la exportación.

Pequeña producción: Es la generación de energía eléctrica

destinada a:

La venta a la CFE de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo

caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor de 30

MW en un área determinada.

El autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas

aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los

proyectos no podrán exceder de 1 MW.

La exportación, dentro del límite máximo de 30 MW.

Exportación: Es la generación de energía eléctrica para destinarse a

la exportación, a través de proyectos de cogeneración, producción

independiente y pequeña producción, que cumplan las disposiciones

legales y reglamentarias aplicables según los casos. Los permisionarios

en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorio nacional la

energía eléctrica generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para

realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate.

Importación: Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de

plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos

jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía

eléctrica y el consumidor de a misma.


21

La participación de las modalidades de generación eléctrica se ha

incrementado en los últimos años, especialmente el esquema de

producción independiente de energía, el cual en 2006 representó el

25.4% de la generación total de energía eléctrica del servicio público.

1.2.2.- INSTRUMENTOS REGULATORIOS:

Como un mecanismo facilitador para la participación de

particulares en la generación de electricidad, el marco regulatorio

cuenta con instrumentos de regulación que permiten que los

permisionarios puedan solicitar a los suministradores la interconexión

al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La factibilidad de poder

interconectarse con la red del servicio público, así como la certeza de

contar con energía eléctrica de respaldo y la posibilidad de entregar

excedentes a la CFE o LFC, le provee a los permisionarios una mayor

flexibilidad en sus operaciones de generación e importación de energía

eléctrica. Los instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de

energía firme como fuentes de energía renovable, además de contratos

de interconexión para permisionarios de importación y compraventa de

energía eléctrica.

Las funciones de regulación en lo referente a la energía eléctrica se

asignaron a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) con el objetivo

principal de regular de manera transparente, imparcial y eficiente la

industria; a fin de promover la inversión productiva y garantizar un

suministro confiable a precios competitivos en beneficio de los usuarios.

La ley vigente de este órgano desconcentrado establece las

siguientes atribuciones:


22

• Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de

generación e importación de energía eléctrica y los suministradores del

servicio público (Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza

del Centro (LFC)).

• Participar en la determinación de las tarifas para el suministro y venta

de energía eléctrica.

• Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones que, conforme a las

disposiciones legales aplicables, se requieren para la realización de las

actividades reguladas.

• Aprobar modelos de convenios y contratos de adhesión para la

realización de las actividades reguladas.

Los permisionarios, en las modalidades mencionadas, a través de los

contratos y convenios pueden solicitar a los suministradores la

interconexión de la central de generación al Sistema Eléctrico Nacional

para respaldar su generación de energía eléctrica, para transmitirla a

los centros de carga o para entregar sus excedentes de energía.

1.2.3.- NORMATIVIDAD ECOLOGICA EN LA INDUSTRIA ELECTRICA:

Las normas oficiales mexicanas en materia eléctrica son:

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización), tiene

como objetivo establecer las especificaciones y lineamientos de carácter

técnico que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la utilización

de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan condiciones adecuadas de

seguridad para las personas y sus propiedades, en lo referente a la

protección contra:


23

• Los choques eléctricos,

• Los efectos térmicos,

• Sobrecorrientes,

• Las corrientes de falla y

• Sobretensiones.

El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta norma

garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura.

NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad y eficiencia

energética para transformadores de distribución, que precisamente

establece los requisitos de seguridad y eficiencia que deben de cumplir

los transformadores de distribución.

Las Normas Oficiales Mexicanas en materia ecológica que aplican al

sector eléctrico están referidas al control de niveles máximos permisibles

de emisión a la atmósfera (humos, partículas suspendidas, bióxido de

azufre y óxidos de nitrógeno). Además, establecen la regulación por

zonas y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que

utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.

Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales

incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México, Guadalajara

y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los corredores industriales:

Zonas Metropolitanas:

1. México D.F.

2. Monterrey, Nuevo León.

3. Guadalajara, Jalisco.


24

Ciudades fronterizas:

4. Tijuana, Baja California.

5. Cd. Juárez, Chihuahua.

Corredores industriales:

6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz.

7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato.

8. Tula-Vito-Apasco, en los estados de Hidalgo y México.

9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas.

Las principales NOM´s que determinan la normatividad ecológica en la

industria eléctrica son:

NOM-085-ecol-1994. Regula, por zonas y por capacidad, los niveles

máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas

suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno,

provenientes del equipo de combustión de fuentes fijas que utilizan

combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Modificada en 1997 y desde el

2000 en revisión por las autoridades del medio ambiente y energéticas

del país, con objeto de incluir a las nuevas centrales eléctricas.

NOM-cca-001-ecol/96. Establece los límites máximos permisibles

de contaminantes en las descargas de aguas residuales a cuerpos

receptores provenientes de las centrales termoeléctricas convencionales.

NOM-113-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección

ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y

mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de

distribución.


25

NOM-114-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección

ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y

mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica.

Asimismo, se tienen 16 normas de eficiencia energética vigentes que

regulan los consumos de energía eléctrica de equipos y sistemas que

ofrecen un potencial de ahorro y, cuatro proyectos de normas en

proceso de elaboración

1.2.4.- CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD:

El consumo nacional de electricidad se integra por dos

componentes:

i) Las ventas internas de energía eléctrica, las cuales consideran la

energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector

público, incluyendo a los productores independientes de energía.

ii) El autoabastecimiento, que incluye a los permisionarios de

autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos e

importación de electricidad.

El consumo nacional de energía eléctrica en 2006 ascendió a

197,435 GWh, lo que representó un crecimiento de 3.2% respecto a

2005, variación menor a la observada durante 2004-2005, la cual fue de

4.0%. No obstante que el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB)

en 2006 fue de 4.7%, las ventas internas de energía eléctrica reflejaron

un menor dinamismo respecto al PIB al incrementarse en 3.3% respecto

al año previo, ubicándose así en 175,371 GWh. Este comportamiento

también se observó en el autoabastecimiento, al crecer en 2.2% en

comparación al crecimiento de 5.5% registrado durante 2005.


26

En términos generales, el comportamiento de las ventas totales de

energía eléctrica se encuentra altamente correlacionado, en forma

positiva, con el ritmo de actividad económica, lo cual implica que ante

incrementos en el PIB, el consumo de energía eléctrica aumenta también

aunque en mayor magnitud

En general, el consumo nacional de energía eléctrica crece más

rápido que el PIB, sin embargo en 2006 se presentó una situación poco

común, en la cual el crecimiento del consumo de electricidad fue de

menor magnitud en comparación con el crecimiento del PIB, lo cual

derivó de un menor consumo de electricidad en la gran industria

principalmente, así como de menor crecimiento en el sector comercial y

una reducción en el consumo del sector agrícola respecto a 2005.

Por otra parte, el comportamiento del PIB en 2006 se explica por

un mayor dinamismo en la industria manufacturera, la cual creció en

4.9% y dentro de ésta, la división de productos metálicos, maquinaria y

equipo, mostró un crecimiento de 10.5%, mientras que la industria de la

construcción registró un incremento de 5.8%.

1.2.5.- PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL:

Desde el punto de vista del destino final de la energía eléctrica

generada, el SEN está conformado por dos sectores, el público y el

privado. El sector público se integra por CFE, LFC y las centrales

construidas por los Productores Independientes de Energía (PIE), éstos

últimos entregan la totalidad de su energía a CFE para el servicio

público de energía eléctrica.

Por otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de

cogeneración, autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas


27

modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia en

diversos sectores, tal es el caso del industrial, comercial y

particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado un

importante incremento en la capacidad instalada durante los últimos

años, específicamente durante 2005 y 2006.

En términos generales, la infraestructura del SEN se conforma de

las fases: generación, transformación y transmisión en alta tensión,

distribución en media y baja tensión, así como ventas a usuarios

finales, que incluye procesos de medición y facturación.

Capacidad instalada en el SEN De la capacidad instalada nacional,

48,769 MW11 corresponden al servicio público y 7,569 MW a los

permisionarios. La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre

de 2006 incluyendo exportación fue de 56,337 MW, lo que representó

un incremento de 4.6% respecto a 2005. Del total instalado, destaca el

incremento de capacidad efectiva contratada por CFE a productores

independientes al pasar de 8,251 MW a 10,387 MW, con la entrada en

operación de las centrales Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V,

ubicadas en los estados de Yucatán, Veracruz y Tamaulipas,

respectivamente. Por otro lado el autoabastecimiento mostró un

crecimiento menor respecto a 2005, pese a que aún se observa un

dinamismo importante en el número de permisos otorgados al sector

servicios para generación de electricidad en horario punta.

En términos de participación porcentual, al cierre de 2006 CFE

representó el 66.5% y LFC el 1.6% del total instalado (véase gráfica

siguiente). Enseguida en orden de magnitud se encuentran los

productores independientes, que registraron una participación del

18.4%12. El sector privado bajo las figuras de autoabastecimiento y

cogeneración contribuye con el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras


28

que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidad

representa el 2.4%.

1.2.6.- ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS

La trayectoria del consumo y la demanda de energía eléctrica para

los próximos diez años está estimada con base en supuestos

macroeconómicos y considerando la evolución reciente del sector

eléctrico. Además de las estimaciones basadas en modelos

econométricos, se utilizan estudios regionales por parte de CFE que

consideran cuatro aspectos principales:

1. Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala

regional.

2. Cargas específicas de importancia regional y nacional.

3. Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e

investigaciones particulares del mercado regional.

4. Estimaciones de capacidad y generación de electricidad de los

proyectos de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad

de realización.

El análisis de éstos y otros aspectos del mercado eléctrico, es de

gran importancia para establecer las estimaciones de la trayectoria

futura de la demanda y el consumo de electricidad para el periodo 2007-

2016. De esta forma, se puede contar con elementos que permitan

realizar una planeación integral de la expansión de la capacidad de

generación, transmisión, transformación y distribución de energía

eléctrica para el periodo de análisis. En los siguientes apartados se

mencionan los supuestos utilizados para la estimación del consumo y

demanda de energía eléctrica.


29

a) Escenarios macroeconómicos

Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios

macroeconómicos que consideran niveles de desempeño de la actividad

económica durante el periodo de proyección. La variable que engloba los

componentes de la demanda agregada es el Producto Interno Bruto

(PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de análisis: bajo,

alto y de planeación. Este último es el utilizado para estimar los niveles

y trayectorias por sector y región del consumo nacional de electricidad

para el periodo.

Cabe mencionar que el crecimiento económico estimado para el

ejercicio de planeación se ha sometido a ciertos ajustes de acuerdo con

la reciente evolución de la economía, por lo que resultan ligeramente

más bajos con respecto a la prospectiva anterior

b) Precios de la energía eléctrica

Los precios de la electricidad están en función de los escenarios

macroeconómicos anteriormente mencionados, así como de las políticas

tarifarias que el gobierno federal ponga en marcha durante los años

siguientes. Asimismo, dichos precios son inherentes a sus componentes

como son el precio de los combustibles y la inflación. Estos

componentes de igual manera, están ligados a los escenarios previstos

del ritmo de la actividad económica.

c) Precio de los combustibles

La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que

constituyen la parte más significativa del costo de generación) es

diferente para cada escenario, tanto en dólares como en pesos, debido a

las diferentes estimaciones de índices de inflación y tipo de cambio.


30

En el caso del gas natural, en esta Prospectiva se considera que el

precio del combustible disminuye en –0.7% y –3.0% para los escenarios

planeación y bajo, respectivamente, mientras que en el escenario alto el

precio aumenta en 1.6% durante el periodo.

d) Población y vivienda

Considerando el crecimiento de la población para los próximos diez

años estimado por el Consejo Nacional de Población (CONAPO), se

proyecta una tasa media anual de crecimiento de 0.9% y para el caso de

las viviendas de 2.8% anual en promedio.

e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración

Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas de

acuerdo a los trabajos que realiza año con año el Grupo de Trabajo de

Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. En este

Grupo se analizaron los proyectos de autogeneración con mayor

probabilidad a realizarse, tanto de empresas públicas como del sector

privado, destacando por su capacidad a instalar e importancia

estratégica los proyectos de Nuevo Pemex, GDC Generadora y los

proyectos eólicos de temporada abierta en el Istmo de Tehuantepec.

f) Otros supuestos

A los elementos anteriores se añade la implantación de nuevas

tecnologías para el uso más eficiente de la electricidad, tal y como

acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial con la

introducción y difusión de diversos equipos y dispositivos para el ahorro

de energía. También se han tomado en cuenta los ahorros obtenidos por

la aplicación de normas de eficiencia energética, así como de programas

de ahorro de energía como el horario de verano.


31

1.2.7.- PRONÓSTICO DEL CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA

ELÉCTRICA 2007-2016

En forma consistente con el ritmo de actividad económica

considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó

anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima que el

consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016 muestre

una tasa de crecimiento anual de 4.8%. El incremento esperado en el

consumo es de alrededor de 121 TWh al pasar de 197.4 TWh en 2006 a

318.4 TWh en 2016.

Este crecimiento estará impulsado principalmente por las ventas

del servicio público, que se estima crecerán con un ritmo de 5.1% en

promedio anual. Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas

por tipo de usuarios, entre las cuales el sector industrial es de gran

relevancia debido a su participación mayoritaria en las ventas totales,

mismas que en 2006 ascendieron a 58.8% y se estima que alcancen una

participación de 59.8% en 2016.

En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde 2004 en que

entraron en operación dos grandes sociedades de autoabastecimiento en

la región Centro-Occidente del país, no se había estimado la realización

de nuevos proyectos privados de gran capacidad, sin embargo, para esta

Prospectiva 2007-2016 se ha considerado la entrada en operación del

proyecto GDC Generadora con 480 MW y los proyectos eólicos de

temporada abierta.

Si bien el crecimiento esperado en las ventas de energía eléctrica ha

sido ajustado a la baja en años recientes, se estima que las ventas

internas sigan una tendencia al alza como resultado de factores muy


32

importantes como son el ritmo de crecimiento económico y el

crecimiento poblacional.

Específicamente, los sectores residencial, comercial y de servicios

que integran el denominado desarrollo normal, crecerán anualmente

5.2% en conjunto.

Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola tendrán un

crecimiento medio anual de 1.8%, el cual representa el menor

dinamismo sectorial.

Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector

industrial concentra la mayor participación en las ventas internas. Se

estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente a un ritmo

de 5.3% en promedio anual.

Esta variación responde principalmente a la dinámica esperada de

la gran industria, la cual se proyecta que crecerá en 6.7% para 2006-

2016, mientras que la empresa mediana aumentará en 4.5%.

1.2.8.- EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

La planeación de la expansión del sistema eléctrico responde a las

estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica para los

próximos diez años. El programa considera dos tipos de requerimientos:

1. Capacidad en construcción ó licitación

2. Capacidad adicional: capacidad futura que se licitará en función de

su fecha programada de operación


33

La planeación de la capacidad adicional necesaria para satisfacer la

demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años se realiza

con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes

configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de

generación y transmisión que logran el menor costo total de largo plazo.

Asimismo, el programa de expansión de capacidad considera la

anticipación necesaria para su planeación acorde con el tiempo de

maduración de cada proyecto.

Desde la construcción de una nueva central generadora hasta su

entrada en operación comercial, transcurren de cuatro a seis años.

Asimismo, en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de

tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva

infraestructura.

Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta otros

elementos como son: la configuración del sistema de generación (retiros

de unidades, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la

red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas:

Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur.

Es importante señalar que en estudios recientes, se concluyó la

conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja

California al SEN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión

aportará, entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de

punta del sistema Baja California a partir de recursos de generación del

SEN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar

al SEN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y

ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la

demanda entre los dos sistemas.


34

Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en

infraestructura de generación y de producción totales. Además, el enlace

de Baja California al SEN abrirá nuevas oportunidades para efectuar

transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas

del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas

eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para

2011.

Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema de

Baja California Sur al SEN. Un beneficio importante será el de posponer

o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que

requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además

del beneficio ambiental derivado de esta alternativa.

1.2.9.- PROGRAMA DE EXPANSIÓN

El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del

servicio público (CFE y LFC) y la proyección de adiciones de capacidad

de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración. Estas

adiciones de capacidad de permisionarios dentro del marco regulatorio

vigente, permiten por una parte, el aprovechamiento del potencial de

generación de electricidad en varios sectores así como en diferentes

ramas industriales7 que por las características de sus procesos, ofrecen

posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra

parte, le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes de

suministro de energía eléctrica.

Durante el periodo 2007-2016, el programa de expansión de CFE

requerirá adiciones de capacidad por 21,737 MW de los cuales, se

tienen 5,082 MW de capacidad terminada, en construcción o licitación


35

y 16,656 MW de capacidad adicional en proyectos que aún no se han

licitado.

Adicionalmente, el programa de LFC completará la puesta en

operación del proyecto de generación distribuida en la región Centro del

país, el cual adiciona 416 MW de capacidad. En suma, por parte del

servicio público se adicionarán 22,153 MW durante el periodo.

Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de

autoabastecimiento remoto y cogeneración de 2,581 MW, considerando

los proyectos del sector privado al igual que del servicio público,

específicamente Pemex con el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex

con 304 MW de autoabastecimiento remoto, así como los proyectos

eólicos de temporada abierta.

Hacia 2016 se prevé realizar retiros de capacidad obsoleta e

ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 5,867 MW

1.2.10.- EVOLUCION ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE

TRANSMISION DE LA RED.

Evolución de la red nacional de transmisión Las adiciones de

capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda

esperada a costo mínimo se determinan con base en los siguientes

criterios:

Seguridad.- capacidad para mantener operando en sincronismo las

unidades generadoras, inmediatamente después de una contingencia

crítica de generación o transmisión.

Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los

rangos aceptables.


36

Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la energía que no es

posible suministrar debido a posibles fallas de los elementos del

sistema.

Economía.- reducción de los costos de operación del sistema eléctrico.

Los proyectos a incorporar a la red de transmisión se evalúan

mediante modelos probabilísticos y determinísticos que permiten

calcular los costos de producción y los parámetros del comportamiento

eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como índices de

confiabilidad.

De acuerdo con el programa de transmisión de mediano plazo se

tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico 13,168 km de líneas en

niveles de tensión de 69 kV a 400 kV y 29,302 MVA en subestaciones

reductoras para el periodo 2007-2011.

Los principales enlaces internos y externos a las áreas de control

integrantes del SEN, que incrementan la capacidad de transmisión entre

las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros

de consumo, para el periodo 2007-2011.

Esto ilustra la capacidad de transmisión a través de los enlaces

entre las regiones del SEN durante 2007- 2011, en condiciones de

operación normal del sistema.

Asimismo, la evolución de la capacidad de transmisión entre

enlaces en condiciones de demanda máxima del sistema.

La utilización máxima de los enlaces se debe principalmente a

operaciones de mantenimiento en las unidades generadoras, la salida

forzada de elementos de generación y/o transmisión, así como a

condiciones de demanda máxima del sistema.


37

Los principales proyectos de transmisión, transformación y

compensación, respectivamente, considerados para el periodo 2007-

2011.

Es importante destacar los proyectos de interconexión México-

Guatemala a través de la línea de transmisión Tapachula Potencia-

Suchiate, así como entre México y EUA por medio de los enlaces Ciudad

Industrial-Laredo y Cumbres-Sharyland. Estos proyectos facilitarán el

apoyo durante emergencias e incrementarán la confiabilidad de la

operación. Asimismo, permitirán la participación de México en diversos

mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía.

CAPÍTULO 2 CONCEPTOS BÁSICOS

38

CAPÍTULO 2

“CONCEPTOS BASICOS”

2.1 SISTEMA ELECTRICO NACIONAL

Las fuerzas de mercado, la escasez de recursos naturales, y la

creciente demanda de electricidad son algunas de las causas por las

cuales se requiere un cambio en los sistemas de transmisión y

distribución.

Frente a los antecedentes de una rápida evolución, la expansión de

programas de muchas utilidades han sido frustrados por una variedad

de bien fundados temas como son: ambientales, uso de suelo, y una

presión regulatoria, lo cual evita licencias para la construcción de

nuevas líneas de transmisión y plantas de generación de electricidad.

Con un análisis profundo de las opciones disponibles para

maximizar las cualidades de los medios de transmisión existentes, para

obtener altos niveles de confiabilidad y estabilidad, se ha apuntado en la

dirección de la electrónica de potencia.

Independientemente de la estructura del sistema de potencia, los

flujos de potencia a través de la red son distribuidos como una función

de la impedancia de la línea de transmisión, una línea de transmisión

con baja impedancia permite bloques mayores de flujo de potencia a

través de ella, que los de una línea con alta impedancia.

Esto no es siempre el resultado mas deseado porque a menudo esto

da un aumento de los problemas operacionales, y el trabajo de un


39

operador de sistema es intervenir para tratar de lograr una

redistribución del flujo de potencia pero con limitaciones de éxito.

2.2 TENSIONES NORMALIZADAS

La norma mexicana NMX-J-98 establece los valores de tensiones

eléctricas de servicio, nominales de sistema y nominales de utilización,

en sistemas eléctricos de potencia así como las tolerancias de operación

para dichos valores, con objeto de:

a) Establecer tensiones eléctricas nominales normalizadas y sus

tolerancias para la operación de sistemas eléctricos.

b) Establecer una clasificación de tensiones eléctricas normalizadas

para equipos y sus tolerancias.

c) Establecer una nomenclatura uniforme, en cuanto a la

terminología utilizada para las tensiones eléctricas.

d) Lograr un mejor conocimiento de las tensiones eléctricas

asociadas con sistemas eléctricos, a fin de lograr una operación y diseño

económicos.

e) Coordinar las tensiones eléctricas del sistema con las de servicio

y utilización, así como sus tolerancias.

f) Establecer las bases para el desarrollo y diseño de equipo, a fin

de lograr una mejor armonización conforme a las necesidades de los

usuarios.


40

g) Proveer una guía, para la selección de tensiones eléctricas de

nuevos sistemas eléctricos y para cambios en los existentes.

2.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS TENSIONES NORMAILIZADAS

Por nivel de tensión eléctrica del sistema, las tensiones eléctricas

normalizadas se clasifican en:

- Baja tensión, desde 100 V hasta 1 000 V;

- Media tensión, mayor de 1 000 V hasta 34,5 kV;

- Alta tensión, mayor de 34,5 kV hasta 230 kV; y

- Extra alta tensión, mayor de 230 kV hasta 400 kV.

Por su uso las tensiones eléctricas se clasifican en:

- Tensiones eléctricas preferentes;

- Tensiones eléctricas restringidas; y

- Tensiones eléctricas congeladas

Tensiones eléctricas. Las tensiones eléctricas consideradas deben

ser aquellas a las que funcionan los circuitos. La tensión eléctrica

nominal de un equipo eléctrico no debe ser inferior a la nominal del

circuito al que está conectado.

Tensión eléctrica nominal. Es el valor asignado a un sistema,

parte de un sistema, un equipo o a cualquier otro elemento y al cual se

refieren ciertas características de operación o comportamiento de éstos.

Tensión eléctrica nominal del sistema. Es el valor asignado a un

sistema eléctrico. Como ejemplos de tensiones normalizadas, se tienen:


41

120/240 V; 220Y/127 V; 480Y/277 V; 480 V como valores

preferentes

2400 V como de uso restringido

440 V como valor congelado

La tensión eléctrica nominal de un sistema es el valor cercano al

nivel de tensión al cual opera normalmente el sistema. Debido a

contingencias de operación, el sistema opera generalmente a niveles de

tensión del orden de 10% por debajo de la tensión eléctrica nominal del

sistema para la cual los componentes del sistema están diseñados.

2.2.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN ELÉCTRICA NORMALIZADA

Cuando un sistema nuevo es construido o cuando un nivel nuevo

de tensión eléctrica se integra a un existente debe seleccionarse uno o

más de los sistemas preferentes de tensión eléctrica nominal de la tabla

2.1 La selección lógica y económica depende de varios factores, tales

como el tipo y el tamaño del sistema.

Para cualquier tensión eléctrica nominal de sistema, las tensiones

eléctricas reales existentes en varios puntos y tiempos de cualquier

sistema eléctrico, se recomienda que estén comprendidas dentro de las

tolerancias dadas en la tabla 2.1.

El diseño y operación de sistemas eléctricos y el diseño de equipos

alimentados por tales sistemas deben coordinarse con respecto a estas

tensiones eléctricas de tal forma que los equipos funcionen

satisfactoriamente en la banda de tensiones de utilización que se

encuentran en el sistema.


42

Tabla 2.1 Tensiones Normalizadas

2.3 CLASIFICACION DE SUBESTACIONES

2.3.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA

Debido a que la tensión de generación en una central eléctrica es

relativamente baja y su ubicación bastante lejana de los centros de


43

consumo, el transporte de energía eléctrica a estos niveles resulta

demasiado costoso. Para que el costo del transporte sea razonable es

necesario elevar la tensión a un nivel alto que depende de varios factores

como: la potencia a transmitir, la longitud de la línea, las perdidas, etc.;

en nuestro medio estos niveles pueden ser 115 kV o 230 kV. Dicha

operación se efectuara en una instalación que se denomina en general

estación Transformadora Primaria o Subestación Primaria; una vez

hecha la conducción por las líneas de transmisión de esta potencia

requiriéndose de Subestaciones Distribuidoras, que reduce el voltaje a

13.5 kV.

Figura 2.1 Sistemas de Generación y Consumo de Energía Eléctrica

Algunas veces se enlazan sistemas por medio de Subestaciones de

Interconexión. Finalmente se reduce el voltaje a un valor adecuado para

los centros de consumo en unas casetas de transformación, cuyo


44

elemento principal es el Transformador de Distribución. En ocasiones se

tienen un nivel intermedio denominado Subtrasmisión.

En la figura 2.1 se presenta un sistema eléctrico con centros de

producción y de consumo de la energía, así como los puntos donde la

energía sufre cambios en los niveles de voltaje de acuerdo al tipo de

subestación requerido.

2.3.2 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

Características tales como flexibilidad, confiabilidad, seguridad, y

modularidad, determinan la forma de una subestación, y se define de la

forma siguiente:

• Flexibilidad:

La flexibilidad es la propiedad de la instalación para acomodarse a

las diferentes condiciones que se puedan presentar, bien sea por

mantenimiento, por cambios en el sistema o por fallas.

• Confiabilidad:

La confiabilidad se define como la propiedad de que una

subestación pueda mantener el suministro de energía, bajo la condición

que al menos un componente de la subestación pueda reparase durante

la operación.


45

• Seguridad:

La seguridad es la propiedad de una instalación de opera

adecuadamente bajo condiciones normales y anormales de manera que

se evite el daño en los equipos o riesgos para las personas.

• Modularidad:

Es la facilidad que tiene una subestación para cambiar de

configuración cuando sus necesidades o el sistema lo requiera.

Estas características pueden conjugarse en el momento de decidir

la configuración de una subestación, dependiendo de la ubicación de

esta dentro del sistema de potencia, de acuerdo con su función o pro

capacidad. Si la subestación es de una capacidad e importancia tales

que su salida del sistema de potencia produzca suspensiones y

problemas de racionamiento en todo este, entonces la subestación

requiere de un alto grado de seguridad. Si la subestación tiene un gran

número de circuitos y ellos pertenecen a diferentes sistemas, dicha

subestación requiere de un alto grado de flexibilidad. Si la subestación

tiene como objetivo primordial el suministro de energía la necesidad

principal de esta subestación es la confiabilidad.

2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES SUBESTACIÓN CONVENCIONAL: Es del tipo exterior pero la instalación

de su equipo es abierta, sin que nada los proteja.


46

Figura 2.2 Subestación Convencional

ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES

CONVENCIONALES

Las Subestaciones del tipo convencional en ellas se encuentran además

de las estructuras y soportes que facilitan la llegada y salida de las

líneas, un conjunto denominado "elementos principales de la

subestación". Estos elementos se clasifican en 3 categorías así:

• Equipo de campo

• Equipo de tablero

• Servicios auxiliares

A) Equipo de Campo: Son elementos constitutivos del sistema de

potencia que se encuentran instalados en el patio de conexiones,

generalmente a la intemperie, estando expuestos a las condiciones

ambientales. Son estos:


47

• Transformador de Corriente (TC)

• Transformador de Potencial (TP)

• Transformador de Potencia

• Interruptor (I)

• Seccionador (S)

• Pararrayos (P)

• Trampa de onda (T.O)

• Herrajes y Estructuras.

El espacio ocupado por el conjunto de equipos pertenecientes a una

misma salida de la subestación se denomina "Campo" o "Bahía", por

ejemplo Campo de Línea, Bahía de Transformador, etc.

B) Equipos de tablero: Son todos los elementos de control, medición y

protección, indicadores luminosos y alarmas, instalados en la casa de

control y soportados por los tableros de la subestación. Su función es

facilitar la supervisión y manejo de la subestación, por parte del

operador.

C) Servicios auxiliares: Son todo el conjunto de instalaciones formadas

por las fuentes de alimentación de corriente continua y de corriente

alterna, de baja tensión que se utilizan para energizar los sistemas de

control, protección, señalización, alarmas y alumbrado de una

subestación, así como el sistema contra incendio. Las partes del sistema

auxiliar son las siguientes:

Servicio de DC: Interruptores, tableros, baterías, alumbrado de

emergencia, cargadores.

Servicio AC: Calefacción, alumbrado, aire acondicionado, ventilación,

sistemas contra incendio, etc.


48

Otros

• Caseta de control

• Malla de tierra

• Sistema de apantallamiento.

SUBESTACIÓN ENCAPSULADA: Es una subestación cuyas partes vivas

y equipos que soportan tensión están contenidos dentro de envolventes

metálicos. Por ejemplo las Subestaciones encapsuladas en SF6.

Figura 2.3 Subestaciones Encapsuladas

Las Subestaciones en SF6 tienen sus partes bajo tensión aisladas

en gas hexafloruro de azufre (SF6).

Cada equipo de alta tensión, incluyendo las barras principales o

colectoras, está encapsulado independientemente en un compartimiento

metálico provisto de un ambiente de gas SF6 a presión mayor que la

atmosférica. Se forman así módulos individuales por equipo, que luego

se interconectan mecánica y eléctricamente entre sí para formar

distintas configuraciones.


49

Los módulos individuales corresponden a:

-Módulo de juego de barras principales o colectoras.

-Módulo de interruptor.

-Módulo de seccionador de barras.

-Módulo de seccionador de línea.

-Módulo de seccionador de puesta a tierra.

-Módulo de seccionador de aislamiento.

-Módulo de transformador de corriente.

-Módulo de transformador de tensión.

-Módulo de transformador de tensión de barras.

-Módulo de descargador de sobretensiones.

-Módulo de prolongación (recto, ángulo).

-Módulo de empalme con cable subterráneo.

-Módulo de empalme con línea aérea.

-Módulo de empalme con máquinas (transformador/autotransformador

de potencia, reactor, etc.).

Los distintos módulos de equipos y juegos de barras principales o

colectoras se conectan entre sí utilizando bridas selladas y atornilladas.

Entre módulos se utilizan aisladores cónicos de resina que a la vez que

soportan las barras conductoras, ofrecen una barrera estanca al gas SF

6. Se evita así la contaminación del gas en toda la Subestación en los

casos de apertura de interruptores sobre fallas, al tiempo que también

evitan la propagación de una falla al resto de la Subestación.

Módulos de juego de barras (barras principales o colectoras)

Están formadas por una barra conductora de aluminio o cobre, de

sección circular y soportada por aisladores situados a lo largo de la

envolvente metálica. El volumen entre la barra conductora y su


50

envolvente permanece con gas SF6 a presión mayor que la atmosférica

(distintos valores según cada fabricante).

Módulos de interruptores

Los interruptores utilizados en las subestaciones en SF6 modernas

utilizan el mismo principio que los interruptores utilizados en auto

compresión.

Módulos de transformadores de medición

Los transformadores de corriente son de tipo inductivo y se pueden

instalar en cualquier punto de la subestación en SF6, ya que su

primario está constituido por la barra conductora de alta tensión.

Los transformadores de tensión pueden ser de tipo inductivo o

capacitivo, siempre inmersos en una atmósfera de gas SF6.

Los terminales secundarios de los transformadores de medición se

extraen de la envoltura metálica a través de una placa de paso

perfectamente estanca al gas, quedando eléctricamente accesibles en la

caja de bornes, lugar desde donde, además, se pueden cambiar las

relaciones de transformación en el caso de los transformadores de

corriente.

Módulos de descargadores de sobretensiones

Pueden instalarse en módulos aislados en gas SF6 que forman

parte integrante de la Subestación en SF6.

Los descargadores de sobretensiones -de óxido de zinc- tienen en su

envoltura metálica un registro que permite abrir la barra conductora

interna para realizar ensayos de la Subestación. Por la parte inferior,

además de la existencia de terminales para el monitoreo del gas, se

instalan los dispositivos de control propios.


51

Módulos de empalme

Los módulos de empalme o conexión unen los campos (celdas) de

las Subestaciones en SF6 con otros equipos externos: líneas aéreas,

transformadores de potencia o reactores, cables subterráneos, etc.

Permiten junto con los módulos de unión o prolongación rectos, en

ángulo, en “T”, etc.

Los módulos de empalme o conexión para transformadores

(autotransformadores, reactores) de potencia son del tipo gas / aceite.

Tableros de control y comando, protecciones y mediciones

Normalmente, los tableros de baja tensión de comando y control,

protecciones y mediciones, se disponen en el frente de cada campo

(celda) adosado al mismo o, pasillo por medio, enfrentados, pero siempre

en forma individual por campo (celda). También las protecciones y

mediciones, juntas o por separado, pueden disponerse en tableros

específicos ubicados en otras salas. Asimismo, el control y comando de

toda la Subestación SF6 se los puede centralizar en una sala de control

general.

Cualquiera sea el criterio que se utilice para la ubicación de estos

tableros de comando y control, protecciones y mediciones, deberá

preverse que en los sistemas de alta tensión es de uso corriente que

toda la Subestación pueda controlarse en forma remota.

De este modo, generalmente se establecen tres niveles de comando

y control:

-Local, desde cada campo (celda), bien sea el tablero respectivo adosado

a éste o enfrentado pasillo por medio.

-Remoto desde la sala de control general ubicada en el mismo edificio.

-Remoto desde un centro de despacho de cargas regional y/o nacional.


52

SUBESTACIÓN MÓVIL: Se caracteriza porque todo el conjunto de

equipos esta instalado sobre un remolque. Su objetivo básico es el de

ser utilizado bajo circunstancias de emergencia, en cualquier punto del

sistema.

Las subestaciones móviles son utilizadas por las diferentes

compañías eléctricas en el mundo para mejorar la flexibilidad y

confiabilidad de sus redes eléctricas en función de los requerimientos de

demanda y tomar carga de subestaciones fijas que requieren

mantenimiento y suministro de energía adicional en los horarios pico.

Estas subestaciones están equipadas sobre plataformas de trailer y

su instalación y puesta en servicio se puede realizar en cuestión de 4

semanas.

La instalación de las subestaciones obedece a que la demanda de

energía eléctrica de Luz y Fuerza del Centro creció mas allá de lo

pronosticado en los últimos años afectando a la capacidad instalada,

debido a la construcción repentina de muchos fraccionamientos

comerciales e industriales dentro de la zona metropolitana de la Ciudad

de México.

La construcción y puesta en servicio de las subestaciones

definitivas se realiza en tres años aproximadamente y en virtud de que

la carga ya requiere de la energía. Por lo tanto se tomo la decisión de

instalar 9 subestaciones móviles telecontroladas de potencia en

diferentes áreas de la zona metropolitana con el objeto de que

suministren la energía eléctrica solicitada por los fraccionadores en este

mismo año.


53

Figura 2.4 Subestación Móvil

El diagrama unifilar de las subestaciones móviles de 45 MVA,

230/23 kV, es el siguiente:


54

Figura 2.5 Diagrama Unifilar Subestaciones Móviles

ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES MOVILES.

Las subestaciones están constituidas básicamente por una

estructura envolvente que permiten alojar al transformador de potencia,

los equipos de maniobra y protección en MT y el tablero de distribución

en baja tensión. Se deberá impedir mediante barreras o tabiques el


55

acceso accidental a las partes con tensión en la explotación normal del

puesto.

Los equipos componentes de la subestación pueden dividirse en:

1) Equipos de media tensión:

• Tablero de media tensión con envolvente metálica.

2) Equipos de baja tensión:

• Módulos de Acometida

• Tablero de servicios auxiliares para la distribución interna a la

subestación.

3) Transformador de MT/BT.

SUBESTACIONES MODULARES: significa que la subestación se

subdivide en módulos en el nivel de embarrados. Los módulos, por

tanto, pueden ser embarrados (como las barras de líneas de entrada y

las barras de salida), equipo de control y protección, y obra civil.

Figura 2.6 Subestaciones Modulares


56

Debido a la gran demanda de energía eléctrica y falta de predios

disponibles cercanos a la carga, es necesario formular nuevas

soluciones.

El tiempo de construcción de una subestación modular es

significativamente menor al de una convencional, debido a tener equipo

prealambrado, menor cantidad de cimentaciones y de labor

electromecánica.

Durante la construcción de una subestación convencional se podrían

construir más de dos del tipo modular.

Los módulos se pueden normalizar tanto física como

eléctricamente, lo que reducirá sus tiempos de ejecución y de proyecto.

Las subestaciones modulares con arreglo en barra sencilla y

cuadro son 3.8 y 8.5% respectivamente más costosas que una

subestación convencional en interruptor y medio, sin embargo al

considerar costos de mantenimiento se reduce esta diferencia.

Para la construcción de una subestación convencional es necesario

adquirir un terreno de 100 por 200 metros. Estos terrenos cada vez son

más escasos y se tienen muchos problemas para su adquisición.

Ventajas

• Menor tiempo de proyecto.

• Reducción de tiempos de instalación.

• Reducción de costo en obra civil y electromecánica.

• Reducción de equipo.

• Simplificación de arreglos.

• Reducción de área utilizada para su instalación.


57

• Mantenimiento reducido.

• Reducción del impacto ambiental.

DESVENTAJAS.

Menor confiabilidad para B. S. en A. T. Y B. T.

Menor flexibilidad para B. S. en A. T. Y B. T.

No hay posibilidad de crecimiento en anillo.

CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6

58

CAPÍTULO 3 “SUBESTACIONES MOVILES DE 45MVA, 230/23

KV EN SF6”

3.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN:

Establecer las características y los requerimientos que deben reunir

las subestaciones móviles, cuyo equipo de potencia se muestra en el

diagrama unifilar contenido en ésta tesis, montadas sobre una

plataforma con dimensiones estándar para circular en la zona

metropolitana de la ciudad de México y Estados vecinos a través de un

tractocamión.

Esta subestación móvil será utilizada como:

• Unidad de emergencia para suministrar energía eléctrica en

zonas donde la capacidad instalada de las subestaciones fijas está

superada por la demanda de energía eléctrica de usuarios industriales

o residenciales.

• Para sustituir temporalmente bancos de potencia dañados o en

mantenimiento mayor en subestaciones fijas.

NORMAS DE REFERENCIA:

Para el diseño de la subestación móvil es necesario consultar y

aplicar las normas vigentes indicadas en el anexo.


59

3.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN:

La subestación móvil en SF6 deberá operar bajo las siguientes

condiciones de operación.

a) Interconectarse en anillo en las líneas de 230 kV, de la red

eléctrica de Luz y Fuerza del Centro, tal como se muestra en el diagrama

unifilar, diagrama esquemático de protección y vista de plantas y

elevaciones, anexas.

b) Estas subestaciones deberán trabajar satisfactoriamente de

–10°C a 40°C y a una altitud sobre el nivel del mar de hasta 2300 m.

c) La Subestación móvil debe supervisarse y controlarse

remotamente desde una maestra de control y locamente desde una

Maestra Local (ML), en ambos casos a través de una Unidad Terminal

Remota (UTR) distribuida, adicionalmente deberán contar con un equipo

OTN.

d) La subestación móvil debe estar diseñada para soportar los

esfuerzos eléctricos originados por corrientes de corto-circuitos externos

de 50- 63 kA por el lado de 230 kV y 25 kA por 23 kV.

3.3 RESTRICCIONES DE CONSTRUCCIÓN:

El remolque requerido es una plataforma, diseñada con perfiles en

doble “T” y propia para soportar y transportar el transformador, el

equipo de la subestación y los componentes propios del remolque.

Todo el equipo de la subestación móvil se debe colocar sobre la

plataforma, no se acepta que ésta esté perforada para suspender o


60

colgar el equipo y su construcción debe considerar las limitaciones de

las dimensiones máximas del remolque y el peso a transportar.

Las dimensiones que tienen los tractores de Luz y Fuerza, con una

distancia del piso a la quinta rueda de 1250 mm y 1500 mm, con una

distancia aproximada de la quinta rueda al extremo próximo a la

plataforma de 1870 mm en dirección horizontal. Además, las

dimensiones de las plataformas que contendrán a los equipos no deben

exceder las siguientes dimensiones: Móvil De acuerdo al diagrama unifilar

del anexo 1 2 3 4

Longitud total (m) 15.5 15.5 15.5 15.5

Altura de la plataforma en la base interior (m)

0.4 0.4 0.4 0.4

Altura incluyendo el equipo sobre la plataforma (sobre el piso) (m)

4.5 4.5 4.5 4.5

Altura a la quinta rueda (m) 1.25 1.25 1.5 1.5

Ancho total de la plataforma (m) 3-3.6 3-3.6 3-3.8 3

Tabla 3.1 Dimensiones de los Tractores

3.3.1. Masa sobre el remolque:

La construcción del remolque debe ser robusta para soportar su

propio peso y el peso del equipo de la subestación, incluido el

transformador, su equipo auxiliar y sus accesorios.

El peso para las plataformas 1, 2, y 4 no debe ser mayor de 40

Toneladas.

El peso para la plataforma 3, no debe exceder a 110 toneladas.

La altura a la quinta rueda de las plataformas 1 y 2 puede ser de

1.25 m o 1.5 m


61

La altura a la quinta rueda de las plataformas 3 y 4 debe ser de 1.5

m

Las dimensiones del remolque y la carga sobre la plataforma

definen el número de ejes y número de llantas que debe tener el

remolque, para lo cual se deben considerar las regulaciones de tránsito

dentro de las áreas urbanas y las carreteras enmarcadas dentro del

ámbito de influencia de Luz y Fuerza del Centro, así como las

limitaciones impuestas en la norma NOM-040-SCT-2-1995 por la

Secretaría de Comunicaciones y Transportes.

3.3.2. Sistema de enganche:

Deberá contar con sistema de plato y perno maestro de enganche

para quinta rueda, medida standard nacional de 2” (505 mm) de

diámetro o bien el adecuado al peso que vaya a soportar, que permita

giros hasta de 90 grados.

Para el remolque 4, debe utilizarse un patín o dolly para transferir

carga, este no debe exceder los 19 m incluyendo el remolque 4.

3.3.3. Suspensión:

Deberá tener suspensión independiente en cada eje y en cada

extremo de éste. Para pesos de 40 toneladas o mayores, invariablemente

la suspensión debe contar con un balancín en cada eje.


62

3.4. DIAGRAMA UNIFILAR:

Los equipos que se muestran en el diagrama unifilar, ANEXO se

describen a continuación:

Figura. 3.1 Diagrama Unifilar de Subestación Móvil en SF6


63

3.5. CARACTERISTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS:

3.5.1. Módulo de línea en SF6: El módulo de línea se interconecta a

través de boquillas SF6/aire de silicón, monitoreadas electrónicamente

en forma constante, para su conexión por un extremo a una línea de

transmisión, por el otro extremo hacia las barras o buses de la

subestación, deben incluirse las boquillas SF6/aire de silicón con

monitor electrónico de presión de gas.

3.5.2. Módulo de banco en SF6: El módulo de banco se interconecta a

través boquillas SF6/aire (con monitor electrónico de presión de gas) por

un extremo a las barras o buses de la subestación y por el otro extremo

hacia el banco de potencia con boquillas SF6-aire de silicón a boquillas

aceite-aire de silicón del transformador. Además debe incluir

transformadores de corriente tipo bushing con relación múltiple de

corriente 1000/1200/1600/2000:5//5//5//5 A, con tres devanados de

protección de 30 VA 10P20 y un devanado de medición con clase 0.2

30VA

3.5.3. Transformador de potencia de 45 MVA, 220/23 kV, tipo

columnas con devanado terciario en delta para estabilización en 10 kV.

Conexión en alta y baja tensión Estrella con neutro a tierra – Estrella

con neutro y reactor a tierra; enfriamiento OFAF; La capacidad del

devanado terciario de 15 MVA, con un cambiador de derivaciones tipo

resistivo, con botellas de vacío, automático bajo carga de 33 posiciones

(16 pasos arriba y 16 pasos abajo, con una variación de voltaje entre

ellos de 0.625% Vn), en el lado de alta tensión, y cambiador sin carga en

baja tensión de 5 posiciones con boquillas aceite-aire en 230 y 23kV, y

con una impedancia del 18% y una impedancia de secuencia cero de

15%.

Con reactor instalado de 0,4 ohms en el neutro de baja tensión.


64

3.5.4. Transformadores de Corriente de 15 kV, tipo intemperie con

relación de 600:5//5A, con dos devanados de protección 10P20 25 VA

cada uno.

3.5.5. Apartarrayos de óxidos metálicos, con tensión nominal de 192

kV para 230 kV y tensión nominal VN = 24 kV

3.5.6. Interruptor trifásico de potencia en vacío, tipo removible de

23 kV, 2000 A, 25 kA (3 seg.) de corriente de corto circuito. Además

deben incluir transformadores de corriente tipo bushing con relación

múltiple de transformación 300/600/1000/1200/2000:5//5//5 A, tipo

interior con dos devanados para protección 30VA 10P20, un devanado

para medición clase 0.2, 30VA. Transformadores de Corriente. Así

mismo el núcleo de estos transformadores de medición debe diseñarse

para que no se sature con 25 kA (1 s).

3.5.7. Cuchilla de puesta a tierra de 23 kV.

3.5.8. Transformador para servicio estación tipo ONAN de 112.5

kVA, de 23000/220-127 Volts, conexión delta-estrella aterrizada

(Dyn1 300 adelantados); y una impedancia de 4 %.

Nota: La subestación debe estar provista de una transferencia

automática de C.A. entre la alimentación del transformador servicio de

estación y una fuente externa.

3.5.9. Gabinetes de media tensión en el remolque de 23 kV (IEC-

60298), con barras principales de 2000 A, tensión de aguante al

impulso por rayo de 150 kV, corriente de corto circuito de 25 kA (3 s) y

tensión auxiliar de control de 125 VCD; constituidos por:


65

1 Celda de alimentación con interruptor de potencia removible en

vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).

6 Terminales tipo interior termocontráctil o premoldeada, para

recibir 6 cables tipo TC 1x507 mm2 de 23 kV para cada celda,

conectadas al interruptor de 23 kV.

1 Celda de servicios propios.

4 Celdas de alimentador con interruptor de potencia removible en vacío

de 2000 Amp. Corriente de corto circuito de 25 kA (3 s).

12 Terminales tipo interior termocontráctil o premoldeada (no se

aceptan enchufables), para recibir 3 cables tipo TC 1x240 mm2 de 23 kV

para cada celda, conectadas al interruptor de 23 kV.

3.5.10 Transformador de potencial de 23 kV, tipo interior, con

relación de transformación de 120:1 de 10P20 30VA.

3.5.11. Corta circuito fusible de 23 kV, con fusible de potencia de 1 y

6.75 A.

3.5.12. Banco de baterías de 165 A-H de capacidad, con un voltaje

de salida en flotación de 130 VCD, con régimen de descarga de

8 horas (con 1.14 Volts por celda).

3.5.13. Cargador rectificador de baterías estático de tiristores con

alimentación de 220 VCA, 3 fases, 3 hilos, 60 Hz y salida de 130 VCD y

50 ACD, 31.5 ACA.


66

Nota: La subestación debe estar preparada para operar con

alimentación propia y con alimentación externa a los circuitos de

auxiliares de control (Transferencia Automática).

3.5.14. Aisladores tipo soporte de barra tensiones de 230 kV y de

23 kV.

Nota: En el caso de 230 kV, ubicarlos uno antes y otro después de los

apartarrayos de 230 kV, para cada fase.

3.5.15. Protección:

El diagrama esquemático de protección de la subestación móvil, se

indica en el anexo y la nomenclatura de las protecciones

microprocesadas y equipos de potencia utilizados se describen

continuación:

No. RELEVADOR DESCRIPCIÓN

PROTECCION DE LÍNEAS

8877FFOO Relevador de protección diferencial de línea por fibra óptica

5500FFII Relevador de sobrecorriente instantáneo por falla del interruptor

6677 Relevador de sobrecorriente direccional de C.A.

6677NN Relevador de sobrecorriente direccional de neutro

EETTOO Equipo terminal óptico a 2.048 Mbps con protección, voz y datos a 64 Kbps

2211 Relevador de distancia de fase

2211NN Relevador de distancia de neutro

5533 Interruptor de potencia de 230 kV. de C.A.

9933 ss Cuchilla seccionadora de 230 kV.


67

9933 TT Cuchilla seccionadora de puesta a tierra de 230 kV.

5522 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A.

8877BB Relevador Diferencial de Barras

PROTECCION DIFERENCIAL DE BANCO

8877TT

Relevador de protección diferencial del transformador de

45 MVA y 230/23 kV, para 2 devanados con restricción de

armónicas.

5500FFII Relevador de falla del interruptor

5511 //11,, 22,,33 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase.

5500 //11,,22,,33 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase.

6677NN Relevador de sobrecorriente direccional del neutro

5500TTTT Relevador de sobrecorriente instantáneo con retardo

5511TT

Relevador de sobrecorriente de tiempo para protección de

fallas de fase a tierra. De acuerdo a los puntos 4 y 4.7.3

de la especificación LFC-ING-001 Rev. Enero 2001.

Relevadores y equipo de medición basados en

microprocesadores.

3300//6633 Relevador auxiliar de disparo y señalización operación

grafoscopio.

8866XX

Relevador auxiliar de operación y reposición eléctrica, para

125 v.c.d., con 14 contactos de capacidad de 20 A

continuos.

8866RR

Relevador auxiliar de operación y reposición eléctrica, para

125 v.c.d; con 14 contactos de capacidad de 20 A

continuos.

PROTECCION DE ALIMENTADORES

5500 Relevador de sobrecorriente instantáneo de fase.


68

5500NN Relevador de sobrecorriente instantáneo de neutro

5511 Relevador de sobrecorriente de tiempo de fase.

5511NN Relevador de sobrecorriente de tiempo de neutro

7799 Relevador de recierre

8811 Relevador de baja frecuencia

5522 Interruptor de potencia de 23 kV de C.A.

Tabla 3.2 Nomenclatura De Protecciones.

CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6 CAPÍTULO 3 SUBESTACIONES MÓVILES DE 45 MVA, 230/23KV EN SF6

69

69

Figura 3.2 Esquemático De Protección.


70

3.5.16. Equipo Terminal Remoto:

Debe existir comunicación entre el equipo de comunicaciones, maestra

local y el equipo Terminal remoto, así como del equipo de medición.

3.6. MODULO DE LINEA EN SF6:

El módulo en SF6 debe ser del tipo de elementos encapsulados,

herméticos y estancos con aislamiento de hexafluoruro de azufre para

instalarse en sistemas de 230 kV. El encapsulado de los elementos que

integran el módulo, con envolventes monofásicas. Debe cumplir con las

siguientes características de servicio y constructivas:

Los diferentes compartimentos del módulo en SF6 se deben unir

por medio de bridas circulares con empaques adecuados para prevenir

que se deterioren en su parte externa por la acción de la intemperie y se

sujetarán exteriormente a través de tornillos.

3.6.1. Disposición física del módulo en SF6.

Los módulos en SF6 de 230 kV deben cumplir con las distancias

mínimas y máximas de seguridad.

La disposición general del módulo en SF6 debe componerse por

compartimentos estancos y tener un arreglo claro y lógico con fácil

acceso a los elementos componentes.

3.6.2. Previsiones para prueba en sitio

Se debe procurar que el módulo en SF6 a probar (prueba de

potencial aplicado) no tengan una capacitancia mayor a 6000 picofarad;

en caso de que por la disposición física se tengan tramos con


71

capacitancia superior a este valor, se debe incluir en su arreglo las

previsiones necesarias que permitan el seccionamiento de dichos

tramos, a fin de que bajo cualquier condición de prueba, los tramos a

probar tengan una capacitancia inferior a 6000 picofarad.

3.6.3. Envolventes trifásicas metálicas

Todas las partes con potencial deben quedar colocadas en el

interior de envolventes trifásicas metálicas, mismas que servirán

también para contener el gas SF6, las cuales serán trifásicas.

Las envolventes metálicas no deben pintarse en su interior para

evitar posibles desprendimientos, que puedan provocar descargas

parciales en el gas SF6.

Se debe incluir información técnica sobre el material utilizado y la

corriente máxima que puede llegar a circular por la envolvente metálica,

cuando la corriente nominal circula por las barras conductoras del

módulo en SF6.

Material de las envolventes

El material de que estén fabricadas las envolventes metálicas debe

ser de aluminio y satisfacer las características que se especifican a

continuación:

Características eléctricas

a) Debe ser no-magnético, de manera que se limite la

inducción de corrientes parásitas.


72

b) Con alta conductividad para reducir las pérdidas por efecto

Joule.

Características mecánicas

a) Material ligero con la resistencia mecánica necesaria para

soportar las sobrepresiones debidas a fallas que se presenten en el

interior de las envolventes. En el caso de que la falla interna sea

prolongada, el material debe perforarse o aliviarse con una válvula

de sobrepresión, pero por ningún motivo deberá producirse una

explosión.

b) Resistente a la corrosión por sí mismo

c) Homogéneo a fin de que no se presenten porosidades, que

permitan fugas de SF6.

3.6.4. Dieléctrico sólido

Las barras conductoras y los elementos de conexión deben estar

soportados por piezas aislantes de resina u otro material que resista los

esfuerzos en condiciones normales, así como también los esfuerzos

dinámicos y térmicos producidos por un corto circuito y por

sobretensiones transitorias.

3.6.5. Aislador estanco

Algunas de las piezas aislantes se utilizan como aisladores

estancos para independizar los distintos compartimentos de la

instalación.


73

Los compartimentos deben cumplir con lo siguiente:

a) Soportar las sobrepresiones que por fallas se presenten en el

interior de un compartimento evitando que la falla se propague a los

demás compartimentos.

b) En caso de que a un compartimento se le desaloje el gas SF6 los

aisladores estancos deben soportar en sus caras una diferencia del

100% de la presión nominal en una de ellas y vacío en la otra.

3.6.6. Aislador pasante.

Todas las demás piezas aislantes que se utilicen en el módulo,

deben tener perforaciones para permitir el libre paso del SF6.

3.6.7. Dieléctrico gaseoso.

Las envolventes metálicas están llenas de hexafluoruro de azufre

SF6 en estado gaseoso para asegurar el aislamiento de la instalación.

Se debe suministrar el valor de la presión nominal relativa del gas a

20ºC en los distintos compartimentos de la instalación y las curvas

para presiones correspondientes de -10ºC a +40ºC. También se debe

indicar cuál es el nivel máximo de impurezas en el gas antes de que éste

sea tratado o reemplazado, de acuerdo a la norma IEC-60480.

En caso de una fuga y cuando la presión del hexafluoruro de azufre

baje a un valor igual a la presión atmosférica, el nivel de aislamiento a

tierra de la instalación no debe ser inferior a las tensiones nominales de

aislamiento especificadas.


74

3.6.8. Compartimentos de gas.

Los compartimentos de gas deben cumplir con lo siguiente:

a) Un arco eléctrico que se produzca en un compartimento no se

debe propagar a los compartimentos vecinos.

b) En caso de que el material de la envolvente se perfore, sólo debe

existir pérdida de gas en el compartimento afectado.

c) Cada módulo debe formarse por compartimentos independientes

que contengan los siguientes equipos:

c.1) Interruptor

c.2) Cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra, incluidas

boquillas en SF6/aire.

c.3) Transformador de potencial.

3.6.9. Hermeticidad

Todos los elementos componentes que integran un compartimento

(envolventes metálicas, aisladores estancos y empaques), deben formar

un conjunto hermético, de manera que la fuga anual de gas no exceda

del 1% del peso total del gas en ese compartimento.

3.6.10. Supervisión del gas hexafluoruro de azufre.

Debido a que la resistencia dieléctrica del gas SF6 depende

primordialmente de su densidad y la presión del gas varía con la


75

temperatura, la supervisión del SF6 se efectúa midiendo la densidad en

forma indirecta por medio de un densímetro a través de la medición de

la presión, compensando las variaciones de ésta originadas por cambios

de temperatura.

No se aceptan tuberías metálicas para gas SF6 ubicadas en el

exterior de las envolventes y que existan comunicaciones entre

volúmenes o compartimentos de gas externos.

3.6.11 Densímetros.

Para llevar a cabo la supervisión de gas en forma individual para

cada uno de los compartimentos se debe instalar densímetros provistos

de contactos de señalización para alarma y bloqueo, con carátula de

escala graduada en megapascales (MPa), además de identificar

visiblemente en colores verde, amarillo y rojo los rangos de presión

normal, alerta y emergencia, respectivamente.

3.6.12. Gabinete de control.

El control y la supervisión de la operación del equipo por cada

módulo se llevan a cabo en un gabinete de control. Este gabinete debe

contener entre otros elementos los siguientes:

a) Un diagrama mímico con todos los accesorios necesarios para el

control local y remoto de interruptor, cuchillas seccionadoras y de

puesta a tierra asociadas. Así como dispositivos para la señalización de

posición de los elementos antes citados.

En caso de un diagrama mímico digital este debe diseñarse para

tener una buena visibilidad con luz de día, además deben proporcionar


76

diagramas físicos, lógicos, eléctricos, etc. y con la capacidad suficiente

para controlar todos los equipos, teniendo la versatilidad de poder

modificar su lógica de operación, incluido software necesario.

b) Cuadro de alarmas para señalización de fallas, a través de

indicadores con luz intermitente y luz fija cuando se cancele la señal

remota, este circuito de alarmas debe estar diseñado para esta función

(No se aceptan lámparas tipo LED).

c) Circuitos de bloqueo para prevenir operaciones simultáneas y

secuencias de operación incorrectas.

3.6.13. Grado de protección del gabinete.

El gabinete debe ser ejecutado en grado de protección IP-54, con

fondos y entradas de cables con guarnición por la parte inferior, de

acuerdo con la norma IEC-60529.

Deben tomarse en cuenta las siguientes observaciones relacionadas

con los gabinetes de control:

a) Debe aplicarse una base anticorrosiva, previamente a la pintura

que da al gabinete el color final.

b) Los gabinetes deben contar con ventanas con vidrio transparente

para la inspección visual del cuadro de alarmas, diagrama mímico e

indicadores de posición.

c) Puertas embisagradas y provistas de empaque.


77

d) La altura máxima del centro del gabinete de control al piso de la

plataforma debe ser de 1,000 mm ± 10 %,

3.6.14. Pintura.

Todos los gabinetes de control deben utilizar pintura con

propiedades para resistir la corrosión y los rayos ultravioleta,

pintándolos tanto interior como exteriormente, del color Gris

designación RAL-7034.

3.6.15. Diagrama mímico.

El gabinete de control debe incorporar un diagrama mímico que

incluya: pulsadores giratorios para el control local de cierre y apertura,

indicadores de posición de todos los elementos, conmutador local-

remoto y conmutador de llave para cancelación de bloqueos; en el caso

de un diagrama digital debe proporcionar los equivalentes para estas

funciones.

3.6.16. Conexión al equipo del módulo en SF6.

La interconexión entre el equipo del módulo en SF6 y el gabinete de

control, se lleva a cabo empleando cable de control, en cuyos extremos

se utilizarán conectores enchufables multipolares como elementos de

transición. Como una excepción a lo anterior, los cables de control que

se utilicen para la interconexión con los transformadores de medición

(TC's y TP`s), se deben alambrar directamente a tablillas terminales, sin

utilizar conectores enchufables.


78

Los conectores enchufables deben estar codificados para prevenir

errores y además tener bloqueo mecánico que impida su desconexión

casual.

3.6.17. Circuitos de corriente alterna

Los circuitos de corriente alterna, como son: calefacción,

alumbrado y contactos de los gabinetes de control, se alimentan con un

sistema trifásico de corriente alterna de 220/127 V, 4 hilos, 60 Hz.

Se debe garantizar que los circuitos de corriente alterna funcionan

con una tensión de alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la

tensión nominal y el balanceo de las tres fases.

3.6.18. Circuitos de corriente directa

Circuitos de control

Todos los dispositivos de control son alimentados con una tensión

de 125 V de corriente directa. Se debe garantizar que todos los

dispositivos de control funcionan correctamente con una tensión de la

alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la tensión nominal.

Circuitos de fuerza

Los motores de los diferentes mecanismos de operación se

alimentan con una tensión de 125 V de corriente directa.

Se debe garantizar que todos los motores funcionan correctamente,

para una tensión de alimentación comprendida entre el 85 y 110% de la

tensión nominal.


79

3.6.19. Conexión a tierra

La conexión a tierra del gabinete de control, las envolventes

metálicas y de las estructuras de soporte, debe realizarse de manera que

constituyan un conjunto equipotencial. Para este efecto debe incluir un

sistema de tierra con conductores de cobre de sección suficiente si son

necesarios, que se conectan al sistema de tierra general de la

subestación. La interconexión debe ser a las barras de cobre con

conectores.

El equipo se conecta a tierra en varios puntos, pero no se usan las

envolventes como parte del camino de la conexión a tierra, sino que ésta

se hace directamente con el conector de cobre hasta la malla.

Todas las columnas de la estructura soporte deben tener, en la

base, barrenos adecuados para el tipo de conector de puesta a tierra.

3.6.21. Estructuras soporte y plataformas

El equipo del módulo en SF6, debe ser soportado al piso de la

plataforma en forma adecuada y segura, por lo que se deben prever

todas las estructuras soporte necesarias.

3.6.22. Características eléctricas

Normas aplicables

El módulo en SF6 debe cumplir con la norma IEC-62271

Parte: 203 de acuerdo a la tensión de diseño.


80

Tensiones nominales y niveles de aislamiento.

De acuerdo con las tensiones nominales, los niveles de aislamiento

mínimas para el módulo híbrido con hexafluoruro de azufre quedan

definidos por los valores indicados en la Tabla 3.3. Tensión nominal

Niveles de aislamiento

(kV)

Tensión de aguante a baja

frecuencia 1 min., 60 Hz.

(kV)

Tensión de aguante al impulso

por rayo onda completa 1.2 x 50 µs (kV cresta)

Sistema

Diseño

A tierra

A través de las terminales del

aparato en posición abierto

A tierra

A través de las terminales del

aparato en posición abierto

230 245 395 460 950 1050

Tabla 3.3. Tensiones Nominales Y Niveles De Aislamiento.

3.6.23 Corrientes nominales y de corto circuito

Las corrientes nominales, así como las corrientes de corto circuito

mínimas que deben soportar los diferentes elementos del módulo en

SF6, sin sufrir deterioros ni deformaciones y sin exceder la elevación de

temperatura indicada en la norma IEC-60694, se indican en la Tabla

3.4.

Tensión Nominal

del Sistema (kV)

Nominal

(A)

Sostenida de corta

duración 3 s (kA)

Interruptiva

de cortocircuito

(kA)

De

cierre en corto circuito

(kA cresta)

230 2000 50 60 130

Tabla 3.4. Corrientes Nominales y de Corto Circuito.


81

Corriente de cierre en corto circuito

En condiciones de corto circuito, el interruptor debe poder cerrar

sin sufrir daños ni deformaciones permanentes, una corriente cuyo

valor cresta para 60 Hz debe ser 2.6 veces el valor eficaz de la

componente de c.a. de la corriente interruptiva de cortocircuito, de

acuerdo a la norma IEC-62271 Parte: 100

3.7. Interruptores

Normas aplicables

Los interruptores deben cumplir con las normas IEC-62271 Parte:

100.

3.7.1. Características eléctricas.

Se debe garantizar que los interruptores cumplen con los valores

eléctricos que se mencionan a continuación:

3.7.2. Niveles de aislamiento

De acuerdo con la tensión nominal, los interruptores deben estar

diseñados para soportar los niveles de aislamiento descritos en la Tabla

3.3.


82

3.7.3. Tensión transitoria de restablecimiento para fallas

terminales

La tensión transitoria de restablecimiento para fallas terminales,

relacionadas con el valor nominal de la corriente de corto circuito, debe

cumplir con lo establecido en la norma IEC-62271 Parte: 100.

3.7.4. Tensión transitoria de restablecimiento para falla en líneas

cortas

Los interruptores deben cumplir con las características nominales

de corriente y tensión para la interrupción de una falla monofásica de

línea a tierra, a corta distancia del interruptor, de acuerdo a la norma

IEC-62271 Parte: 100.

3.7.5. Corrientes nominales

De acuerdo con la tensión nominal, los interruptores deben ser

capaces de conducir e interrumpir las corrientes nominales

especificadas en la Tabla 3.4. Sin sufrir deterioros ni deformaciones y

sin exceder las elevaciones de temperatura indicadas en la norma IEC-

60694.

3.7.6. Corriente interruptiva de corto circuito

Los interruptores deben cumplir con la corriente interruptiva de

corto circuito de la Tabla 3.4. Dada por el valor eficaz (RMC) de su

componente de C.A. asociada con una componente de C.D. como se

establece en la norma IEC-62271 Parte: 100.


83

3.7.7. Corriente sostenida de corta duración

La corriente sostenida de corta duración (3 segundos) se indica

en la Tabla 3.4. Esta corriente es la que el interruptor es capaz de

conducir en posición cerrado y con un valor eficaz igual al de la

componente de C.A. de la corriente interruptiva de corto circuito de

acuerdo a las normas IEC-62271 Parte: 100 y 60694.

3.7.8. Corriente interruptiva en oposición de fases

La capacidad interruptiva en oposición de fases debe estar de

acuerdo con lo especificado en las normas IEC-62271 Parte: 100.

La corriente interruptiva en oposición de fases no debe ser inferior

al 25% de la corriente interruptiva de cortocircuito, con una tensión

transitoria de restablecimiento de 2/√3 veces la tensión máxima

nominal.

3.7.9. Corriente interruptiva de carga de líneas en vacío

El interruptor debe ser capaz de interrumpir las corrientes de

carga de líneas en vacío, de acuerdo con lo indicado en la Tabla 3.5. y

con la norma IEC-62271 Parte: 100.

Tensión nominal

del sistema (kV)

Líneas en

vacío (A)

Cables en

vacío (A)

230 125 250

Tabla 3.5. Corrientes Interruptivas De Carga De Líneas Y Cables En

Vacío.


84

3.7.10. Características constructivas

La construcción del interruptor debe hacerse de tal forma que:

a) Las cargas dinámicas producidas durante su operación sean de

baja magnitud.

b) Se requiere un mínimo de mantenimiento durante periodos

prolongados de servicio.

c) En caso de mantenimiento, las partes activas del interruptor

deben ser fáciles de remover de su envolvente, para efectuar trabajos de

revisión reparación o substitución de las mismas.

3.7.11. Secuencia de operación

Los interruptores deben ser capaces de realizar, a tensión nominal,

un cierre trifásico rápido, de acuerdo a la secuencia de operación,

indicada en la Tabla 3.6.

Tensión nominal del sistema (kV)

Secuencia de operación

230 A - 0.3 s - CA - 3 min – CA

Tabla 3.6. Secuencias De Operación.

donde:

A - representa la operación de apertura.


85

CA - representa la operación de cierre, seguida inmediatamente

de una operación de apertura, sin tiempo de retraso adicional al propio

de operación del interruptor.

La interrupción de la corriente de corto circuito nominal debe estar

garantizada para la secuencia de operación mencionada.

Ciclo de operación sin alimentación de corriente directa

Cuando no se cuente con la alimentación de corriente directa de

fuerza, el interruptor debe disponer de la energía almacenada necesaria

para cumplir con el siguiente ciclo de operación:

A - CA

3.7.12. Tiempo de interrupción

El intervalo transcurrido desde la energización de la bobina de

disparo, hasta la extinción completa del arco en todos los polos, debe

ser como máximo 50 ms (3 ciclos).

3.7.13. Tiempo de cierre

El intervalo transcurrido desde la energización de la bobina de

cierre, hasta el instante en que toquen los contactos principales de

todos los polos debe ser como máximo 166 ms (10 ciclos).

3.7.14. Simultaneidad de polos en la operación

Se debe garantizar las siguientes diferencias en simultaneidad de

tiempos de operación entre el primero y último polo del interruptor:


86

En operación de cierre: 4.16 ms (un cuarto de ciclo).

En operación de apertura: 2.77 ms (un sexto de ciclo).

3.7.15. Simultaneidad entre contactos del mismo polo

En aquellos interruptores donde exista más de una cámara de

interrupción por polo se debe garantizar que las diferencias de tiempo

entre el primero y último contacto del mismo polo sea la siguiente:

En operaciones de cierre y/o apertura: 2.08 ms (un octavo de ciclo).

3.7.16. Mecanismo de operación

El interruptor debe estar provisto de un mecanismo de operación

de energía almacenada a través de resortes, el cual puede ser monopolar

o tripolar para 230 kV.

En ambos casos se acepta que la carga del resorte sea con motor

eléctrico o sistema hidráulico.

El mecanismo de operación debe estar diseñado para que se

accionen, con una única orden, en forma sincronizada los tres polos y

debe tener señalización que indique la carga o descarga de la energía

almacenada que acciona el mecanismo.

3.7.17. Bobinas de cierre y disparo

El mecanismo de operación debe estar provisto de una bobina de

cierre y 2 bobinas de disparo independientes incluyendo una señal de

supervisión por cada una.


87

Las bobinas de disparo deben ser de operación directa dentro del

rango de la tensión de operación.

No se aceptan dispositivos en serie con los circuitos de las bobinas

de disparo, cuya falla evite la operación del interruptor, únicamente se

pueden intercalar contactos auxiliares.

3.7.18. Condiciones de apertura y cierre del interruptor

El mecanismo del interruptor debe ser de disparo libre. El

mecanismo y su circuito de control deben estar diseñados de tal forma

que no se produzca bombeo eléctrico si el circuito de cierre se mantiene

energizado; es decir, una operación de cierre y apertura debe

completarse aún cuando se ordene la operación contraria, antes de que

finalice la primera.

3.7.19. Operación eléctrica del mecanismo

El mecanismo debe operar eléctricamente:

a) A control remoto desde un tablero de control central.

b) Localmente desde el gabinete de control correspondiente.

3.7.20. Operación manual del mecanismo

En caso de emergencia, el mecanismo debe poder operarse

manualmente.


88

Para la operación manual se acepta remover una tapa simple, cuya

función sea protegerlo de la intemperie y con la característica de que sea

fácil de retirar.

Para mecanismos de resorte se debe proporcionar una palanca o

manivela para la carga manual y en el caso de que sea de otro tipo el

dispositivo correspondiente para su operación manual.

Los mecanismos de operación deben ser intercambiables entre

polos del mismo interruptor y entre interruptores del mismo tipo y

características.

3.7.21. Bloqueos

Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación del

interruptor con las siguientes características:

a) Antes de que la densidad del gas SF6 alcance un valor en el que

ya no se garantice la capacidad interruptiva nominal, el interruptor debe

abrir y después bloquear la operación del mismo.

b) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando

una cuchilla no haya alcanzado su posición final de apertura o cierre.

c) La operación de cierre del interruptor debe bloquearse cuando el

nivel de energía almacenada no sea suficiente para que después de la

operación de cierre se pueda realizar la operación de apertura con toda

seguridad.

d) Debe bloquearse la operación de disparo cuando el nivel de

energía almacenada no sea suficiente para efectuar con seguridad dicha

operación


89

3.8. Cuchillas

Los diferentes tipos de cuchillas que se utilizan en los arreglos de

los módulos son:

a) Seccionadoras

b) Seccionadora con puesta a tierra (3 posiciones)

c) Puesta a tierra lenta

d) Puesta a tierra rápida

Normas aplicables

Todas las cuchillas del módulo en SF6 encapsulado deben cumplir

con lo indicado en la norma IEC-62271 Parte: 102.


Se debe garantizar que las cuchillas seccionadoras cumplen con los

valores eléctricos que se mencionan a continuación:

a) Niveles de aislamiento.

De acuerdo con la tensión nominal, las cuchillas seccionadoras

deben estar diseñadas para los niveles de aislamiento descritos en la

Tabla 3.3.

b) Corriente nominales

De acuerdo con la tensión nominal, las cuchillas seccionadoras

deben ser capaces de conducir las corrientes nominales especificadas en

la Tabla No. 3.4 sin sufrir daños, ni deformaciones en sus componentes.


90

3.8.2. Características constructivas

La construcción de las cuchillas seccionadoras debe hacerse de tal

forma que:

a) Cada juego de cuchillas debe ser independiente entre sí, tanto

desde el punto de vista de control y operación.

b) Se requiera un mínimo de mantenimiento durante periodos

prologados.

c) En caso de mantenimiento, las partes de la cuchilla seccionadora

deben ser fáciles de remover de sus envolventes, para efectuar trabajos

de revisión, reparación y substitución de las mismas.

d) Debe estar diseñada para evitar que la cuchilla cambie de posición

inadvertidamente, debido a fuerzas internas o externas, que se

presenten durante el servicio.

e) El accionamiento de la cuchilla debe ser de fácil acceso y debe

tenerse especial atención a los diferentes elementos y articulaciones que

lo conforman, con el fin de evitar la corrosión.

3.8.3. Mecanismo de operación

Cada juego de cuchillas seccionadoras debe estar provisto de un

mecanismo de operación motorizado y su accionamiento puede ser

monopolar o tripolar.

El mecanismo de operación debe estar diseñado para que se

accionen, con una orden única, los tres polos en forma sincronizada.


91

3.8.4. Operación eléctrica del mecanismo

El mecanismo debe operar eléctricamente:

a) A control remoto desde un tablero de control central.

b) Localmente, desde el gabinete de control correspondiente.

3.8.5. Operación manual del mecanismo

En caso de emergencia, el mecanismo debe operarse manualmente

con una manivela.

Para la operación manual se acepta remover o quitar una tapa

simple, cuya función sea protegerlo de la intemperie y con la

característica de que sea fácil de retirar.

3.8.6. Bloqueos

Debe suministrarse un sistema de bloqueos para la operación de

cada juego de cuchillas seccionadoras, cuchillas de puesta a tierra y el

interruptor correspondiente, con las siguientes características:

a) Debe impedirse la apertura o el cierre de las cuchillas cuando esté

cerrado el interruptor.

b) Debe bloquearse el cierre del interruptor cuando una cuchilla no

alcance su posición final de cierre o de apertura.

c) Debe impedirse el accionamiento simultáneo con otras cuchillas y

el interruptor asociados.


92

d) Debe impedir que se lleve a cabo una orden contraria hasta que

finalice la anteriormente dada.

3.8.7. Cuchillas seccionadoras con puesta a tierra (3 posiciones)

Este tipo de cuchillas puede utilizarse para sustituir las cuchillas

seccionadoras y de puesta a tierra de manera que se conforme un solo

elemento desconector.

Bloqueos


cada juego de cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra con el

interruptor correspondiente de acuerdo a:

a) Cuando la cuchilla seccionadora se encuentre en posición

"cerrada" debe impedirse su operación (apertura ó cierre), cuando esté

cerrado el interruptor.

b) Debe bloquearse el cierre del interruptor cuando una cuchilla

seccionadora no alcance su posición final de cierre o apertura.

c) Debe impedirse el accionamiento simultáneo con otras cuchillas

seccionadoras y el interruptor asociados.

d) Debe impedirse que se lleve a cabo una orden contraria hasta que

finalice la anteriormente dada.


93

3.8.8. Cuchillas de puesta a tierra lenta

Las cuchillas de puesta a tierra lenta deben cumplir con los

requerimientos que se mencionan a continuación:

Bloqueos


cada juego de cuchillas de puesta a tierra lenta con las seccionadoras

correspondientes de acuerdo a:

a) Bloquear el cierre de la cuchilla de puesta a tierra lenta,

cuando no estén abiertas las seccionadoras respectivas.

b) Impedir que se lleve una orden contraria hasta que finalice la

anteriormente dada.

3.8.9. Cuchillas de puesta a tierra rápida

Las cuchillas de puesta a tierra rápidas deben cumplir con los

requerimientos que se mencionan a continuación:

Bloqueos


cada juego de cuchillas de puesta a tierra rápida con las seccionadoras

correspondientes de acuerdo a:

a) Bloquear el cierre de la cuchilla de puesta a tierra rápida,

cuando no estén abiertas las seccionadoras respectivas.


94

b) Impedir que se lleve una orden contraria hasta que finalice la

anteriormente dada.

3.9. Transformadores de medida.

Los diferentes tipos de transformadores de medida

(transformadores de corriente y potencial) deben cumplir con las normas

IEC-60044 Partes: 1 y 2, respectivamente.

3.9.1. Transformadores de corriente.

La cantidad de transformadores de corriente (TC’s) y ubicación en el

diagrama unifilar.

Se debe garantizar que los transformadores de corriente cumplen

con los valores eléctricos que se mencionan a continuación:

3.9.1.1. Corrientes nominales

a) Corriente nominal primaria.

Las corrientes nominales primarias están en función de las

tensiones nominales del sistema y del tipo de módulo, estos valores se

indican en la tabla No. 3.3.

b) Corriente nominal secundaria.

La corriente nominal en el devanado secundario será de 5 A, a

menos que se especifique otro valor.


95

c) Sobrecorriente permanente

El transformador debe soportar un 20% de sobrecorriente de

manera permanente, sin rebasar los límites de temperatura

especificados.

d) Corrientes de corto circuito

Los transformadores de corriente deben ser capaces de resistir los

esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un corto circuito a

través del sistema primario al cual están acoplados. Deben cumplir con

las características siguientes:

d.1) Corriente térmica (3 s)

La tabla No. 3.7., indica los valores de corriente de corto circuito

que deben soportar en el primario los transformadores de corriente y la

correspondiente en sus devanados secundarios cuando estén

cortocircuitados, durante 1s, sin que se excedan los límites de

temperatura.

d.2) Corriente dinámica.

La corriente dinámica debe tener un valor cresta de 2.5 veces el

valor de la corriente térmica y debe ser soportada en sus devanados

secundarios, por lo menos durante 33.33 ms (dos ciclos) según los

valores indicados en la Tabla No. 3.7.


96

Tensión nominal del sistema

(kV)

Corriente térmica 1s (kA)

Corriente dinámica (kA)

50 125 230 63 157.5

Tabla 3.7. Corrientes de Corto Circuito Térmica y Dinámica para

TC’s.

3.9.1.2. Tensión nominal y nivel de aislamiento

Las tensiones nominales y niveles de aislamiento de los

transformadores de corriente son los indicados en la Tabla 3.3 y el

valor del potencial aplicado a baja frecuencia (60 Hz) del secundario por

1 minuto es de 3 kV.

3.9.1.3. Potencia y clase de precisión

La potencia y clase de precisión de los transformadores de corriente

se indica en la Tabla 3.8.

Protección Medición

30 VA clase 10p20 30 VA clase 0.2

Tabla 3.8. Potencia y Clase de Precisión para TC’s.


97

3.9.1.4. Relaciones de transformación

Se indican en la Tabla 3.9., la relación de transformación para los

transformadores de corriente, según nivel de tensión.

Tensión nominal del sistema (kV)

Módulo de línea o cable

y de banco

230 1000/1200/1600/2000:5//5//5//5 A

Tabla 3.9. Relación De Transformación Para TC’s.

3.9.1.5. Polaridad

Cada uno de los transformadores de corriente debe tener marcas

permanentes que indiquen claramente la polaridad, de acuerdo a la

norma IEC-60044 Parte: 1.

3.9.1.6. Límites de elevación de temperatura

El límite de elevación de la temperatura debe ser de 45 ºC, en una

temperatura ambiente de 30 ºC

3.9.2. Transformadores de potencial.

El transformador de potencial (TP`S) debe ser tipo inductivo.

Se debe garantizar que el transformador de potencial cumple con

los valores eléctricos que se mencionan a continuación:


98

3.9.2.1. Tensión nominal primaria

La tensión nominal primaria debe estar de acuerdo a lo indicado

en la Tabla No. 3.10.

3.9.2.2. Tensión nominal secundaria

La tensión nominal secundaria está determinada por la relación de

transformación y la tensión nominal primaria.

3.9.2.3. Niveles de aislamiento

Los niveles de aislamiento que deben cumplir los devanados del

transformador de potencial están indicados en la tabla No. 3.8.

Tensión de aguante a baja frecuencia: 60 Hz durante 1 min:

Tensión nominal del

sistema (kV)

Tensión nominal primaria

(kV)

Tensión de aguante al impulso por rayo

onda completa (1.2/50 µ

s) (kV cresta)

Primario (kV)

Secundario vs primario y tierra

1 min (kV)

230 230/√3 950 395 3

Tabla 3.10. Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento para

TP’s.

3.9.2.4. Factor de sobretensión

El TP debe ser capaz de operar continuamente, a frecuencia

nominal, con una tensión igual a 1.2 veces su tensión nominal.


99

3.9.2.5. Corrientes de cortocircuito

El transformador de potencial debe ser capaz de resistir los

esfuerzos térmicos y dinámicos que resulten de un cortocircuito a través

de sus terminales secundarias, con duración de un 1 s, cuando es

energizado su devanado primario.

3.9.2.6. Relación de transformación

La relación de transformación para cada tensión nominal primaria

se indica en la Tabla 3.11.

3.9.2.7. Potencia y clase de precisión

La potencia y clase de precisión del transformador de potencial debe

ser de acuerdo a la Tabla 3.11.

Tensión nominal

Del sistema (kV)

Relación de

transformación

Potencia y clase

de precisión

230 1200:1 3P 50 VA

Tabla 3.11 Potencia y clase de precisión para TP’s.

3.9.2.8. Polaridad

El TP debe tener marcas permanentes que indiquen claramente la

polaridad, de acuerdo a la norma IEC-60044 Parte: 2.


100

3.9.2.9. Límites de elevación de temperatura

El límite de elevación de temperatura debe ser 45 ºC, en una

temperatura ambiente de 30 ºC.

3.10. Boquillas

Las boquillas se utilizan para realizar las interconexiones hacia una

línea de transmisión aérea, barras o banco de potencia con el módulo en

SF6, se debe incluir las boquillas terminales necesarias para realizar

estas interconexiones, según sea el caso especificado.

Las boquillas deben estar monitoreadas constantemente evaluando

el gas SF6.

Normas aplicables

Todas las boquillas de los módulos de SF6 deben cumplir con lo

indicado en la norma IEC-60137.


Se debe garantizar que las boquillas cumplen con los valores

eléctricos que se mencionan a continuación:

3.10.2. Corrientes nominales

De acuerdo con la tensión nominal, las boquillas deben ser capaces

de conducir las corrientes nominales especificadas en la Tabla 3.4.


101

3.10.3. Niveles de aislamiento

De acuerdo con la tensión nominal, las boquillas deben estar

diseñadas para soportar los niveles de aislamiento descritos en la Tabla

3.12, estos niveles se consideran hasta 1000 m.s.n.m.

Tensión

nominal del sistema

(kV)

Tensión de aguante a baja frecuencia 1 min. 60 Hz en seco y húmedo

(kV)

Tensión de aguante al impulso por rayo onda completa 1.2 x 50 µ s

(kV cresta)

230 460 1050

Tabla 3.12. Niveles de Aislamiento para Boquillas.

Nota: Los valores de nivel de aislamiento están considerados para

boquillas que se instalaran a la altitud 2,300 a 2,600 m.s.n.m

3.10.4. Distancia de fuga

La distancia de fuga mínima de las boquillas debe ser la que se

indica en la Tabla 3.13.


sistema (kV)

Distancia mínima de

fuga (mm)

230 6500

Tabla 3.13 Distancias de Fuga para Boquillas.


102

3.10.5. Limites de temperatura

Los límites de elevación de temperatura deben estar de acuerdo a

los establecidos para el módulo y en la norma IEC-60137.

3.10.6. Sobretensiones temporales

Las sobretensiones temporales que deben ser soportadas por las

boquillas, se indican en la Tabla 3.14.


sistema (kV)

Sobretensión temporal

(kV, fase a neutro) 230 196∗

Tabla 3.14. Sobretensiones Temporales para Boquillas.

* Nota: Estos valores son soportados por un periodo que no exceda 8 hrs

en un día y el número total de periodos no debe exceder de 125 hrs por

año.

3.10.7 Características constructivas

Las boquillas deben ser de hule silicón y las superficies expuestas

a la atmósfera deben estar libres de imperfecciones.

Los aisladores soporte interiores deben ser de resina u otro

material y con fibra reforzada para aguantar los esfuerzos térmicos y

dinámicos producidos por corrientes de corto circuito.


103

El aislante interior que contiene gas SF6 a presión del módulo en

SF6, debe estar construido para mantener la onda de sobrepresión

creada por un posible arco interno en el volumen de gas conectado al

espacio de alta presión de la boquilla.

3.11. TRANSFORMADOR DE POTENCIA

OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACION

Establecer las características de calidad, construcción, pruebas y

métodos de prueba que deben cumplir los Transformadores de potencia,

sumergidos en líquido aislante, trifásicos, servicio intemperie, de 45

MVA con tensiones 230/23/10 kV, empleados en subestaciones

móviles de 230kV en los sistemas de Luz y Fuerza del Centro.

REFERENCIAS

De acuerdo a las indicadas en la Norma NMX-J-284 y NMX-J-169.

3.11.1. CARACTERÍSTICAS PARTICULARES

La capacidad continua nominal de un transformador son los

Megavolt amperes (MVA) que el devanado primario, secundario y

terciario del mismo pueden suministrar en un tiempo continuo a su

tensión y frecuencia nominal: 45 MVA

El transformador debe ser tipo columnas.

Los transformadores deben diseñarse para soportar un esfuerzo

provocado por una corriente de corto circuito de 50 KA para la tensión

de 230 kV.


104

Tensión de las derivaciones con carga

Los transformadores deben operar con un cambiador de

derivaciones con carga, tipo resistivo, con botellas de vacío, éste debe

cumplir con las siguientes características:

El número de escalones de tensión debe ser de 33 con 16 arriba y

16 abajo, con ±10% de la tensión nominal en el lado de alta tensión.

3.11.2. Tipo de servicio

El servicio de los transformadores debe ser a la intemperie y

sumergido en líquido aislante, aceite base naftenica tipo 2.

3.11.3. Clase de enfriamiento

La clase de enfriamiento para los transformadores debe ser de

enfriamiento por aire forzado y aceite forzado (OFAF).

3.11.4. Diseño interno y tipo de conexión.

El diseño de transformadores de potencia trifásicos solicitados no

debe considerar la aplicación de varistorés, ni de reactores en ninguno

de los devanados, en caso contrario se rechazará la adquisición de los

mismos.

Los tipos de conexión de los devanados son estrella en A.T. y B.T.

y delta en el terciario.

3.11.5. Núcleo


105

Núcleo (tipo M3 según normas ANSI)

Las características mínimas del acero al silicio de grano orientado

garantizaran:

Unas pérdidas máximas a 60 Hz., de 50 watts/Lb con cortes del

acero a 45º y con una resistencia interlaminar no menor de 30 micro

ohms - cm² a 300 Libras/pulg.²

Se debe conectar el núcleo al tanque en un solo punto, con el

objeto de evitar corrientes circulantes. La conexión se debe hacer en la

tapa del tanque del transformador.

3.11.6. Valores de prueba dieléctrico

TENSIONES DE AGUANTE AL

IMPULSO kV (CRESTA)

TENSIONES DE AGUANTE

A BAJA FRECUENCIA 60 Hz.

kV (EFICAZ)

TENSIÓN NOMINAL SISTEMA

Kv

POR RAYO CON

ONDA 1.2 x 50 μs.

POR MANIOBRA DE

INTERRUPTORES 250 x 2500 μs.

(HÚMEDO) 10 seg.

(SECO) 1 minuto.

TENSIÓN DE AGUANTE

CON ONDA CORTADA

(3μs.)

kV (CRESTA)

DISTANCIA MÍNIMA

DE FUGA

mm

10

(2) 150

N.A.

50

60

(2) 175

390

23

(2) 200

N.A.

75

80

(2) 230

950

(3) 230

(2) 950

(2)750

N.A.

395

(2) 1155

N.A.

230

(2) 1050

(2)825

460

460

(2) 1155 6500

TABLA 3.15.Tensiones de Prueba Dieléctricas a los Aislamientos

Internos y Externos para Transformadores de Potencia

3.11.7. Pérdidas a frecuencia y potencia nominales


106

Las pérdidas especificadas deben ser las pérdidas de excitación

(en vacío), en el cobre y las pérdidas totales. Los valores deben estar de

acuerdo con la tabla 3.16, y deben estar referidos a tensiones

nominales y 60 Hz.

Las pérdidas totales incluyen las pérdidas de excitación y las

pérdidas de carga.

Las tolerancias deben cumplir con lo indicado en la norma NMX-J-

284 tabla 3.11.

3.11.8. Impedancia y su tolerancia

La impedancia se debe expresar en por ciento con respecto a la

potencia continua nominal. Los valores de impedancia deben estar

de acuerdo con lo señalado en la tabla 3.14 y su tolerancia con lo

estipulado a continuación.

La tolerancia de la impedancia debe ser de ± 5 % del valor

especificado.

Capacidad No.Fases

Perdidas en Vacio

Pérdidas en

Tensión Concepto

(Kw ) el cobre (Kw )

45MVA3∅ 30 350 380 18 1.5 25

230/23 kv

Pérdidas totales (kW)

Impedancia (%) Corriente de excitación

Máxima % In

Consumo de auxiliares (kW)

Tabla 3.16. Valores de Pérdidas, por Ciento de Impedancia,

Corriente de Excitación y Consumo de Auxiliares para

Transformadores de Potencia.


107

24150 Volts

23575 Volts

23000 Volts

22425 Volts

21850 Volts

Tabla 3.17. Numero de Pasos y Variaciones de Tensión del

Cambiador de Derivaciones sin Carga de los Transformadores de

45 MVA, 230 Kv/23 kV.

3.12. REMOLQUE 1

Deberá contener el módulo EN SF6 para línea 1 siguiente:

MODULO EN SF6 DE LINEA 1 –BARRA

Tipo: Intemperie. 60 Hz, Cada módulo formado por compartimentos

independientes que contengan las siguientes características: 230 kV,

BIL 1050 kV. 2000 A Nominal, 50 kA 3 s. 2,600 m.s.n.m


108

El módulo en SF6 deberá contener los equipos siguientes:

Cantidad Designación Descripción Características

6 SN Boquillas de silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

3 AP-1 Apartarrayos de óxidos metálicos

con aislamiento en SF6, clase 3, Vn=192kv, sobretensión temporal 1s>188, 10s>182, 10 KA, capacidad de alivio de sobrepresión AC= 63 kA y BC=800A.

3 TP-1 Transformadores de potencial Vn=3

230KV, relación 1200:1, 3P 50VA

3 93T1 Cuchilla de puesta a tierra rápida

para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

6 93S-1/93T2 93B-1E/93T3

Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra

(3 posiciones) para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

15 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase

10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA

6 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A, 30 VA clase 0.2,

ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA

1 53-1 Interruptor de potencia trifásico

3 motores para 3 fases, Vn=230KV, In=2000A, IINTERRUPTIVA CC=75.6KA, IDE CIERRE EN

CC=163.8KA con secuencia de operación (A - 0.3 s - CA - 3 min – CA)

Tabla 3.18 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 1.

3.13. REMOLQUE 2

Deberá contener el módulo en SF6 para línea 2 siguiente:

MODULO EN SF6 DE LINEA 2 –BARRA.




El módulo en SF6 deberá contener los equipos siguientes:


109


6 SN Boquilla de silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

3 AP-2 Apartarrayos de óxidos metálicos





para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

6 93S-2/93T2 93B-2E/93T3

Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra


15 TC-1 TC-2 Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase

10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA



1 53-2 Interruptor de potencia trifásico




3.14. REMOLQUE 3

Deberá contener el transformador de potencia, así como el módulo en

SF6 para banco siguiente:

MODULO EN SF6 BARRA-BANCO






110

3 Boquillas de Silicón aire/SF6 boquillas silicón para satisfacer características eléctricas iguales al modulo en SF6.

3 Boquillas para conexión del módulo en SF6 al banco.



1 93T221A/93T1 Seccionadores/cuchillas de puesta a tierra


12

TC-2

Transformador de corriente 1000/1200/1600/2000:5A 30 VA clase 10P20, ITERMICA=50KA, IDINÁMICA=125KA



4 TC-N Transformador de corriente 600:5A, 30 VA clase 10P20, de 15KV, tipo intemperie.

1 53T221-A Interruptor de potencia trifásico




para satisfacer características eléctricas iguales al módulo en SF6.

3 AP- 3 Apartarrayos de óxidos metálicos


1 T221-A Transformador de potencia

de 45 MVA, 230/23 kV, Estrella-Estrella, terciario en delta en 10 kV. OFAF, Z=18%, acorazado

1 Reactor para neutro de transformador de 0.4 Ω

3 AP- 4 Apartarrayos de óxidos metálicos

con Tensión nominal Vn = 24 kV.


3.14. REMOLQUE 4


111

El remolque 4 deberá contar equipo de aire acondicionado

automotriz adecuado para los equipos a instalarse, dentro de este

remolque se deberá colocar el equipo de control, protección, medición,

señalización, alarmas, gabinetes para equipo de comunicaciones,

servicios de estación, y tablero metal clad de acuerdo a la siguiente

clasificación.

CONTROL, PROTECCIÓN Y MEDICIÓN

El equipo de control, protección y medición deberá alojarse en los

gabinetes GP1 a GP5 de acuerdo a la distribución siguiente:

Gabinete GP1

Relevadores Marca SEL para protección de Línea 1 de 230 kV


1 87FO Relevador diferencial de línea Relevador diferencial de línea por fibra óptica, 5 A, tensión auxiliar 125 V.C.D., con interfaz óptica y eléctrica.

1 21/21N Relevador de distancia Relevador de distancia, 5 A, 120 V.C.A.,

60 HZ., Tensión auxiliar 125 V.C.D. característica cuadrilateral.

1 67/67N Relevador de sobrecorriente

direccional Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.

1 50FI Relevador de protección Falla de

Interruptor Relevador de protección falla de interruptor, 5 A, Tensión auxiliar 125 V.C.D.

1 MM Multimedidor Medidor Multifunción entradas 5 A, 120

V.C.A. Tensión auxiliar 125 VCD. para medición de VOLTS, AMPERES, WATTS, VARS, W-HR, VAR-HR., con módulo de entradas digitales y 4 salidas analógicas.

Tabla 3.21 Relevadores de Modulo Remolque 4.


112

Gabinete GP2 Cantidad Designación Descripción Características

1 87T Relevador de protección diferencial de transformador

Relevador de protección diferencial de transformador 5 A, 60H, Voltaje auxiliar 125 VCD.

1 67/67N

50/51 50/51N

Relevador de sobrecorriente direccional

Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A. 60 HZ, Tensión auxiliar 125 V.C.D.

1 50TT Relevador de sobrecorriente Relevador de sobrecorriente 5 A, 60H,

Voltaje auxiliar 125 VCD. 1 51T Relevador de sobrecorriente Relevador de sobrecorriente 5 A, 60H,

Voltaje auxiliar 125 VCD. 1 87B Relevador de protección

diferencial de barras Relevador de protección diferencial de barras 5 A, 60H, Voltaje auxiliar 125 VCD.



2 86X, 86R Relevadores auxiliares Relevador de bloqueo, operación

eléctrica reposición eléctrica

Tabla 3.22 Protección de Banco T221, 230/230 kV. Mediante los

siguientes Relevadores Marca SEL. Gabinete GP3 Cantidad Designación Descripción Características

1 87FO Relevador diferencial de línea Relevador diferencial de línea, 5 A, tensión auxiliar 125 V.C.D., con interfaz óptica y eléctrica.

1 21/21N Relevador de distancia Relevador de distancia, 5 A, 120 V.C.A.,

60 HZ., Tensión auxiliar 125 V.C.D. característica cuadrilateral.

1 67/67N Relevador de sobrecorriente

direccional Relevador de sobrecorriente direccional, 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.

1 50FI Relevador de protección Falla de

Interruptor Relevador de protección falla de interruptor, 5 A, Tensión auxiliar 125 V.C.D.



Tabla 3.23 Relevadores Marca SEL para Protección de Línea 2, 230

KV.


113

Gabinete GP4 Cantidad Designación Descripción Características

2 50/51 50N/51N

79 81

Relevador de sobrecorriente instantáneo

Relevador de sobrecorriente instantáneo y de tiempo definido, con funciones de recierre y baja frecuencia, entradas de 5 A, 120 V.C.A., 60 HZ, tensión auxiliar 125 V.C.D.



1 PANEL

ALARMAS Cuadro de alarmas de 30 ventanas, alimentación 125 VCD.

Tabla 3.24 Protección de Alimentadores 1 y 2 de 23 kV y Alarmas

(Relevadores Marca SEL) TABLERO METAL-CLAD

El tablero metal clad blindado de media tensión 23 kV, con barras

principales de 2000 A, 150 kV BIL, 25 kA (3 s) y deberá estar

conformado por 5 celdas o gabinetes, el cual deberán contener secciones

para los alimentadores, para el interruptor principal y un gabinete de 23

kV para servicios propios, de acuerdo a la distribución siguiente:

Sección de alimentador 1 (Gabinete J1) Cantidad Designación Descripción Características

1 52 Interruptor de potencia Interruptor de potencia trifásico removible en vacío, de 23 kV de 2000 A y corriente de corto circuito 25 kA (3 s).

3 TC-3 Transformador de corriente Transformadores de corriente tipo

ventana (para interruptor de 23 kV) 25 kA 3 seg, 3 secundarios 600/1000/1200/2000:5 A, 1er. Sec 30VA Clase 10P20 2º. Sec 30VA Clase 10P20 3er. Sec 30VA Clase 0.2,

1 93T-21 Cuchilla de puesta a tierra Cuchilla puesta tierra trifásica para 23

kV, 630 A. , 25 KA (3 s) 3 Terminales Terminales de 23 KV, tipo interior, para

instalarse en cable 23 TC de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%

Tabla 3.25 La Sección De Alimentador 1 Deberá Contener Los

Equipos.


114







instalarse en cable 23 TC de 240 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%

Tabla 3.26 La Sección de Alimentador 2 deberá Contener los

Equipos Sección de acometida de transformador de 23 kV (Gabinete J3) Cantidad Designación Descripción Características






instalarse en cable 23 TC de 507 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%, para llegada de la acometida de 23 kV del transformador de potencia.

6 Terminales Terminales de 23 KV, termocontractiles

tipo exterior, para instalarse en cable 23 TC de 507 mm2 de polietileno de cadena cruzada con aislamiento al 133%, para salida de la acometida de 23 kV del transformador de potencia.

600 m Cable 23 TC Cable de energía 23 TC, de 507 mm2, de

polietileno de cadena cruzada, aislamiento al 133%

Tabla 3.27 La Sección de Acometida de 23 kV deberá Contener los Equipos


115








Tabla 3.28 La Sección de Alimentador 3 deberá Contener los

Equipos Sección de alimentador 4 (Gabinete J5)

La celda de alimentador 4 deberá contener los equipos siguientes:








Tabla 3.29 La Celda de Alimentador 4 deberá Contener

los Equipos


116

Sección de alimentador 4 (Gabinete J5)

La celda de alimentador 4 deberá contener los equipos siguientes:


1 Cuchilla Cuchilla tripolar de operación con carga, operación en grupo con cuchilla de puesta a tierra integrada, con bloqueo mecánico servicio interior, Tensión Máxima de diseño 25.8 kV, Corriente 630 A.

3 FU1, FU2, FU3 Fusibles Fusible limitador de corriente de media

tensión, corriente nominal 6 Amp. 40 KA, 25.8 KV.

3 TP Transformador de potencial Transformador de potencial 23 kV

relación 120:1, 50 VA, C.L. 0.2, 3P50 VA.

3 FUL Fusibles Fusible de media tensión,

In=1A, 23kV, 32kA. 3 AC Aislador testigo (Detector

capacitivo) de tensión para 25.8 kV.

3 LS Indicación luminosa para

detector capacitivo de tensión.

Tabla 3.30 Sección Compartimento de Servicios Propios 23 kV

(Gabinete J6) EQUIPO DE COMUNICACIONES

Dentro del remolque 4 se deberán alojar los siguientes equipos de

comunicaciones: Cantidad Designación Descripción Características

1 UTR Equipo Terminal Remoto. Marca SENSA. El modo de comunicación debe ser PCM.

1 MAESTRA LOCAL Maestra local marca SENSA 1 ETO Equipo Terminal óptico PDH, SDH

marca SIEMENS 1 CENTRAL TELEFONICA Sistema transmisión telefónica

Tabla 3.31 Dentro del Remolque 4 se alojan los Equipos de

Comunicaciones

CAPÍTULO 4 PROTECCIÓN AMBIENTAL

117

CAPITULO 4

“PROTECCIÓN AMBIENTAL” NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-113-ECOL-1998, QUE ESTABLECE LAS

ESPECIFICACIONES DE PROTECCION AMBIENTAL PARA LA PLANEACION, DISEÑO,

CONSTRUCCION, OPERACION Y MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

DE POTENCIA O DE DISTRIBUCION QUE SE PRETENDAN UBICAR EN AREAS

URBANAS, SUBURBANAS, RURALES, AGROPECUARIAS, INDUSTRIALES, DE

EQUIPAMIENTO URBANO O DE SERVICIOS Y TURISTICAS.

4.1 INTRODUCCIÓN.

La Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente

establece que la realización de obras o actividades que puedan causar

desequilibrio ecológico o rebasar los límites y condiciones establecidos

en las disposiciones aplicables para proteger el ambiente y preservar y

restaurar los ecosistemas, requieren previamente la autorización de la

Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca en materia

de impacto ambiental.

El Instituto Nacional de Ecología, por conducto de su Dirección

General de Ordenamiento Ecológico e Impacto Ambiental como

resultado de la aplicación del proceso de evaluación de impacto

ambiental ha determinado que algunas actividades de competencia

federal en la materia pueden ser objeto de una Norma Oficial Mexicana,

tal es el caso de la instalación y operación de subestaciones eléctricas de

potencia o de distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas,

suburbanas, rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento

urbano o de servicios y turísticas, proyectos que además de tener

características similares ocasionan impactos poco significativos para el

ambiente y el entorno social, de realizarse en estricto apego a diversos


118

requisitos, especificaciones y procedimientos de protección ambiental,

razón por la cual he tenido a bien expedir la presente Norma Oficial

Mexicana NOM-113-ECOL-1998, Que establece las especificaciones de

protección ambiental para la planeación, diseño, construcción,

operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de

distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas,

rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de

servicios y turísticas.

4.2. OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN

Esta Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones de

protección ambiental para la planeación, diseño, construcción,

operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de

distribución que se pretendan ubicar en áreas urbanas, suburbanas,

rurales, agropecuarias, industriales, de equipamiento urbano o de

servicios y turísticas; y es de observancia obligatoria para las empresas

responsables de dichas actividades.

Las disposiciones de la presente Norma Oficial Mexicana, no son

aplicables en aquellos proyectos de subestaciones eléctricas que se

pretendan ubicar en zonas donde existan bosques, terrenos forestales,

selvas, desiertos, sistemas ribereños, costeros y lagunares donde sus

características ecológicas naturales y biodiversidad no hayan sido

alteradas, en áreas consideradas como zonas de refugio y de

reproducción de especies migratorias, en áreas que sean el hábitat de

especies consideradas como raras, amenazadas, en peligro de extinción

o sujetas a protección especial de acuerdo a la NOM-059-ECOL-1994 y

en aquellas zonas que están consideradas como áreas naturales

protegidas en términos del artículo 46 y demás relativos de la Ley

General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.


119

4.3 ESPECIFICACIONES

Disposiciones generales:

Los responsables del cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana

deberán notificar a la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales

y Pesca, por conducto del Instituto Nacional de Ecología, en el formato

contenido de esta Norma, la ejecución de los proyectos para la

planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de

subestaciones eléctricas de potencia o de distribución.

La notificación antes referida deberá presentarse con un mínimo de

cinco días hábiles de anticipación al inicio de dichas actividades. Al

término de las mismas se deberá notificar dentro de los quince días

hábiles siguientes a su conclusión. Los puntos más importantes de esta

norma son los siguientes:

4.4. EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SUBESTACIONES

ELÉCTRICAS

El responsable deberá cumplir con todas y cada una de las

siguientes especificaciones de protección ambiental:

La subestación eléctrica se deberá ubicar en zonas cuyo uso de

suelo sea urbano, suburbano, rural, agropecuario, industrial de

equipamiento urbano o de servicios y turísticas conforme a los planes y

programas de desarrollo urbano estatal, municipal o centros de

población aplicables a las zonas de interés.

De llegar a encontrarse alguna especie o subespecies de flora y

fauna silvestre terrestres y acuáticas en peligro de extinción,


120

amenazadas, raras y las sujetas a protección especial, de acuerdo a la

Norma Oficial Mexicana NOM-059-ECOL-1994, referida en el punto 2 de

esta Norma Oficial Mexicana, se deberá dar cumplimiento en lo

conducente a lo dispuesto en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la

Protección al Ambiente.

La subestación eléctrica deberá ubicarse en sitios donde no existan

cuerpos de agua superficiales que pudieran ser afectados.

Para la ubicación de la subestación eléctrica, se deberá elegir, en la

medida de lo posible, sitios con pendientes poco pronunciadas, con

objeto de conservar los patrones naturales de escurrimiento y evitar la

generación de polvos y partículas.

Seleccionar un área libre o con poca vegetación arbórea con objeto

de reducir al mínimo el derribo de arbolado. Si por la ubicación del

centro de carga no fuera posible cumplir con esta disposición, como

medida de compensación se llevará a cabo en el sitio que indique la

Delegación Federal de la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos

Naturales y Pesca que corresponda, la siembra de cinco ejemplares por

cada árbol derribado de la misma especie, de especies similares que

existan en la zona o de alguna otra que determine dicha Delegación. Se

prohíbe la introducción de especies exóticas, tales como Cassuarina sp y

Eucalyptus sp.

Queda prohibida la apertura de nuevos caminos de acceso de más

de 500 metros de longitud. En el caso excepcional de que sea

imprescindible la apertura de un camino para el acceso a la subestación

deberá ser de dimensiones menores a la señalada, y en caso de implicar

el derribo de arbolado se deberá observar la medida de compensación

referida en la especificación que antecede.


121

Las dimensiones del predio de la subestación eléctrica serán las

mínimas requeridas para la instalación de los equipos y las futuras

ampliaciones proyectadas.

De preferencia se debe elegir un sitio que no colinde con casas o

fraccionamientos habitacionales.

Las subestaciones eléctricas de potencia que por sus características

se ubiquen en áreas urbanas, suburbanas, rurales, agropecuarias,

industriales, de equipamiento urbano o de servicios y turísticas (en

estas Cultura Ecológica, A.C. Gestión Ambiental Mexicana 5 últimas

cuando las dimensiones del terreno lo permitan), deberán considerar

desde su diseño, una franja frontal de terreno mínima de 3 m (tres

metros) de ancho en el acceso principal con el fin de plantar árboles o

arbustos de especies nativas u otras que designe la Delegación Federal

de la Secretaría de Medio Ambiente, Recursos Naturales y Pesca, en el

estado que corresponda, las cuales en su edad adulta no deberán

rebasar los 3 m (tres metros) de altura. Del mismo modo, cuando la

distribución de las instalaciones o cuando las dimensiones del predio lo

permitan, la franja vegetal se establecerá en todo el perímetro con el fin

de obtener una franja de amortiguamiento y minimizar el impacto

ambiental o bien se inducirá el crecimiento de vegetación nativa en

áreas que no interfieran con la operación de la subestación y con el paso

de las líneas eléctricas.

En las subestaciones de distribución, por razones de espacio y de

seguridad, no es recomendable construir cortinas vegetales.


122

4.5 ESPECIFICACIONES PARA LA PREPARACIÓN DEL SITIO Y

DURANTE LA CONSTRUCCIÓN

Se debe evitar la instalación de campamentos en el predio de la

subestación eléctrica y en zonas aledañas. El personal que labore en las

distintas etapas del proyecto se alojará en los poblados circunvecinos.

En caso de que se justifique la instalación de un campamento en el

citado predio, debe cumplir con la normatividad ambiental aplicable en

materia de aguas residuales y manejo y disposición de residuos sólidos,

y desmantelarse una vez concluida la obra para posteriormente

restaurar el área afectada.

No se deberán realizar quemas de maleza durante las actividades de

desmonte ni utilizar productos químicos que afecten el brote de la

vegetación.

Se debe contar con letrinas móviles para el uso obligatorio de los

trabajadores que laboren en las obras.

El transporte de los materiales de construcción se deberá realizar

en camiones cubiertos con lona y de preferencia humedecidos para

evitar la dispersión de polvos y partículas.

Se llevarán a cabo actividades de riego en el área de trabajo para

evitar la dispersión de polvos y partículas. Esta medida se reforzará con

riegos adicionales en aquellos sitios que se encuentran cercanos a

asentamientos humanos.

Se deberá dejar libre la distancia de seguridad eléctrica entre la

barda perimetral y las partes energizadas.


123

Los residuos sólidos generados durante la construcción del

proyecto se deberán disponer de acuerdo a su naturaleza, en la forma

siguiente:

• Los residuos sólidos domésticos se depositarán en contenedores

provistos de tapa, los cuales se ubicarán en forma visible y estratégica

en las áreas de su generación para su posterior disposición en los sitios

que señale la autoridad local competente.

• Los residuos susceptibles de reutilizarse tales como: madera, papel,

vidrio, metales y plásticos, deberán separarse y enviarse a empresas que

los aprovechen o depositarse donde la autoridad competente lo autorice.

• El material producto de las excavaciones y despalme que no se utilice

en los rellenos y en general todos los residuos que no sean reutilizados,

deberán enviarse fuera del área de la obra, para ser destinados a los

sitios que designen las autoridades competentes.

• Los residuos vegetales generados por las actividades de desmonte

deben ser triturados, mezclados y esparcidos en la superficie del terreno

que se destine para las áreas verdes o depositarlos en los lugares que

las autoridades competentes designen.

Deberá evitarse el derrame en el suelo, vertimiento en el drenaje o

en cuerpos de agua presente en la zona, de residuos de grasas, aceites,

solvente y sustancias peligrosas que se lleguen a generar en las

diferentes etapas de construcción de la obra. Estos residuos se deben

manejar de acuerdo con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio

Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Residuos Peligrosos

y demás normatividad aplicable.


124

4.6 ESPECIFICACIONES PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO.

No se deben usar líquidos aislantes dieléctricos catalogados como

sustancias peligrosas, tales como bifenilos policlorados o compuestos

orgánicos con 4 (cuatro) o más átomos de flúor o de cloro.

Se permite el uso de gas hexafluoruro de azufre (SF6), cuyo manejo

se debe realizar de acuerdo a lo establecido por las especificaciones del

distribuidor de este dieléctrico para cada tipo de subestación.

Cada transformador deberá contar con un sistema de captación de

derrames de aceite dieléctrico. Dicho sistema consistirá en una fosa

contenedora, trinchera o charola de concreto armado, el cual deberá

conducir el aceite hasta una fosa contenedora con una capacidad igual

al 100% del transformador más grande.

En las áreas donde se llevó a cabo el sembrado de árboles, se deben

aplicar las prácticas adecuadas para que los mismos alcancen una talla

suficiente que garantice su desarrollo normal.

A las áreas revegetadas dentro de la subestación eléctrica se les

debe dar mantenimiento con la Cultura Ecológica, A.C. Gestión

Ambiental Mexicana 6 periodicidad necesaria para su conservación.

No se deben almacenar en el predio de la subestación eléctrica lo

siguiente: combustibles, pinturas, disolventes, aceites, ni líquidos

aislantes dieléctricos catalogados como sustancias peligrosas. Cuando

por razones de mantenimiento se lleguen a utilizar dichas sustancias, se

deben de manejar de acuerdo con la normatividad aplicable.


125

Si durante la operación de la subestación se genera algún residuo

considerado como peligroso, éste se deberá manejar de acuerdo al

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al

Ambiente en Materia de Residuos Peligrosos y demás normatividad

aplicable.

Especificaciones para el abandono del sitio. Se debe desmantelar la

infraestructura establecida cuando las instalaciones rebasen su vida útil

y no existan posibilidades de renovarlas.

CAPÍTULO 5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO

CAPÍTULO 5

“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA

ZARAGOZA MÓVIL.”

5.1. Lineamientos para la elaboración y presentación de los

análisis costo y beneficio de los programas de inversión. (1 de enero

de 2006)

5.1.1 DEFINICIONES:

Para efectos de estos lineamientos se entenderá por:

Análisis costo y beneficio: Evaluación socioeconómica que considera

en términos reales, los costos y beneficios directos e indirectos que los

programas y proyectos de inversión generan para la sociedad,

incluyendo externalidades y efectos intangibles.

Cartera: La Cartera de Programas y Proyectos de Inversión a que se

refiere el artículo 72 del Manual de Normas.

Costo Total: la suma del monto total de inversión, los gastos de

operación y mantenimiento, y otros costos y gastos asociados a los

programas y proyectos de inversión.

Manual de Normas: el Manual de Normas Presupuestarias para la

Administración Pública Federal.

Monto Total de inversión: el total de gasto de capital que se requiere

para la realización de un programa o proyecto de inversión. Incluye

tanto los recursos fiscales, presupuestarios y propios, como los de otras

126


fuentes de financiamiento, tales como las aportaciones de las entidades

federativas y los municipios y las de inversionistas privados.

Precios sociales: Los valores que reflejan el costo de oportunidad para

la sociedad de utilizar un bien o servicio y que pueden diferir de los

precios de mercado.

Proyectos de inversión: Las acciones que implican erogaciones de

gasto de capital destinadas a obra pública en infraestructura como la

construcción, adquisición y modificación de inmuebles, las

adquisiciones de bienes muebles asociadas a estos proyectos, y las

rehabilitaciones que impliquen un amento en la capacidad o vida útil de

los activos de infraestructura e inmuebles.

Programas de inversión: Las acciones que implican erogaciones de

gasto de capital no asociadas a proyectos de inversión.

5.1.2 Análisis costo-beneficio y su contenido:

El análisis costo-beneficio consistirá en una evaluación del

proyecto a un nivel mínimo de prefactibilidad y deberá estar sustentado

con información confiable y precisa que permita incorporar una

cuantificación en términos monetarios de los beneficios y costos en

forma detallada.

El análisis costo beneficio se aplicará en los siguientes casos:

a) Para los proyectos de inversión con monto total de inversión

mayor a 100 millones de pesos.

b) Para los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo.

127


c) Para aquellos de los proyectos de inversión que así lo determine

la Secretaría a través de la Unidad de Inversiones, independiente de su

monto total de inversión.

5.1.3 El análisis costo beneficio:

El análisis de costo beneficio deberá contener lo siguiente:

i. Resumen ejecutivo.

El resumen ejecutivo deberá presentar una inversión global del

proyecto, describiendo brevemente sus aspectos más relevantes. Se

explicará en forma concisa la necesidad a cubrir o la problemática que

se pretende resolver, las principales características del proyecto, las

razones por las que la alternativa elegida es la más conveniente para

resolver dicha necesidad, sus indicadores de rentabilidad y los riesgos

asociados a su ejecución.

ii. Situación sin proyecto y posibles soluciones.

En esta sección se deberá presentar un diagnóstico de la situación

actual que motiva la realización del proyecto, resaltando la problemática

que se pretende resolver o la necesidad que se busca atender a través

del mismo. También se deberán señalar y explicar las alternativas

evaluadas.

En particular, se deberá describir la situación sin proyecto,

considerando las medidas de optimización de la situación actual, esto

es, las acciones que llevarían a cabo las dependencias o entidades en

caso de que el proyecto no se realice. El efecto de las medidas de

optimización deberá proyectarse a lo largo del horizonte de evaluación,

con el fin de asegurar que en ésta solamente se consideren los costos y

beneficios atribuibles a la realización del proyecto.

128


A partir de la situación sin proyecto, se deberá incluir un análisis

de la oferta y demanda actuales, así como de su evolución esperada a lo

largo del horizonte de evaluación. Para ello, se deberá incluir una

estimación de la oferta y demanda y sus crecimientos a lo largo del

horizonte de evaluación, señalando la metodología y los supuestos

utilizados, así como la justificación de los mismos.

Respecto a las alternativas de solución evaluadas, deberán señalarse y

explicarse las principales características de las mismas, así como las

razones por las que no fueron seleccionadas para atender la

problemática o la necesidad.

iii. Descripción del proyecto.

En esta sección se deberán señalar las características más

importantes del proyecto de inversión, incluyendo lo siguiente:

a) Objetivo, el cuál debe corresponder a uno o más de los objetivos y

estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo y los

programas sectoriales, regionales y especiales que aplican a la

dependencia o entidad encargada de la ejecución del proyecto.

b) Propósito, es decir, el resultado inmediato o consecuencia directa

que se espera lograr con la ejecución del proyecto y que contribuirá a

alcanzar el objetivo a que se refiere el inciso anterior.

c) Componentes, esto es, los activos que resultarían de la realización

del proyecto tales como edificios, caminos, plantas productivas, redes,

mobiliario y equipamiento, o servicios, los cuales son necesarios para

alcanzar el propósito del mismo.

d) Actividades, es decir, las principales acciones que se requieren

para generar los componentes del proyecto.

129


e) Tipo de proyecto, de conformidad con lo establecido.

f) El sector económico y la localización geográfica donde se

desarrollará el proyecto, así como su zona de influencia.

g) La capacidad instalada que se tendría y su evolución en el

horizonte de evaluación del proyecto, así como en el caso de los

proyectos de infraestructura económica, las metas de producción de

bienes y servicios que se alcanzarían con la realización del mismo.

h) En su caso, la generación de ingresos o la obtención de ahorros

derivados del proyecto.

i) Un resumen de los aspectos más relevantes de las evaluaciones

técnicas, legal y ambiental del proyecto.

j) El avance en la obtención de los derechos de vía, en el caso de

proyectos que requieran contar con ellos.

k) El costo total del proyecto considerando por separado las

erogaciones a realizar tanto en la etapa de ejecución como en la

operación:

k.1) Para la etapa de ejecución, el calendario de inversiones por año y la

distribución del monto total de inversión en los componentes del

proyecto o en sus principales rubros.

k.2) Para la etapa de operación, la distribución de las erogaciones a

realizar en sus principales rubros.

130


l) Las fuentes de recursos, su calendarización estimada y su

distribución entre recursos públicos (federales, estatales y municipales)

y privados.

m) Supuestos económicos, señalando los más importantes para

efectos de la evaluación, tales como crecimiento esperado del Producto

Interno Bruto y precio de la mezcla de petróleo durante el horizonte de

evaluación.

n) Infraestructura existente y proyectos en desarrollo que podrían

verse afectados por la realización del proyecto.

iv. Situación con proyecto.

En está sección se deberá considerar el impacto que tendría sobre el

mercado la realización del proyecto. Para dicho análisis deberá

compararse la situación sin proyecto optimizada con la situación con

proyecto, de tal manera que se identifiquen los impactos atribuibles al

proyecto exclusivamente, mismos que se deberán reflejarse en el flujo de

costo y beneficios.

v. Evaluación del proyecto.

En esta sección se deberán identificar y cuantificar en términos

monetarios los costos y beneficios del proyecto, así como el flujo de los

mismos a lo largo del horizonte de evaluación, con objeto de mostrar que

el proyecto es susceptible de generar, por sí mismo, beneficios netos

para la sociedad bajo supuestos razonables.

En la evaluación del proyecto se deberán tomar en cuenta los

efectos directos e indirectos, incluyendo, en su caso, las externalidades

y los efectos intangibles, derivados de su realización sobre el mercado

relevante, los mercados relacionados de bienes y servicios, y otros

131


agentes económicos, a fin de determinar su impacto final sobre la

sociedad.

Asimismo, se deberán presentar los indicadores de rentabilidad que

resulten de la cuantificación de costos y beneficios. En particular, se

deberá incluir una estimación del Valor Presente Neto (VPN), la Tasa

Interna de Retorno (TIR) y, en el caso de proyectos cuyos beneficios

estén vinculados al crecimiento de la población, la Tasa de Rendimiento

Inmediato (TRI).

En el caso de proyectos de inversión de infraestructura económica

que generen ingresos o ahorros monetarios, como los proyectos de

infraestructura productiva a largo plazo y la adquisición inmuebles por

arrendamiento financiero, se deberá presentar adicionalmente un

análisis de factibilidad financiera, donde se muestre, en términos de

valor presente, los ingresos generados, los ahorros obtenidos y las

erogaciones que implica la realización del proyecto desde el punto de

vista de la dependencia o entidad que lo realiza.

vi. Análisis de sensibilidad y riesgos

Mediante este análisis, se deberán identificar los efectos que

ocasionaría la modificación de las variables relevantes sobre los

indicadores de rentabilidad del proyecto, esto es, el VPN, la TIR y en su

caso, el TRI. Entre otros aspectos, deberá considerarse el efecto

derivado de variaciones porcentuales de los insumos y los bienes que se

producirán, y señalar la variación porcentual de estos rubros con la que

el VPN sería igual a cero.

Asimismo, se deberán considerar los riesgos asociados a la

ejecución del proyecto que puedan afectar su rentabilidad, tanto en su

etapa de ejecución en la operación.

132


vii. Conclusiones.

En está última sección se deberán exponer en forma concisa las

principales conclusiones a las que se llega con el análisis realizado y, en

su caso, señalar las acciones que se requieren para la ejecución

oportuna del proyecto.

5.1.4. Indicadores de rentabilidad.

1) Valor Presente Neto (VPN)

Donde:

Bt= beneficios totales en el año t

Ct=costos totales en el año t.

r= tasa social de descuento

n= número de años del horizonte de evaluación

t = año calendario, en donde el año 0 será el del inicio de las

erogaciones del gasto de inversión.

2) Tasa Interna de Retorno (TIR)

La TIR es el valor de la tasa de descuento que hace que el VPN sea

igual a cero.

133


3) Tasa de Rendimiento Inmediato (TRI)

Donde:

Bt+1=beneficio total en el año t +1

Ct´1= costo total en el año t+1

It=monto total de inversión valuado al año t

t= año en el termina la construcción del proyecto

t+1= primer año de operación

El momento óptimo para la entrada en operación de un proyecto

cuyos beneficios son crecientes en el tiempo se determina cuando

la TRI es igual o mayor que la tasa social de descuento (12 por

ciento de acuerdo con los lineamientos).

4) Costo Anual Equivalente (CAE)

Donde:

VPC=valor presente del costo total de proyecto (esto es, monto

total de inversión, gastos de operación y mantenimiento y otros

grandes gastos asociados).

r=tasa social de descuento

n=número de años de vida útil del activo (etapa de operación)

134


La alternativa más conveniente será aquella con el menor CAE. Si

la vida útil de los activos bajo las alternativas analizadas es la

misma, la comparación entre éstas se realizará únicamente a

través del valor presente de los costos de las alternativas.

5.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO:

SUBESTACIÓN MÓVIL ZARAGOZA

i. Resumen Ejecutivo

Problemática:

La zona oriente de La Ciudad de México es atendida por las

subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena, cuya capacidad

firme de estas subestaciones se encuentra rebasada. Actualmente

satisfacen una demanda cercana a su capacidad instalada, por tal

motivo, no pueden suministrar demandas de energía adicionales y ante

el requerimiento de demanda de 46.4 MW de los desarrolladores de

vivienda en esta zona, es necesaria la instalación urgente de una

subestación móvil de 45 MVA para satisfacerla, esta subestación estará

en funcionamiento de julio de 2009 a diciembre de 2012, fecha en la

cual se pondrá en servicio la subestación definitiva de Zaragoza, con

una capacidad de 180 MVA, 230/23 kV, que tomara la carga de la móvil

y la que se le solicite a la Entidad a partir de 2010. En enero de 2013, la

subestación móvil de 45 MVA estará disponible para atender la

demanda en otra zona de la Entidad, que lo requiera.

El área de Distribución de esta Entidad reporta que los siguientes

desarrolladores de vivienda y centros comerciales: Conjunto Parnelli S.

A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque Industrial Ecológico,

Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi

Palacio de Justicia Federal, han realizado varios requerimientos de

135


servicio en esta zona del Área Metropolitana, para la atención de éstas

sólo se cuenta con la subestación Santa Cruz, la cuál no tiene suficiente

capacidad para abastecer la zona actualmente.

Descripción del proyecto

Obra: Subestación móvil Zaragoza.- S. E. Telecontrolada de 45

MVA, 230/23 kV., 4 alimentadores de 11 MVA, para interconectarse al

anillo de 230 kV. Entre las SE's Santa Cruz-Aurora

Alternativas del proyecto

Se analizaron las siguientes alternativas:

Primera: Instalar la subestación eléctrica Móvil Zaragoza, debido a que

es una respuesta rápida a las necesidades de infraestructura eléctrica,

ya que la demanda de la zona originada principalmente por cargas

puntuales, modificó el pronostico basado en datos históricos, y el tiempo

de ejecución de una SE definitiva fluctúa entre tres y cinco años. En

consecuencia, la adquisición e instalación de una SE Móvil permite

atender con mayor oportunidad los requerimientos de demanda a corto

plazo.

Segunda: Tomar la energía eléctrica de las subestaciones cercanas al

punto de carga, pero esto no es posible debido a que están apunto de

rebasar su capacidad firme.

Tercera: Traer la energía de subestaciones eléctricas más lejanas, lo

cual nos ocasionaría mala regulación de voltaje y mayores pérdidas

técnicas y no técnicas, resultando una reducción en la confiabilidad del

suministro de energía y una pésima calidad en el servicio que se

proporciona.

136


Cuarta: Instalar una subestación con suficiente capacidad para

absorber el incremento de la demanda de energía eléctrica en la zona, la

cual ya ha sido proyectada para su construcción y representa la mejor

solución, esta subestación se llamará Zaragoza y tendrá una capacidad

instalada de 180 MVA. Esta opción requerirá de más tiempo que una

subestación móvil.

Se eligió la primera alternativa, por qué resulta la opción más

conveniente para satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de

forma rápida en la zona, actuando de forma provisional para dar tiempo

a la terminación y entrada en operación de la subestación definitiva en

SF6 Zaragoza.

Beneficios del proyecto

a) Ahorro de energía por reducción de pérdidas en alimentadores

b) Mayor cantidad de energía suministrada anualmente

c) Habitantes beneficiados con la realización del proyecto: 90, 000

aproximadamente

Relación beneficio/costo del proyecto 1.64

Tasa interna de retorno (tir) 184.01 %

Tasa de descuento 12.00 %

Tasa de retorno inmediato (tri) en 2009 90.65 %

Valor presente de los beneficios (mdp) 2, 407.050

Valor presente de los costos (mdp) 1,465.496

Valor presente neto (mdp) 941.554

Tabla 5.1 Relación Beneficio/Costo Del Proyecto

137


Riesgos

La realización de este proyecto pudiera enfrentar los siguientes riesgos:

• Riesgo cambiario. Este se debe a la variación o fluctuación del tipo

de cambio de las divisas.

• Riesgos Políticos. Exigencias sociales que condicionan la ejecución

de la obra.

• Riesgos económicos. Incremento de costos en la adquisición de

equipos y materiales. No contar con la aprobación del techo

presupuestal para ésta obra.

• Fenómenos meteorológicos. Afectación del programa de ejecución

del proyecto.

• Riesgos técnicos. En caso de presentarse una falla eléctrica se

pierde la subestación y el servicio del suministro de manera total,

restableciéndolo hasta la reparación de la avería, tiempo que dependerá

de la magnitud de la falla.

• Permisos Gubernamentales. Retraso en la entrega de los permisos

ambientales y licencias de construcción para la subestación.

ii. Situación sin proyecto y posibles soluciones

En el caso de no llevarse a cabo la instalación de la subestación

Zaragoza Móvil, no será posible atender la creciente demanda de energía

de la zona sureste, ya que en este momento la infraestructura eléctrica

disponible es insuficiente para atender ésta demanda, debido a que las

subestaciones que se encuentran cercanas al punto de carga como las

subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena no poseen la

138


capacidad suficiente para satisfacer el incremento de energía eléctrica

que se está presentando en la zona, ocasionado principalmente por los

desarrolladores de vivienda, que en conjunto con el desarrollo

industrial, comercial y de servicios, ha propiciado que la infraestructura

eléctrica sea insuficiente para soportar éstos incrementos en la

demanda de energía. Una solución a este problema, sería el

incrementar la longitud de los alimentadores de subestaciones alejadas

al punto de consumo, con la desventaja de que se tendrían pérdidas

técnicas y no técnicas, mala calidad del servicio, lo cual se traduce en

una pésima regulación del voltaje, aumento en el número de

interrupciones del servicio eléctrico e incremento en el tiempo de

duración de éstas. De no contarse con el proyecto implicaría el freno del

desarrollo socioeconómico de la zona (Calidad de vida, generación de

empleos e infraestructura).

Antes de tomar la decisión de instalar la subestación eléctrica

Móvil Zaragoza se consideraron las siguientes alternativas:

Primera: Instalar la subestación eléctrica Móvil Zaragoza, debido a que

es una respuesta rápida a las necesidades de infraestructura eléctrica,

ya que la demanda de la zona originada principalmente por cargas

puntuales, modificó el pronostico basado en datos históricos y el tiempo

de ejecución de una SE definitiva fluctúa entre tres y cinco años. En

consecuencia, la adquisición e instalación de una SE Móvil permite

atender con mayor oportunidad los requerimientos de demanda a corto

plazo.

Segunda: Tomar la energía eléctrica de las subestaciones cercanas al

punto de carga, pero éstas están a punto de rebasar su capacidad firme.

Tercera: Traer la energía de subestaciones eléctricas más lejanas, lo

cual nos ocasionaría mala regulación de voltaje y mayores pérdidas

139


técnicas y no técnicas, lo que resultaría una reducción en la

confiabilidad del suministro de energía y una pésima calidad en el

servicio que se proporciona.

Cuarta: Instalar una subestación con suficiente capacidad para

absorber el incremento de la demanda de energía eléctrica en la zona, la

cual ya ha sido proyectada para su construcción y representa la mejor

solución, esta subestación se llamará Zaragoza y tendrá una capacidad

instalada de 180 MVA.

Se eligió la primera alternativa, por qué resulta la opción más

conveniente para satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica de

forma rápida en la zona, actuando de forma provisional para dar tiempo

a la terminación y entrada en operación de la subestación definitiva en

SF6 Zaragoza. Con la entrada en servicio de ésta subestación se tomará

la carga de la subestación Móvil y se atenderán los requerimientos de

demanda adicionales.

Situación sin proyecto.

En la tabla 5.2, se observa la carencia de suministro energía

eléctrica en la zona de influencia de la futura subestación Móvil

Zaragoza, existe un déficit de 10 MW desde el año 2005 y desde esta

fecha esta rebasada la capacidad firme de la subestación eléctrica Santa

Cruz y en caso de presentarse una falla, parte del servicio quedará

interrumpido debido a que no hay suficiente respaldo para suministrar

toda la energía eléctrica requerida.

140


AÑOS

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MW SUBESTACION

oferta (C.F.) 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130

SANTA CRUZ

demanda 112 140 135 138 142 165 169 173 177 180 184 189 193

Tabla 5.2.Situación Sin Proyecto. Pronóstico Oferta-Demanda

Optimización

En esta situación, las medidas de optimización no son prácticas de

llevar a cabo, debido a la magnitud en el incremento de la demanda de

energía eléctrica que será necesaria satisfacer en el corto plazo, ya que

la infraestructura actual no tiene la capacidad para cubrir esta

demanda, y la opción de incrementar la longitud de los alimentadores

para traer la energía de subestaciones más lejanas nos ocasionaría

pérdidas económicas teniéndose una mala regulación del voltaje,

afectando la calidad del servicio proporcionado.

Por tal razón se opto por instalar la nueva subestación Móvil

Zaragoza, porque es una solución práctica para el suministro de energía

en el corto plazo.

141


iii. Descripción del Proyecto

Subestación

Descripción

Zaragoza Móvil

S.E. Telecontrolada de 45 MVA, 230/23 kV.,

4 alim. De 11 MVA, para interconectarse a la

LT. De 230 kV. Entre SE's Santa Cruz-

Aurora.

Tabla 5.3. Descripción Del Proyecto

a) Objetivo

La puesta en servicio de la subestación eléctrica Zaragoza Móvil, se

apega a lo establecido en la estrategia 15.9 del Plan Nacional de

Desarrollo 2007-2012 (PND), respecto a desarrollar la infraestructura

requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica con un alto

nivel de confiabilidad, realizando inversiones que permitan atender los

requerimientos de demanda en los diversos segmentos, así mismo de

conformidad al Programa Sectorial de Energía se asegurará el abasto

suficiente de energía eléctrica con calidad y oportunidad.

b) Propósito

Al operar la subestación eléctrica Zaragoza Móvil, se contará con la

capacidad necesaria y oportuna de transformación y distribución de

energía eléctrica para satisfacer el rápido incremento de la demanda de

energía en la zona sureste del Área Metropolitana de la Ciudad de

142


México, para dar el servicio necesario a los desarrollos habitacionales,

industriales y comerciales que se están presentando.

Con la subestación Zaragoza Móvil se espera beneficiar a 90, 000

habitantes aproximadamente, contribuyendo al desarrollo

socioeconómico de la zona.

c) Componentes

CONCEPTOS DE OBRA Millones de pesos

constantes de 2008

TOTAL MATERIAL: 50.060

Costo de la subestación 42.000

Materiales misceláneos 5.400

Fabricas y talleres 2.150

Materiales construcción 0.510

TOTAL MANO DE OBRA: 47.374

Recepción 2.870

Ajuste de protecciones y prueba de

canales de comunicación 2.870

Puesta en servicio 0.042

Ingeniería 0.500

UTR'S 0.433

fabricas y talleres 10.120

Construcción 30.539

TOTAL 97.434

Tabla 5.4. Mano de Obra y Materiales del Proyecto

143


d) Actividades

• Analizar la factibilidad eléctrica.

• Analizar la factibilidad física.

• Analizar la factibilidad económica.

• Desarrollar la ingeniería preliminar del proyecto.

• Desarrollar especificaciones técnicas de las subestaciones

móviles.

• Realizar la Licitación pública para la adquisición de las

subestaciones y equipo auxiliar.

• Fincamiento del pedido al oferente ganador del licitatorio.

• Desarrollar el proyecto civil y electromecánico de detalle.

• Fabricación de estructuras y cimentaciones requeridas

• obtención de los permisos y licencias, de construcción en caso de

requerirse.

• Instalar la subestación móvil e interconectarla con la línea de

transmisión asociada.

• Adecuación de los esquemas de protección de las subestaciones

asociadas a la línea de transmisión que se abre para

interconectar la subestación móvil.

• Pruebas de recepción

• Puesta en servicio.

e) Tipo de proyecto

Este corresponde a un proyecto de infraestructura económica,

conforme al inciso i, numeral 2 de los Lineamientos para la elaboración

y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y

proyectos de inversión, de la SHCP. El cronograma de actividades se

muestra a continuación:

144


145

AR

EA

A

CT

IVI

PO

N P

R O

G R

A M

A

P

R O

G R

A M

A

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A

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23

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89

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

RA

DO

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TA

LL

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Tabla 5.5. El Cronograma De Actividades

50

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OS

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L.

AL

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R0

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FA

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ICA

S Y

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NS

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36

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72

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R0

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OS

R0

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f) Sector Económico, localización geográfica y zona de influencia

El proyecto de la instalación de la subestación Zaragoza Móvil se

desarrollará en la Zona Sureste del Área Metropolitana, en la Delegación

Iztapalapa, Distrito Federal.

El Sector Económico al que pertenece este proyecto es: El de

Generación de Energía Eléctrica y Agua.

Figura 5.1 Croquis De Localización De La Subestación Móvil

Zaragoza

146


Figura 5.2 Diagrama Unifilar De La Subestación Móvil Zaragoza

147


g) Capacidad instalada que se tendría y su evolución.

Subestación Zaragoza Móvil con un transformador trifásico de 45 MVA

Año

45 MVA 2009

45 MVA 2010

45 MVA 2011

: 2012

: 2013

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45 MVA 2019

Tabla 5.6. Capacidad Instalada

La principal meta que se tendría con la realización de este proyecto

sería:

• Atender la creciente demanda de energía eléctrica que se ha

venido presentado en la zona sureste del Área Metropolitana de la

Ciudad de México, debido principalmente a los desarrolladores de

vivienda, comercio, industria y servicios.

148


h) La generación de ingresos o la obtención de ahorros derivados

del proyecto

Año

Energía anual suministrada

(Ventas) mdp

Ahorro anual por menores pérdidas en

alimentadores mdp

Total Ingresos anuales

mdp

Total Ingresos

anuales en valor presente

mdp

2009 209.230 9.941 219.171 195.688

2010 418.459 19.882 438.341 349.443

2011 418.459 19.882 438.341 312.002

2012 418.459 19.882 438.341 278.574

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2019 418.459 19.882 438.341 126.013

Total 4,393.824 208.759 4,602.584 2,407.051

Tabla 5.7 Generación De Ingresos

i) Los aspectos más relevantes de las evaluaciones técnicas, legal y

ambiental del proyecto

a) Factibilidad técnica

Con el propósito de atender el crecimiento de la demanda de

energía eléctrica en la zona sureste, se realizaron los estudios de flujos

de potencia y corto circuito, así como visitas de campo dando como

resultado la factibilidad favorable del proyecto. En seguida se elaboró la

ingeniería preliminar que consistió en determinar la ubicación de la

subestación móvil bajo el derecho de vía y su tipo (convencional o SF6),

149


así como determinar el listado de componentes y materiales a emplearse

en su instalación. También se cuantifico el costo aproximado de labor.

b) Factibilidad legal

No se requiere, ya que la subestación se instalará dentro de los

derechos de vía ya existentes.

c) Factibilidad ambiental

LFC realizará los trabajos pertinentes para corroborar la factibilidad

ambiental y realizará las gestiones ambientales pertinentes apoyándose

en la norma 114 de SEMARNAT.

j) El avance en la obtención de los derechos de vía, en el caso de

proyectos que requieren contar con ellos.

No es necesario, debido a que se utilizaran los derechos de vía que

pertenecen a LFC.

k) El costo total del proyecto, considerando por separado las

erogaciones a realizar tanto en la etapa de ejecución como de operación

Costo total del proyecto, en valor presente, identificando

etapas de:

Construcción y de operación.

K1) Para la etapa de ejecución, el calendario de inversiones por año

y la Distribución del monto total de la inversión en el componente del

proyecto o en sus principales rubros:

150


2008

2009

Total (mdp)

Zaragoza Móvil % 55.273 44.727 100 %

Material 48.500 1.560 50.060

Labor 5.355 42.019 47.374

S.E. Telecontrolada de 45 MVA, 230/23

kV., 4 alim. De 11 MVA, para

interconectarse a la LT. De 230 kV. Entre

SE's Santa Cruz-Aurora. Total 53.855 43.579 97.434

Tabla 5.8 Calendario de Inversiones y la distribución del Monto

Total un sus Principales Rubros (Millones De Pesos De 2008)

K2) Para la etapa de operación, la distribución de las erogaciones a

realizar en Distribución en sus principales rubros:

Año Inversión

mdp

Operación

y

manto.

Costos

aguas arriba

Costos

aguas

abajo

Costo total

Valor presente

de los costos

totales

mdp

2008 53.855 53.855 53.855 2009 43.579 0.731 107.600 16.661 168.561 150.510 2010 : 1.462 215.200 33.323 249.948 199.286 2011 : 1.462 215.200 33.323 249.948 177.934 2012 : 1.462 215.200 33.323 249.948 158.870 2013 : 1.462 215.200 33.323 249.948 141.848 2014 : 1.462 215.200 33.323 249.948 126.650 2015 : 1.462 215.200 33.323 249.948 113.080

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2019 : 1.462 215.200 33.323 249.948 71.865

Total 97.434 15.346 2, 259.601 349.888 2, 722.270 1,465.497

Tabla 5.9. Se puede apreciar el desglose del Proyecto en sus

Principales Rubros (Millones De Pesos Del 2008)

151


l) Las fuentes de los recursos, su calendarización estimada y su

distribución entre recursos públicos (federales, estatales y municipales)

y privados.

Para Luz y Fuerza del Centro la fuente de financiamiento para los

proyectos son: Recursos propios autorizados en el Presupuesto de

Egresos de la Federación.

m) Supuestos económicos, señalando los más importantes para

efectos de evaluación.

En la elaboración del Beneficio-Costo se emplearon los parámetros

de costos como son: aguas arriba, aguas abajo y precio medio de venta

de la energía para la evaluación económica del proyecto, los valores

antes mencionados son tomados del documento “Parámetros para la

evaluación de proyectos de transmisión” editado por la Comisión Federal

de Electricidad, correspondiente al año 2007. Las tasas de descuento

empleadas en los cálculos en la determinación del Beneficio-Costo son

del 12, 15 y 20 % avalados por la SHCP para estos estudios.

n) Infraestructura existente y proyectos en desarrollo que

podrían verse afectados por la realización del proyecto:

Se verá favorecida la distribución de energía eléctrica suministrada

por subestación Santa Cruz, al no rebasar el suministro su capacidad

instalada.

Proyectos que se verían afectados favorablemente.

Conjunto Parnelli S. A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque

Industrial Ecológico, Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín

Neza y Grupo Indi Palacio de Justicia Federal.

152


iV Situación con proyecto

Con la instalación de la subestación Zaragoza Móvil, se atenderá el

incremento de la demanda de energía eléctrica que se está presentando

en la zona, ya que con la infraestructura actual no será posible hacerlo.

Como se ha mencionado anteriormente el crecimiento de la demanda de

energía en la zona es explosivo y originado por la construcción de

desarrollos habitacionales, comerciales e industriales que no fueron

notificados a la entidad de manera oportuna. Por lo tanto, es necesaria

la instalación de la subestación Zaragoza Móvil, para satisfacer los

nuevos requerimientos de demanda de energía. Desde luego con este

proyecto se obtendrán mayores ingresos por venta de energía y se

contribuirá al desarrollo socioeconómico de la zona (Calidad de vida,

generación de empleos e infraestructura).

Asimismo, se dará tiempo para que entre en operación la

subestación fija Zaragoza con una capacidad de 180 MVA, que

posteriormente tomará toda la carga de la subestación móvil y la que se

presente en el futuro.

Este proyecto beneficiará a las Colonias Santa Martha Acatitla,

Santa Maria Atzahuacan y San Lorenzo Xicoténcatl, las cuales se

encuentran ubicadas en La Delegación Iztapalapa, D.F. y el municipio

de Netzahualcóyotl, Estado de México.

Del siguiente cuadro 5.10, se puede observar que desde los años

2007 hasta el 2008 existe un déficit de energía eléctrica. Con la entrada

en operación de la subestación Móvil Zaragoza se solucionará el

problema durante un corto plazo, obteniendo tiempo necesario para la

entrada en operación de la subestación fija Zaragoza de 180 MVA.

153


AÑOS

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MW SUBESTACION

oferta (C.F.) 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130 130

SANTA CRUZ demanda

112 140 135 130 130 125 130 130 125 125 125 125 125

oferta

(C.F.) 41 41 41

ZARAGOZA MOVIL demanda

41 41 41

oferta

(C.F.)

65 130 130 130 130

ZARAGOZA FIJA

demanda 52 55 59 65 68

De acuerdo a la tabla 2 se tiene el

siguiente Déficit MW 8 12 43

Tabla 5.10 Situación con Proyecto. Pronostico Oferta-Demanda

v. Evaluación del proyecto.

Resultados de la evaluación.

En la tabla 5.11 se muestran los resultados económicos del

proyecto, en el cual se puede ver que el proyecto es económicamente

rentable.

154


Indicadores Económicos

S. E. MOVIL ZARAGOZA TIR VPN mdp

B/C TRI

S.E. Telecontrolada de 45

MVA, 230/23 kV., 4 alim. de 11

MVA, para interconectarse a la

LT. de 230 kV. entre SE's

Santa Cruz-Aurora.

184.01 %

941.554 1.64 90.65

%

Tabla 5.11. Evaluación del Proyecto

Identificación de costos

La inversión del proyecto cubrirá los siguientes costos:

• Costos de Ingeniería preliminar.

• Costos de Ingeniería de proyecto.

• Costos de adquisición de equipo y los materiales para su

instalación.

• Costos de ejecución de obra.

Los costos necesarios para llevar a cabo la operación del proyecto

son:

• Costo marginal de la energía aguas arriba

• Costo marginal de la energía aguas abajo

• Costos de operación y mantenimiento anuales (materiales y

salarios) representados por el 1.5% anual sobre el monto total de

la inversión del proyecto, a partir de

• la entrada en operación.

155


Los costos anteriores se calculan de la siguiente manera:

Cálculo del Costo por Operación y Mantenimiento.

Los datos utilizados para la obtención de los costos de operación y

mantenimiento, son valorados mediante la suma de la inversión al año

referido, multiplicado por el factor de operación y mantenimiento que es

de 1.5% para una subestación de tipo móvil.

COSTO OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (Año 2010) =INVERSIÓN X

FACTOR DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

(Miles de Pesos constantes del 2008)

1,461.508 $ = (97, 433.899) x (0.015)

Para cada uno de los años de operación del proyecto (10 años), los

costos se pueden ver mas adelante en la tabla 5.12. En la columna bajo

el título Operación y Mantenimiento. Así como en el análisis de

rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).

Cálculo de los costos Aguas Arriba

Corresponde a los costos asociados a la infraestructura eléctrica

necesarios para hacer llegar la energía del punto de generación al punto

de recepción del nuevo proyecto.

Los datos utilizados para la obtención de los costos aguas arriba

son los siguientes: la carga obtenida de estudios eléctricos realizados

por LFC, las horas al año, el factor de carga y el costo marginal de la

energía aguas arriba establecido por CFE mediante el documento

156


“Parámetros de evaluación utilizados en proyectos a incorporar en la red

eléctrica”.

COSTO AGUAS ARRIBA (Año 2010) = CARGA CONSIDERADA X HORAS

AL AÑO X FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ARRIBA


215,200.146= (40.5 MW) x (8760 h) x (0.65) x (0.93319 M$/MWh)

El valor de los costos aguas arriba a lo largo del horizonte de

evaluación se modifica debido al incremento de la carga (MW) que se

tenga pronosticada para la zona.

Para cada uno de los años durante la operación del proyecto (10

años), los costos se pueden ver mas adelante en el Tabla 5.12. En la

columna bajo el titulo Costo Aguas Arriba. Así como en el análisis de


Cálculo de los costos Aguas Abajo

Corresponde a los costos asociados a la infraestructura eléctrica

necesarios para hacer llegar la energía del punto de entrega del nuevo

proyecto hasta los usuarios finales.

Los datos utilizados para la obtención de los costos aguas abajo

son los siguientes: la carga obtenida de estudios eléctricos realizados

por LFC, las horas al año, el factor de carga y el costo marginal de la

energía aguas abajo establecido por CFE mediante el documento


eléctrica”.

157


COSTO AGUAS ABAJO (Año 2010) = CARGA CONSIDERADA X HORAS

AL AÑO X FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ABAJO


33,322.712 = (40.50 MW) X (8760 h) X (0.650) X (0.144500 M$/MWh)

El valor de los costos aguas abajo a lo largo del horizonte de

evaluación se modifica debido al incremento de la carga (MW) que se

tenga pronosticada para la zona.


años), los costos se pueden ver mas adelante en el Tabla 5.12. En la

columna bajo el título Costo Aguas Abajo. Así como en el análisis de


Año Inversión

mdp

Operación

y

manto.

Costos

aguas arriba

Costos

aguas

abajo

Costo total

Valor presente

de los costos

totales

Mdp

2008 53.855 53.855 53.855

2009 43.579 0.731 107.600 16.661 168.561 150.510

2010 : 1.462 215.200 33.323 249.948 199.286

2011 : 1.462 215.200 33.323 249.948 177.934

2012 : 1.462 215.200 33.323 249.948 158.870

2013 : 1.462 215.200 33.323 249.948 141.848

2014 : 1.462 215.200 33.323 249.948 126.650

2015 : 1.462 215.200 33.323 249.948 113.080

: : : : : : :

: : : : : : :

2019 : 1.462 215.200 33.323 249.948 71.865

Total 97.434 15.346 2, 259.601 349.888 2, 722.270 1,465.497

Tabla 5.12. Costos del Proyecto (Millones de Pesos Constantes del

2008)

158


Beneficios

Ventas

Los datos utilizados para la obtención de las ventas son tomados de

estudios eléctricos realizados por LFC, este calculo se determina

mediante el producto de la carga, el factor de carga, las horas al año y el

costo de venta de la energía vendida por CFE mediante el documento


eléctrica”.

VENTAS (Año 2010)=CARGA CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X

FACTOR DE CARGA X PRECIO MEDIO DE VENTA

(Miles de pesos constantes del 2008)

418,459.462= (40.5MW) X (8760 h) X (0.65) X (1.81460 M$/MWh)

El valor de las ventas a lo largo del horizonte de evaluación se

modifica debido al incremento de la carga (MW) que se tenga

pronosticada para la zona.


años), las ventas se pueden ver más adelante en el Tabla 5.13. En la

columna bajo el titulo Beneficio por venta de energía. Así como en el

análisis de rentabilidad del caso base (con tasa de descuento del 12%).

Ahorros

Una alternativa para cubrir las necesidades de energía eléctrica en

determinada zona es alargar la longitud de los alimentadores de

subestaciones lejanas, pero esto ocasionaría pérdidas muy grandes de

energía eléctrica y mala regulación en el voltaje, esta es una solución en

caso de no tener otra opción, pero lo más recomendable es ampliar la

159


subestación eléctrica más cercana o construir una subestación nueva,

según convenga, de tal decisión se obtiene el beneficio de los ahorros

por no alargar alimentadores.

Este cálculo se determina mediante el producto de la carga, las

horas al año, el factor de pérdidas por alimentadores largos, factor de

carga, costo marginal aguas abajo mas el producto de la carga, las

horas al año, el factor de pérdidas por alimentadores largos, factor de

carga, costo marginal aguas arriba. Los costos marginales aguas arriba

y costos marginales aguas abajo, datos proporcionados cada año por

CFE mediante el documento: “Parámetros de evaluación utilizados en

proyectos a incorporar en la red eléctrica”.

AHORROS POR NO EMPLEAR ALIMENTADORES LARGOS = (CARGA

CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X FACTOR DE PÉRDIDAS X

FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ABAJO) + (CARGA

CONSIDERADA X HORAS AL AÑO X FACTOR DE PÉRDIDAS X

FACTOR DE CARGA X COSTO MARGINAL AGUAS ARRIBA)

19,881.829 Miles $ (2010) = (40.50 MW) X (8, 760 h) X (0.08) X (0.65) X

(0.144500 M$/MWh) + (40.50 MW) X (8, 760 h) X (0.08) X (0.65) X

(0.93319 M$/MWh)

El valor de los ahorros a lo largo del horizonte de evaluación se

modifica debido al incremento de la carga (MW) que se tenga

pronosticada para la zona.


años), los ahorros se pueden ver más adelante en el cuadro 5.13. En la

columna bajo el titulo BENEFICIOS POR AHORROS POR MENORES

PERDIDAS EN ALIMENTADORES. Así como también en el cuadro de

rentabilidad del caso base (tasa de descuento 12%) bajo el mismo titulo.

160


Año

Energía anual suministrada

(Ventas) mdp

Ahorro anual por menores pérdidas en alimentadores

mdp


mdp


en valor presente

mdp

2009 209.230 9.941 219.171 195.688

2010 418.459 19.882 438.341 349.443

2011 418.459 19.882 438.341 312.002

2012 418.459 19.882 438.341 278.574

: : : : :

: : : : :

2019 418.459 19.882 438.341 126.013

Total 4,393.824 208.759 4,602.584 2,407.051

Tabla 5.13. Ahorro (Millones de Pesos Constantes del 2008)

vi. Análisis de sensibilidad y Riesgos

El análisis de sensibilidad se efectuó con respecto a las tasas de

descuento del 12%, 15%, y 20% S. E. MOVIL ZARAGOZA

Tasa de descuento

VPN (mdp)

B/C TIR %

TRI %

Años de recuperación

12% 941.554 1.64 184.01 90.65 3

15% 812.162 1.63 184.01 89.26 3

S.E. Telecontrolada

de 45 MVA, 230/23

kV., 4 alim. De 11

MVA, para

interconectarse a la

LT. de 230 kV. entre

SE's Santa Cruz-

Aurora.

20% 646.379 1.61 184.01 87.04 3

Tabla 5.14. Análisis de Sensibilidad (Caso Base) (Millones de Pesos

Constantes del 2008)

161


S. E. MOVIL ZARAGOZA

Tasa de descuento

VPN (mdp)

B/CTIR %

TRI %


12% 740.703 1.63 83.56 79.95 5

15% 602.341 1.61 83.56 76.31 5

S.E.

Telecontrolada de

45 MVA, 230/23

kV., 4 alim. de 11

MVA, para

interconectarse a

la LT. de 230 kV.

entre SE's Santa

Cruz-Aurora.

20% 434.385 1.57 83.56 70.68 5

Tabla 5.15. Plazo de Ejecución 2 Años (Millones de Pesos


Tasa de

descuento

VPN (mdp)

B/CTIR %

TRI %


12% 581.224 1.61 56.88 70.22 7

15%

444.600

1.59 56.88 64.84 7

S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E. Telecontrolada de

45 MVA, 230/23 kV., 4

alim. de 11 MVA, para

interconectarse a la LT.

de 230 kV. entre SE's

Santa Cruz-Aurora.

20% 288.576

1.54 56.88 56.81 7

Tabla 5.16. Plazo de Ejecución 4 Años (Millones de Pesos


162


Tasa de

descuento VPN

(mdp) B/C

TIR%

TRI %


12% 0 1 12 16.26 12

15%

119.090

0.95 12 16.01 >12

S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E. Telecontrolada

de 45 MVA, 230/23

kV., 4 alim. de 11

MVA, para

interconectarse a la

LT. de 230 kV. entre

SE's Santa Cruz-

Aurora.

20%

268.846

0.86 12 15.61 >12

Tabla 5.17. Aumentando un 1115 % del Costo Original de La Obra

(Millones de Pesos Constantes del 2008

Tasa de descuento

VPN (mdp)

B/C TIR %

TRI %


12%

733.085

1.61 147.72 72.38 3

15%

629.977

1.60 147.72 71.27 3

S. E. MOVIL ZARAGOZA S.E.

Telecontrolada de

45 MVA, 230/23

kV., 4 alim. de 11

MVA, para

interconectarse a

la LT. de 230 kV.

entre SE's Santa

Cruz-Aurora.

20%

497.926

1.57 147.72 69.49 3

Tabla 5.18. Con Carga Considerada al 80 % Millones de Pesos

Constantes del 2008

163


Riesgos

La realización de este proyecto pudiera enfrentar los siguientes riesgos:

• Riesgo cambiario. Este se debe a la variación o fluctuación del tipo

de cambio de las divisas.

• Riesgos Políticos. Exigencias sociales que condicionan la ejecución

de la obra

• Riesgos económicos. Incremento de costos en la adquisición de

equipos y materiales. No contar con la aprobación del techo

presupuestal para ésta obra.

• Fenómenos meteorológicos. Afectación del programa de ejecución

del proyecto.

• Riesgos técnicos. En caso de presentarse una falla eléctrica se

pierde la subestación y el servicio del suministro de manera total,

restableciéndolo hasta la reparación de la avería, tiempo que dependerá

de la magnitud de la falla

• Permisos Gubernamentales. Retraso en la entrega de los permisos

ambientales y licencias de construcción para la subestación.

164


Conclusiones:

El creciente incremento en la demanda de energía eléctrica en la

zona sureste de la Ciudad de México, ha ocasionado que la

infraestructura eléctrica de transformación y distribución sea

insuficiente para satisfacer los requerimientos adicionales de energía

que no fueron notificados a la entidad de manera oportuna para

considerarlos en el escenario de la planeación y por ello es necesario la

instalación y puesta en operación de la subestación móvil Zaragoza para

cubrir la demanda de los desarrolladores de vivienda y centros

comerciales: Conjunto Parnelli S. A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C.

V., Parque Industrial Ecológico, Soluciones Integrales de Energía,

Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi Palacio de Justicia Federal.

Este proyecto cumple con la factibilidad técnica, económica y

ambiental, de acuerdo con los lineamientos publicados por la SHCP

para los proyectos de infraestructura económica y por ello su ejecución

es viable.

165

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES


CRITERIOS DE SELECCIÓN DE SE´s MOVILES:

1) El suministro de energía eléctrica en un tiempo muy corto, dados los

compromisos entre LFC y los clientes.

2) Falta de terreno.

3) Costo bajo de las subestaciones móviles.

4) El tiempo de interconexión a la red de Luz y Fuerza y puesta en

servicio es del orden de tres meses.

5) El costo de una subestación móvil representa una tercera parte de

una fija.

6) La subestación móvil está totalmente automatizada.

7) No se reduce la confiabilidad ni la continuidad del sistema.

8) Se utiliza tecnología probada sin requerir un supervisor de un

montaje (cuyo costo es alto).

166


CONCLUSIONES:

1) La instalación y operación de las subestaciones móviles proporcionará

las demandas de energía urgente solicitadas para los desarrolladores de

vivienda e industria a partir de 2009.

2) Se aprovechan los derechos de vía de las líneas de transmisión de la

red LFC que son de su propiedad ahorrando la compra del terreno, por

lo que es necesario tener un buen sistema de tierras que drene las

fallas.

3) Permiten actuar rápidamente en situación de emergencia, ya que las

subestaciones móviles son fáciles de desplazarse en un corto tiempo al

lugar de falla de emergencia.

4) Permiten la continuidad del servicio durante el mantenimiento o

reparación de una subestación fija.

5) Dadas las condiciones de emergencia el costo de adquisición,

instalación, recepción y operación de las subestaciones móviles es bajo

comparado al de una subestación fija de las mismas características del

orden 30%.

6) Las subestaciones móviles permanecerán instaladas en los sitios

antes mencionados en promedio de 3 a 5 años.

8) Si bien la instalación de subestaciones móviles permite la “pronta”

atención a clientes en el nivel de distribución, al sistema de potencia no

le benefician en nada, pues estas subestaciones están limitadas y no

permiten la conexión de bancos de capacitores lo cual, en un área

carente de reactivos y generación como lo es el área central y ante una

167


contingencia severa puede provocar que el colapso del sistema sea más

rápido, sin la capacidad de respuesta en la parte operativa, tal es le caso

de las zonas Pachuca y Toluca.

9) En 2005 se instalaron un total de 9 subestaciones en diferentes

zonas de atención con el fin de atender crecimientos inmediatos de

demanda pues serían suficientes para dar tiempo a la instalación de

subestaciones definitivas.

Uno de los fines de la generación distribuida instalada entre 2006 y

2007, era recuperar capacidad firme en subestaciones, algunas de estas

centrales se instalaron en la parte oriente de la zona metropolitana.

Hasta el momento no se conoce de un programa por parte del Área de

Distribución en el sentido de impulsar las subestaciones definitivas

contenidas en el programa de proyectos e ir rotando las subestaciones

móviles con las que cuenta actualmente.

10) De continuar con esta tendencia de instalación de subestaciones

móviles para atender demanda en el corto plazo y no concluir

subestaciones definitivas que las sustituyan, se pone en riesgo la

seguridad del sistema, pues por los componentes que tienen las

subestaciones móviles, el sistema de potencia se hace más vulnerable y

por consiguiente una falla por pequeña que esta pueda ser ocasionará

graves problemas.

11) La instalación pues de nuevas subestaciones móviles debe estar

supeditada a un programa de instalación de subestaciones definitivas

que permita ir sustituyendo las subestaciones móviles para recuperar la

seguridad y adecuación del sistema de potencia, de otra forma su

factibilidad debe ser negada.

168

ANEXOS

169

ANEXO : NORMATIVO

NEMA ICS-6-2001 INDUSTRIALS CONTROLS AND SYSTEMS ENCLOSURES

ASTM B 766-86 2003

STANDARD SPECIFICATION FOR ELECTRODEPOSITED COATINGS OF CADMIUN.

ANSI/IEEE Std. C57.12.00-1993

IEEE STANDARD GENERAL REQUIREMENTS FOR LIQUID - INMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATION

TRANSFORMERS

ANSI/IEEE Std. C57.12.00-1993

IEEE STANDARD TEST CODE FOR LIQUID IMMERSED DISTRIBUTION, POWER, AND REGULATING TRANSFORMERS,

AND IEEE GUIDE FOR SHORT - CIRCUIT TESTING OF DISTRIBUTION AND POWER TRANSFORMERS.

ANSI/IEEE Std. 24

ELECTRICAL DIMENSIONAL AND RELATED REQUIREMENTS FOR OUTDOOR APPARATUS BUSHINGS

IEEE Std. C57. 109-1993

GUIDE FOR LIQUID IMMERSED TRANSFORMER THROUGH - FAULT - CURRENT - DURATION

IEEE 450-1995 RECOMMENDED PRATICE FOR MAINTENANCE, TESTING, AND

REPLACEMENT OF LARGE LEAD STORAGE BATTERIES FOR GENERATING STATIONS AND SUBTATIONS.

LFC-ING-001 MAY/2006 RELEVADORES BASADOS EN MICROPROCESADORES

LFC-ING-047 SEP/2003 EQUIPO TERMINAL ÓPTICO

LFC-ING-065 MAR/03 MULTIMEDIDORES Y MEDIDORES PARA TABLEROS

LFC-GDO-007 MAY/05 UNIDAD TERMINAL REMOTA

LFC-GDO-021 MAY/05

MAESTRA LOCAL

ANEXOS

ANEXO

SUBESTACIONES MÓVILES DE POTENCIA EN SF6 45 MVA, 230/23KV

170DIAGRAMA UNIFILAR

ANEXOS

171

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO

Ω

Ω

ANEXOS

172

PLANTA Y ELEVACION MODULO DE LINEA

ANEXOS

173

PLANTA Y ELEVACION MODULO DE BANCO

ANEXOS

174

PLANTA Y ELEVACION MODULO MOVIL 4

GLOSARIO DE TÉRMINOS

175


Adiciones de Capacidad por Modernización

Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos

Adiciones de capacidad por rehabilitación

Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha degradado.

Arrendamiento Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente)

acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), por el derecho de usarlo(s) durante un período determinado

Autoabastecimiento Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica

de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia

Autoabastecimiento remoto

Es el suministro a cargo de proyectos de autoabastecimiento localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando la red de transmisión del servicio público.

Capacidad Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica

una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.

Capacidad adicional no comprometida

Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.

Capacidad adicional total

Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida.

Capacidad bruta Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o

sistema de generación. Capacidad efectiva Es la capacidad de una unidad generadora que se determina

tomando en cuanta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.

Capacidad existente Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico

(centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo decenal que comprende el estudio.

Carga Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide

en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.


176

Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas

Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del

servicio público, (CFE, LFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación.

Demanda Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica

requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo (MWh/h).

Demanda base Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva

se indica el promedio de las demandas mínimas diarias). Demanda máxima Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h). Demanda máxima coincidente

Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional y estacional de los patrones de consumo de la energía eléctrica.

Demanda media Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el

número de horas del año (MWh/h). Disponibilidad Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad

generadora estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.

Energía bruta Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos

de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la energía de exportación.

Factor de carga Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda

máxima registradas, en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.

Margen de reserva Diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente

de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente.

Megawatt (MW) Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts. Megawatt hora(MWh) Energía consumida por una carga de un MW durante una hora. Pérdidas Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW),

que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las


177

pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.

Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y

compensación, interconectados para el transporte de energía.. Sector eléctrico Conjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen en los

procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía eléctrica.

Sistema eléctrico Integrado por los participantes públicos y privados, conectados a la

red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Sistema mallado Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las

subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos.

Subestación Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar y

edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace entre dos o más circuitos.

Suministrador Comisión Federal de Electricidad y/o Luz y Fuerza del Centro. Voltaje Potencia electromotriz medida en voltios entre dos puntos.

BIBLIOGRAFÍA

178

BIBLIOGRAFIA

PROSPECTIVA DEL SECTOR ELECTRICO 2007-2016 SECRETARÍA DE ENERGÍA, PRIMERA EDICIÓN 2007

MANUAL DE DISEÑO DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES

IEC-60044-1 (2003-02) Ed. 1.2 CURRENT TRANSFORMER IEC-60044-2 (2003-02) Ed. 1.2 INDUCTIVE VOLTAGE

TRANSFORMERS IEC-60059 IEC STANDARD CURRENT RATING IEC-60099-1(1999-12) Ed. 3.1 NON-LINEAR RESISTOR TYPE

GAPPED SURGE ARRESTERS FOR A.C. SYSTEMS

IEC-60099-4(2006-07) Ed. 2.1 METAL-OXIDE SURGE ARRESTERS WITHOUT GAPS FOR A.C. SYSTEMS

IEC-60137(2003-08) INSULATED BUSHINGS FOR ALTERNATING

VOLTAGES ABOVE 1000 V. IEC 60168 (2001-04) Ed. 4.2 TESTS ON INDOOR AND OUTDOOR

POST INSULATORS OF CERAMIC MATERIAL OR GLASS FOR SYSTEMS WITH NOMINAL VOLTAGES GREATER THAN 1000 V.

IEC 60273(1990-03) CHARACTERISTIC OF INDOOR AND OUTDOOR

POST INSULATORS FOR SYSTEMS WITH NOMINAL VOLTAGES GREATER THAN 1000 V

IEC-60815(1986-05) GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATORS IN

RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS IEC-60947-1(1988) LOW – VOLTAGE SWITCHGEAR AND

CONTROLGEAR – PART 1: GENERAL RULES IEC-62052-11 (2003) Ed.1.0 METERING EQUIPMENT IEC-62053-22(2003) Ed. 1.0 STATIC METERS FOR ACTIVE ENERGY

(CLASSES 0.2 AND 0.5 S)

BIBLIOGRAFÍA

179

IEC-62271-1 (2007) Ed. 1.0 HIGH-VOLTAGE SWITCHGEAR AND CONTROLGEAR – PART 1: COMMON SPECIFICATIONS

IEC-62271-100 (2006-10) Ed. 1.2 HIGH-VOLTAGE ALTERNATING-

CURRENT CIRCUIT-BREAKERS IEC-62271-102 ALTERNANTING CURRENT DISCONECTORS AND

EARTHING SWITCHES IEC-62271-200 (2003) Ed. 1.0 METAL – ENCLOSED SWITCHGEAR AND

CONTROLGEAR FOR RATED VOLTAGES ABOVE 1 KV AND UP TO AND INCLUDING 52 KV

NMX-H-074-1996-SCFI INDUSTRIA SIDERÚRGICA-PRODUCTOS

DEL HIERRO Y ACERO RECUBIERTOS CON ZINC(GALVANIZADOS POR INMERSIÓN EN CALIENTE)- ESPECIFICACIONES Y METODOS DE PRUEBA

IEC/TR-60815 GUIDE FOR THE SELECTION OF INSULATORS IN

RESPECT OF POLLUTED CONDITIONS NMX-J-098-1999 TENSIONES NORMALIZADAS NMX-J-116-ANCE-2005 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION TIPO

POSTE Y TIPO SUBESTACION – ESPECIFICACIONES

NMX-I-053-NYCE-2004 ELECTRONICA-METODOS DE PRUEBA PARA

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Anteproyecto de Diseno de Una Subestacion Movil de 45 Mva, 230-223 Kv, En Sf6 de Lfc

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