CFE-L0000-70-2012 CALIDAD DE LA ENERGIA.pdf

MÉXICO
CALIDAD DE LA ENERGÍA: CARACTERÍSTICAS Y LÍMITES DE LAS
PERTURBACIONES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
GUÍA
CFE L0000-70
AGOSTO 2009
PARA USO INTERNO DE LA CFE
ACUERDO-01/COMITÉ DE CALIDAD DE ENERGÍA 23-FEB-2012

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090821
C O N T E N I D O
1 OBJETIVO _________________________________________________________________________1
2 CAMPO DE APLICACIÓN _____________________________________________________________1
3 NORMAS QUE APLICAN _____________________________________________________________1
4 DEFINICIONES _____________________________________________________________________2
4.1 Armónica de Tensión _______________________________________________________________2
4.2 Calidad de la Energía _______________________________________________________________3
4.3 CENACE __________________________________________________________________________3
4.4 Cliente ____________________________________________________________________________3
4.5 Compatibilidad Electromagnética _____________________________________________________3
4.6 Desbalance de Tensión ______________________________________________________________3
4.7 Fluctuación de la Tensión (Flicker)_____________________________________________________3
4.8 Frecuencia Fundamental _____________________________________________________________3
4.9 Índice de Planeación (Ip) _____________________________________________________________3
4.10 Índice para el Cliente (Ic) _____________________________________________________________3
4.11 Interrupción________________________________________________________________________3
4.12 Proveedor _________________________________________________________________________3
4.13 “Sag” _____________________________________________________________________________4
4.14 “Swell” ____________________________________________________________________________4
5 PERTURBACIONES PERMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, POR
PROCESO Y POR TENSIÓN___________________________________________________________5
6 VALORES INDICATIVOS PARA ARMÓNICOS ____________________________________________8
7 PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS
DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA___________ ______________________________________________9
8 PUNTOS DE MEDICIÓN _____________________________________________________________10
9 EQUIPO DE MEDICIÓN ______________________________________________________________10
10 TIPOS DE REPORTES ______________________________________________________________10
10.1 Reporte de Compatibilidad de “Sags” _________________________________________________10

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10.2 Reporte de “Sags” por Áreas ________________________________________________________11
11 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS PARA SOLUCIÓN Y/O CONTROL _____________12
11.1 Generales_________________________________________________________________________12
11.2 Proceso CENACE __________________________________________________________________12
11.3 Proceso Generación________________________________________________________________13
11.4 Proceso Transmisión _______________________________________________________________13
11.5 Proceso Distribución _______________________________________________________________14
11.6 Clientes __________________________________________________________________________14
12 REQUISITOS DE CALIDAD DE ENERGÍA QUE DEBEN CUMPLIR LOS CLIENTES______________14
13 BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________________________16
APÉNDICE A IMPORTANCIA DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA CADENA DEL SUMINISTRO__________18
APÉNDICE B ANÁLISIS DE EVENTOS EN EL ÁREA DE CONTROL NORESTE ________________________ 21
APÉNDICE C ANTECEDENTES DE EVENTOS EN LA DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN
CENTRO-ORIENTE _____________________________________________________________ 32
APÉNDICE D EFECTOS SOBRE EQUIPOS ESPECÍFICOS EN BAJA TENSIÓN ________________________ 36
APÉNDICE E CADENA PRODUCTIVA DEL SUMINISTRO__________________________________________ 38
TABLA 1 PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA – VALORES TÍPICOS EN NODOS DE MEDIA
TENSIÓN ( 13, 2 A 34,5 kV)____________________________________________________________5
TENSIÓN ( 69 A 138 kV) ______________________________________________________________6
TENSIÓN ( 161 A 400 kV) _____________________________________________________________7
TABLA 4 VALORES INDICATIVOS DE NIVELES DE PLANEACIÓN PARA ARMÓNICOS DE TENSIÓN (EN %
DE LA TENSIÓN NOMINAL) __________________________________________________________8
TABLA 5 VALORES INDICATIVOS DE NIVELES DE CLIENTE PARA ARMÓNICOS DE TENSIÓN
( EN % DE LA TENSIÓN NOMINAL)10 __________________________________________________8
TABLA 6 DISTORSIÓN ARMÓNICA MÁXIMA PERMITIDA EN CORRIENTE PARA TENSIONES HASTA 69
KV_______________________________________________________________________________16
TABLA 7 DISTORSIÓN ARMÓNICA MÁXIMA PERMITIDA EN CORRIENTE PARA TENSIONES HASTA 161
KV_______________________________________________________________________________16

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FIGURA 1 GRÁFICA DE PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE
LA ENERGÍA ELÉCTRICA ____________________________________________________________9
FIGURA 2 REPORTE DE INCIDENCIAS DE “SAGS” _______________________________________________11
FIGURA 3 REPORTE POR “SAGS” POR ÁREAS__________________________________________________12

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1 OBJETIVO
Determinar la calidad de la energia en base a las características y los límites de las perturbaciones de la misma,
suministrada con la cadena productiva de los procesos operativos del sistema eléctrico nacional. Consultar la
problemática descrita en el Ápendice A.
2 CAMPO DE APLICACIÓN
Todos los servicios de energía eléctrica con tensión igual o mayor a 13,2 kV, que sean proporcionados por
Comisión Federal de Electricidad a clientes de suministro, clientes de interconexión como lo son los productores
independientes, autoabastecedores, cogeneradores y Luz y Fuerza del Centro. Donde los puntos de monitoreo,
se establecen de conformidad con el “Procedimiento para la Elaboración del Balance de Energía Eléctrica”, MED-
7001-CFE-LFC.
3 NORMAS QUE APLICAN
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.
NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.
NMX-J-098-ANCE-1990 Sistema Eléctricos de Potencia – Suministro – Tensiones
Eléctricas Normalizadas.
NMX-J-550/3-2-ANCE-2005 Compatibilidad Electromagnética (Emc) - Parte 3-2:
Límites - Límites para las Emisiones de Corriente
Armónicas (Aparatos con Corriente de Entrada = 16 A por
Fase.
Técnicas de Prueba y Medición - Guía General de
Instrumentación y Medición para Armónicas e
Interarmónicas, en Sistemas de Suministro de Energía
Eléctrica y Equipo Conectado a Estos.
Técnicas de Prueba y Medición - Medidor de Parpadeo -
Especificaciones de Funcionamiento y Diseño.
NMX-J-550/4-30-ANCE-2008 Compatibilidad Electromagnética (EMC) - Parte 4-30:
Técnicas de Prueba y Medición - Métodos de Medición y
Estudio de Calidad de la Energía Eléctrica.
NMX-Z-055-IMNC-1997 Metrología - Vocabulario de Términos Fundamentales y
Generales.
IEC 60050-161-1990 International Electrotechnical Vocabulary. Chapter 161:
Electromagnetic Compatibility.
IEC 60050-300-2001 International Electrotechnical Vocabulary - Electrical and
Electronic Measurements and Measuring Instruments -
Part 311: General Terms Relating to Measurements - Part
312: General Terms Relating to Electrical Measurements
- Part 313: Types of Electrical Measuring Instruments -

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Part 314: Specific Terms According to the Type of
Instrument.
IEC 61000-3-8-1997 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 3: Limits -
Section 8: Signalling on Low - Voltage Electrical
Installations - Emission Levels, Frequency Bands and
Electromagnetic Disturbance Levels.
IEC 61000-4-7-2002 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-7: Testing
and Measurement Techniques - General Guide on
Harmonics and Interharmonics Measurements and
Instrumentation, for Power Supply Systems and
Equipment Connected Thereto.
IEC 61000-4-11-2004 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-11: Testing
and Measurement Techniques - Voltage Dips, Short
Interruptions and Voltage Variations Immunity Tests.
IEC 61000-4-30-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-30: Testing
and Measurement Techniques – Power Quality
Measurement Methods.
IEC TR 61000-2-8-2002 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 2-8:
Environment - Voltage Dips and Short Interruptions on
Public Electric Power Supply Systems With Statistical
Measurement Results.
IEC TR 61000-3-6-2008 Limits - Assessment of Emission Limits for the Connection
of Distorting Instalations to MV, HV and EHV Power
System.
IEC TR 61000-3-7-2008 Limits - Assessment of Emission Limits for the Connection
of Fluctuating Instaltions to MV, HV and EHV Power
System.
IEC TR 61000-3-8-2008 Limits - Enviroment - Voltage Dips and Short Interruptions
on Public Electic Power Supply Systems with Statistical
Measurement Results.
CFE G0000-48-2008 Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos.
CFE L0000-45-2005 Desviaciones Permisibles en las Formas de Onda
Tensión y Corriente, en el Suministro y Consumo de
Energía Eléctrica.
NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en vigor
en la fecha de la convocatoria de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa.
4 DEFINICIONES
4.1 Armónica de Tensión
Tensión sinusoidal de frecuencia igual a un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la tensión de
suministro.

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4.2 Calidad de la Energía
Características eléctricas de un punto determinado del sistema eléctrico, evaluadas con respecto a un conjunto de
parámetros y sus valores de referencia, relacionados a la compatibilidad electromagnética entre el suministrador y
los clientes.
4.3 CENACE
Centro Nacional de Control de Energia de la CFE.
4.4 Cliente
Persona física o moral reponsable del uso de la energía eléctrica suministrada por la CFE, previo contrato por las
partes.
4.5 Compatibilidad Electromagnética
Habilidad de un aparato o de un sistema para funcionar en su entormo electromagnético de manera satisfactoria y
sin introducir perturbaciones electromagnéticas intolerantes cualesquiera, dentro de este entorno.
4.6 Desbalance de Tensión
Condición en un sistema trifásico en el que las magnitudes de las tensiones y/o las diferencias angulares relativas
no son iguales.
4.7 Fluctuación de la Tensión (Flicker)
Variaciones de la luminiscencia de lámparas debidas a fluctuaciones de la envolvente de tensión.
4.8 Frecuencia Fundamental
La frecuencia fundamental es la misma que la frecuencia nominal del sistema.
4.9 Índice de Planeación (Ip)
Valor que se planea por parte del proveedor, para cada uno de los parámetros de la energía eléctrica, en los
diferentes puntos de suministro a los clientes.
4.10 Índice para el Cliente (Ic)
Valor comprometido con el cliente para cada uno de los parámetros de la energía eléctrica, en el punto de
suministro por parte del proveedor.
4.11 Interrupción
Abatimiento de la tensión hasta valores entre 0 p.u. y 0,1 p.u. de la tensión nominal; en una o más fases; en un
punto del sistema eléctrico, pudiendo ser momentánea, temporal o sostenida, dependiendo de su duración.
4.12 Proveedor
Suministrador de servicios de energía eléctrica.

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4.13 “Sag”
Decremento repentino de la tensión de suministro a un valor entre el 0,9 p.u. y 0,1 p.u. del valor nominal de dicha
tensión de suministro; seguido de una recuperación de la tensión después de un período corto de entre un ciclo a
la frecuencia de sistema y 1 min.
4.14 “Swell”
Incremento repentino de la tensión de suministro a un valor entre de 1,1 p.u. y 1,8 p.u. del valor nominal de dicha
tensión de suministro; seguido de una recuperación de la tensión después de un período corto de entre un ciclo a
la frecuencia de sistema y 1 min.

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PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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5 PERTURBACIONES PERMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, POR PROCESO Y POR TENSIÓN.
TABLA 1 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de media tensión ( 13, 2 a 34,5 kV)
Contribución de Eventos por Porceso
Fenómeno por
evento
Tipo
Magnitud
(pu)
Duración
Cliente
(cantidad)
Periodo de
Evaluación G T C D
Momentáneas < 0,1 1 ciclo – 3 s 13 Anual 0 3 NA 10
Temporal < 0,1 3 s – 1 min 25 Anual 4 5 1 15
Interrupción
Sostenida 0 > 1 min 9 Anual 2 2 1 4
Instantaneo 0,1 – 0,9 1 - 30 ciclos 74 Anual 0 4 NA 70
Momentáneo 0,1 – 0,9 30 ciclos – 3 s 33 Anual 0 3 NA 30
Sag
Temporal 0,1 – 0,9 3 s – 1 min 14 Anual 3 1 NA 10
Swell
Límites por Proceso
Fenómenos de
tensión en estado
estable
Tipo
Ventana
de
medición
Límite
Cliente
(porcentaje de
cumplimiento)
Periodo de
Evaluación G T C D
Sobre tensión 10 min + 5 % Vnom 95 % Semanal NA NA +5% Vnom +5 % Vnom
Variación de larga
duración Bajo tensión 10 min - 7 % Vnom 95 % Semanal NA NA -5% Vnom -7% Vnom
Desbalance Tensión 10 min 2 % 95 % Semanal NA 2 % NA 2 %
Distorsión
armónica total
Tensión 10 min 6,5 % (1) 95 % Semanal NA NA NA 6,5 %
Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal NA NA +0,5% NA
Variación de
frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal NA NA -0,5% NA
Flicker Tensión 2 horas > 25 Hz (1) 100 % Semanal NA NA NA >25 Hz (4)
Notas:
1 Valores evaluados en el punto de acoplamiento común (PAC) con el cliente, los cuales no deben ser rebasados para evitar su propagación en el sistema
2 Para el sistema de Baja California Sur, la variación de la frecuencia será de ± 0,8%
3 Las interrupciones sostenidas incluyen las interrupciones programadas
4 Parámetro de evaluación y control por aportación del cliente al sistema
5 Para el proceso del CENACE la interrupción es por la apertura accidental de interruptores

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TABLA 2 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de alta tensión ( 69 a 138 kV)
Fenómeno por
evento
Tipo
Magnitud
(pu)
Duración
Cliente
(cantidad)
Periodo de
Evaluación G T C D
Interrupción
Sag
Swell
Fenómenos de
tensión en estado
estable
Tipo
Ventana
de
medición
Límite
Cliente
(porcentaje de
cumplimiento)
Periodo de
Evaluación G T C D
Variación de larga
Distorsión
armónica total
Tensión 10 min 3 % (1) 95 % Semanal NA 3 % NA 3 %
Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal(2) NA NA +0,5% NA
Variación de
frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal(2) NA NA -0,5% NA
Notas:

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TABLA 3 – Parámetros de calidad de energía – Valores típicos en nodos de extra alta tensión ( 161 a 400 kV)
Fenómeno por
evento
Tipo
Magnitud
(pu)
Duración
Cliente
(cantidad)
Periodo de
Evaluación G T C D
Interrupción
Sag
Swell
Fenómenos de
tensión en estado
estable
Tipo
Ventana
de
medición
Límite
Cliente
(porcentaje de
cumplimiento)
Periodo de
Evaluación G T C D
Variación de larga
Distorsión
armónica total
Tensión 10 min 3 % (1) 95 % Semanal NA 3 % NA NA
Alta 10 min + 0,5 % (2) 99,5 % Semanal (2) NA NA +0,5% NA
Variación de
frecuencia Baja 10 min - 0,5 % (2) 99,50 % Semanal (2) NA NA -0,5% NA
Notas:

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DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
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6 VALORES INDICATIVOS PARA ARMÓNICOS
TABLA 4 - Valores indicativos de niveles de planeación para armónicos de tensión
(en % de la tensión nominal)
Algunos armónicos no múltiplos de 3 Algunos armónicos múltiplos de 3 Armónicos pares
Orden % de Armónicos de tensión Orden
% de Armónicos de
tensión
Orden
% de Armónicos
de tensión
MT AT-EAT MT AT-EAT MT AT-EAT
2
5 5 2 2 1,6 1,5
7 4 1,5 3 4 2 4 1 1
11 3 1,5 9 1,2 1 6 0,5 0,5
13 2,5 1 15 0,3 0,3 8 0,4 0,4
17 1,6 1 21 0,2 0,2 10 0,4 0,4
19 1,2 0,7 > 21 0,2 0,2 12 0,2 0,2
23 1,2 0,7 > 12 0,2 0,2
25 1,2
0,2 + 0,5
(25/h)
0,2 + 0,5
(25/h)
NOTA: Distorsión total de armónicos DATT (THD): 6,5 % en redes de MT y 3 % en redes de AT.
TABLA 5 - Valores indicativos de niveles de cliente para armónicos de tensión (en % de la tensión nominal)
Orden de armónico
% de Tensión de armónico
de MT
% de Tensión de armónico
de AT-EAT
3 5 2,5
5 6 3,0
7 5 2,5
11 3,5 1,7
13 3 1,7
17 2 1,2
19 1,5 1,2
23 1,5 0,8
25 1,5 0,8
THD 8 4

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7 PERTURBACIONES DE CORTA Y LARGA DURACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA ENERGÍA
ELÉCTRICA
En la figura 1 se muestra la gráfica de perturbaciones de corta y larga duración de los parámetros de la energía
eléctrica.
FIGURA 1 – Gráfica de perturbaciones de corta y larga
duración de los parámetros de la energía eléctrica

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8 PUNTOS DE MEDICIÓN
Con objeto de obtener la base de datos para los puntos de medición, se establece el siguiente formato:
9 EQUIPO DE MEDICIÓN
Las características y parámetros del equipo de medición están indicados en la especificación CFE G0000-48.
10 TIPOS DE REPORTES
10.1 Reporte de Incidencia de “Sags”
Es un método para reportar los “Sags” por nodo o sitio. El gráfico de la figura 2 se obtuvo de 6 años de monitoreo
en 20 nodos o sitios de alta tensión y muestra el número de eventos por año en función de la severidad del evento.
Este reporte evalúa el desempeño o comportamiento operativo del suministro en cuanto a eventos “Sags” en un
nodo o sitio específico. Es de gran utilidad para informar al cliente la incidencia anual de “Sags” a la que pueden
estar expuestos los equipos para que de ser necesario instale la protección adecuada y no afecte a los procesos
de producción.
G R T ST T Su b es ta ció n C U E M arca M o de lo
F u n cio n es d e
m ed ic io n d e PQ
Baja C a lif ornia Valle Aero puerto D o s
Baja C a lif ornia Valle C hap ulte pec
Baja C a lif ornia Valle C ent ro
Baja C a lif ornia Valle C ety s
Baja C a lif ornia Valle F ertim ex
Baja C a lif ornia Valle G onza lez O rt ega
Baja C a lif ornia Valle H id algo
Baja C a lif ornia Valle R os ita
Baja C a lif ornia Valle M ex icali
Baja C a lif ornia Valle M ex icali o riente
Baja C a lif ornia Valle O rizab a
Baja C a lif ornia Valle N ac oza ri
Baja C a lif ornia Valle Parq ue Ind ust rial
Baja C a lif ornia Valle Pak a rd
Baja C a lif ornia Valle R ío N uevo
Baja C a lif ornia Valle R um oros a
Baja C a lif ornia Valle R uíz C ortin ez
Baja C a lif ornia Valle San ta Is abe l
Baja C a lif ornia Valle Sán ch ez T a boada
Baja C a lif ornia Valle T ec nológico
Baja C a lif ornia Valle W is te ria
Baja C a lif ornia Valle Siderurgica
Baja C a lif ornia Valle C erro P rieto U n o
Baja C a lif ornia Valle C erro P rieto D o s
Baja C a lif ornia Valle C erro P rieto T res
Baja C a lif ornia Valle C uat ro
F un c io n es d e m ed ic io n d e PQ 1.-Interrupc io n (I) 2.-S AG (S) 3. -S W EL L (SW ) 4.- D es balanc e (D v ) 5.- D isto ro sion A rm onic a (Arm ) 6 .-F rec ue ncia (F r) 7.- F lick er (F ) 8.-
T odos
C U E " C lav e u so d e E n erg ia" gene ra ción (G ), D is trib uc ión (D ), L uz y F uerza del C entro (LF C ), Im po rta ción/E xp ortac ión (I /E), P ro duc tor Inde pendiente (PI), A utoab ast ece dor (A),
C ogen erador (C ), E ntre R eg ione s d e T rans m is ión (T ) y entre Á reas de C o ntrol(A C ).
C O M E N T AR IOS (C U M PL IM IEN T O N O R M A IEC 6 1000-
4 -3 0)

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FIGURA 2 – Reporte de incidencias de “Sags”
10.2 Reporte de “Sags” por Áreas
Es un método para definir a través de áreas específicas de magnitud/duración para proveer una guía generalizada
del origen de los “Sags”. (Véase figura 3).
“Sags” en el área Y reflejan a los que se pueden esperar en los sistemas de media y alta tensión contra los cuales
los clientes deben proteger a los equipos sensibles.
“Sags” en las áreas X1 y X2 reflejan el tiempo de liberación normal de los esquemas de protección de alta tensión
y por consiguiente un número de eventos significantes pueden ocurrir en esta área.
Los clientes con equipo sensible deben protegerse contra al menos los “Sags” que se posicionan en el área X1
porque son los más frecuentes.
“Sags” en el área T reflejan fallas cercanas las cuales no son esperadas frecuentemente.
“Sags” en el área S refleja a los que ocurren cuando se usan los esquemas de protección por impedancia o
cuando el tensión de recuperación se demora.
“Sags” en las áreas Z1 y Z2 no son comunes en los sistemas de alta tensión, particularmente los eventos en el
área Z2 porque reflejan problemáticas en la operación de las protecciones, son más comunes en los sistemas de
media tensión.
Porciento
de
Tensión
Nominal
Duración (ms)
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0
10 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800
5-10 EVENTOS
0-5 EVENTOS
10-15 EVENTOS
15-20 EVENTOS
25-30 EVENTOS
Porciento
de
Tensión
Nominal
Duración (ms)
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0
10 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0
10 20 40 60 80 100 200 300 400 500 600 700 800
5-10 EVENTOS
0-5 EVENTOS
10-15 EVENTOS
15-20 EVENTOS
25-30 EVENTOS

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FIGURA 3 - Reporte de “Sags” por Áreas
11 RECOMENDACIONES TÉCNICO-OPERATIVAS PARA SOLUCIÓN Y/O CONTROL
11.1 Generales
a) Elaborar estudios de calidad de energía (flujos armónicos, potencia, “flicker”, transitorios,
capacidades interruptivas, resonancia, entre otros).
b) Monitoreo de los parámetros de calidad de energía para la toma de decisiones.
c) Seguimiento a la operación de los equipos de compensación, así como también capacidades
interruptivas de las instalaciones eléctricas.
d) Reconfiguración de alimentadores clasificándolos por fuerza y por equipos sensibles.
e) Evaluación de los parámetros de calidad en comités de confiabilidad.
f) Optimización de la ubicación de las nuevas plantas generadoras.
11.2 Proceso CENACE
11.2.1 Regulación de la calidad de la tensión en estado estable 400 kV a 69 kV
a) Desconexión de bancos de capacitores “shunt”.
b) Conexión de reactores en autotransformadores, buses y líneas.
c) Desconexión de bancos de capacitores en serie.
d) Ajuste de tensiones de referencia y pendientes en compensador estático de vars.
e) Ajuste de posición de derivaciones en autotransformadores y transformadores.

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f) Despacho de generación por control de tensión.
g) Operación de unidades como condensadores sincronos y ajustes de tensión en terminales.
h) Ajuste de tensión en terminales de los generadores.
i) Apertura de líneas de transmisión.
11.2.2 Regulación de la calidad de la frecuencia en estado estable
a) Generadores sintonizados para operación en control automático de generación.
b) Despacho de generadores para operación en el control automático de generación.
c) Despacho de generación con margen de reserva para regulación primaria.
d) Despacho de generación con margen de reserva para regulación secundaria.
e) Restablecimiento permanentemente el margen de reserva para regulación secundaria.
f) Supervisión, evaluación y retroalimentación a generación del comportamiento de los
turbogeneradores en la regulación primaria y secundaria.
g) Realización de pruebas notificadas de regulación primaria y no notificadas.
11.3 Proceso Generación
a) Verificación anual de índices de respuesta de sistemas de excitación.
b) Verificación anual de las características de los limitadores de mínima y máxima excitación.
c) Verificación anual de los índices de respuesta de regulación primaria.
d) Verificación trimestral de los índices de respuesta de regulación secundaria.
e) Implantación de compensación de reactivos de acuerdo a requerimientos del CENACE.
f) Mantenimiento de la coordinación de protecciones de generador, acuerdo a la evolución del
sistema eléctrico de potencia (SEP).
11.4 Proceso Transmisión
11.4.1 Para 400 kV
a) Coordinación de protecciones y balanceo de cargas.
11.4.2 Para 230 kV
a) Considerar en el diseño de línea aspectos de coordinación de aislamiento (niveles ceráunicos)
medio ambiente (aves, contaminación, vandalismo, entre otros).

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11.4.3 Para 161 kV
a) Sistemas de tierras con bajos valores de resistencia a tierra.
b) Blindaje adecuado al diseño de la línea.
c) Compensación reactiva en base a bancos de capacitores y/o filtros según requerimientos.
d) Robustecer buses (compensadores estáticos de vars).
11.5 Proceso Distribución
11.5.1 Para 138 kV
a) Realizar la coordinación de protecciones de cada alimentador por necesidad de los clientes en
cada uno de estos con criterios de calidad de energía.
11.5.2 Para 115 kV
a) Administrar la compensación reactiva entre niveles de tensión, procurando mantener al mínimo
la transferencia de potencia reactiva.
11.5.3 Para 69 kV
a) Modernización de equipo en cuanto a tensiones nominales (ejemplo: transformadores de
potencia).
b) Seguimiento de la disponibilidad y óptima operación.
11.5.3 Para 34,5 kV -23 kV -13,8 kV
a) Monitoreo y evaluación de los parámetros de calidad de energía.
11.6 Clientes
a) Identificación de clientes potencialmente generadores de armónicas, “flicker”, “Sags”, entre
otros.
b) Trabajo conjunto con los clientes para la atención de la compensación reactiva con las mejores
prácticas y economía.
c) Compensación lo más cercano a las cargas (líneas de producción).
12 REQUISITOS DE CALIDAD DE ENERGÍA QUE DEBEN CUMPLIR LOS CLIENTES
El cliente debe presentar los siguientes estudios al solicitar un servicio:
a) Cortocircuito.

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CFE L0000-70
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b) Compensación de reactivos o flujos de potencia.
c) Variaciones de tensión (arranque de motores y cargas grandes, entre otros).
d) Flujos armónicos.
e) Medición de calidad de energía en el punto de acoplamiento común.
El objetivo de presentar estos análisis es de verificar que la calidad de energía en el punto de acoplamiento común
no se deteriore con la entrada de la carga del cliente. Esto con el fin de que los reactivos que necesita se
suministren dentro de su planta para alcanzar un factor de potencia igual o superior al 0,90, así como para
asegurar los niveles armónicos de corriente se encuentren dentro de lo que marca la especificación CFE L0000-45,
y que las variaciones de tensión que pudieran provocar sus cargas no perjudiquen a otros clientes cercanos.
Los estudios deben contener la información siguiente:
a) Diagramas unifilares.
b) Datos de la fuente de alimentación: tensión de origen, cortocircuito trifásico, entre otros.
c) Datos de placa de todos los equipos.
d) Datos de cargas no lineales y lineales.
e) Espectro de armónicas de las cargas.
f) Datos de bancos de capacitores.
g) Datos de filtros.
Los estudios deben realizarse para diferentes escenarios:
a) Generación mínima.
b) Generación máxima.
c) Con espectros armónicos de las cargas.
d) Con valores armónicos reales en el punto de acoplamiento común (fuente).
e) Con diferentes factores de carga.
f) Con y sin bancos de capacitores.
g) Con y sin filtros.
En la etapa de pruebas se deben hacer mediciones de calidad de energía para verificar que los estudios fueron
realizados en forma correcta y que efectivamente está cumpliendo con los niveles armónicos de corriente que
aparecen en las tablas, según sea el caso.
Actualmente es importante que todo estudio que se realice tome en cuenta los aspectos de calidad de energía:

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CFE L0000-70
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a) Satisfacción del cliente.
b) Evitar obras civiles innecesarias.
c) Evitar daños de equipos.
d) Eficientar operación de equipos.
En las tablas 6 y 7 se presentan los valores armónicos de corriente que deben acordarse con los clientes de
acuerdo a la tensión de alimentación en el punto de acoplamiento común y a su impedancia relativa.
TABLA 6 - Distorsión armónica máxima permitida en corriente para tensiones hasta 69 kV.
Para armónicas impares (%)
Impedancia relativa
(I SC / IL )
h < 11 11< h < 17 17< h < 23 23< h < 35 h > 35
Distorsión
Total de
Demanda
DTD (%)
(ISC
/ IL
) < 20 4 2 1,5 0,6 0,3 5
20 < (ISC
/ IL
) < 50 7 3,5 2,5 1 0,5 8
50 < (ISC
/ IL
) < 100 10 4,5 4 1,5 0,7 12
100 < (ISC
/ IL
) < 1000 12 5,5 5 2 1 15
(ISC
/ IL
) > 1000 15 7 6 2,5 1,4 20
TABLA 7 - Distorsión armónica máxima permitida en corriente para tensiones mayores de 161 kV.
Para armónicas impares (%)
Impedancia relativa
(ISC
/ IL
)
h < 11 11 < h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35 > h
Distorsión
Total de
Demanda
DTD (%)
(ISC
/ IL
) < 50 2 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5
(ISC
/ IL
) > 50 3 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75
Hay dos condiciones necesarias para compatibilidad electromagnética:
a) El equipo del cliente debe tener niveles de inmunidad mayores que los niveles de compatibilidad
especificados para cualquier fenómeno dado.
b) Los disturbios emanando de las instalaciones o el equipo del cliente deben estar por debajo de
los límites de emisión autorizados del sistema para que su efecto acumulativo no implique un
riesgo inadmisible de exceder los niveles de compatibilidad.
13 BIBLIOGRAFÍA
[1] Power Quality Indices and Objetives Final WG Report ; CIGRE JWG C4.07/Cired.
[2] Sankaran, C. Power Qualit; 2002.
[3] BS EN 50160, 2000 Voltage Characteristics of Electricity Supplied by
Public Distribution Systems.

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CFE L0000-70
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[4] IEEE Std 1346; 1998 (R2004) IEEE Recommended Practice for Evaluating
Electric Power System Compatibility with Electronic
Process Equipment.
[5] MED-7001-CFE-LFC Procedimiento para la Elaboración del Balance de
Energía Eléctrica.

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APÉNDICE A
IMPORTANCIA DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA CADENA DEL SUMINISTRO
En los últimos años la percepción del cliente, que se evidencia por el resultado de las diversas encuestas
practicadas, muestra que los atributos a los que se les califica con mayor importancia son los que están
relacionados con las variaciones de la tensión y con requerimientos que obedecen a problemas operativos de sus
esquemas de control y protección; pasando a otra escala de importancia aquellos que estan referidos a la
continuidad del suministro.
Asi mismo se observa que ante los eventos originados por fallas de instalaciones en los sistemas de extra-alta y
alta tensión se presentan, perturbaciones relacionadas con la tensión, que requieren la identificación y aplicación
de acciones para controlar o minimizar efectos y repercusiones adicionales, tales eventos a su vez son
acompañados de pérdida importante de carga y no unicamente en los sitios directamente relacionados con la(s)
falla(s) sino que también involucra carga distribuida en diferentes puntos del SEN.
En la actualidad, representa para las Divisiones de Distribución una actividad con incrementada incidencia de
requerimiento por parte de los clientes de suministro, la atención correspondiente a problemas relacionados con la
calidad de la energía particularmente con los grandes clientes y con aquellos que emplean en sus procesos de
producción o de control sistemas y equipamientos microprocesados con niveles de sensibilidad que deben de
considerarse en su aplicación tanto por el suministrador como por el propio cliente.
Por consecuencia la Subdirección de Distribución, para uniformizar criterios de evaluación y de respuesta a
requerimientos de los clientes de suministro en lo correspondiente al tema “calidad de energía”, implementó en el
año de 2001, el “Procedimiento para Determinar y Evaluar los Compromisos de Suministro” clave ROM-4525; para
proporcionar al cliente un suministro de energía eléctrica de calidad, donde los atributos del servicio que se
comprometan fueran, parámetros con los valores propuestos en el citado procedimiento, en lo correspondiente: a
la continuidad, a las variaciones en la tensión y en la frecuencia del SEN, así como la distorsión armónica de la
onda fundamental.
Asi también en los comité de confiabilidad del suministro se realiza el análisis de los eventos relevantes registrados
y para los casos en que, por las caracteristicas de alcance y repercusión por la afectación de la carga y al cliente
(véase Apéndices B y C), el analisis tiene el propósito de hacer del conocimiento de las entidades que integran la
cadena productiva del suministro (véase Apéndice D), para que en primera instancia instrumenten acciones
armonizadas que permitan soluciones para aplicación en la ingeniería de diseño, en la construcción, en el
mantenimiento, y con las practicas operativas de las instalaciones del servicio público de energía eléctrica así
como en la orientación y/o coordinación con el cliente para que exista compatibilidad técnica entre los alcances y
parámetros de suministro con sus sistemas, equipos y practicas que aplican en la utilización del suministro de
energía eléctrica por los procesos e instalaciones propias del cliente.
Por lo anterior, a propuesta del Comité de Ingeniería de Distribución de la Subdirección de Distribución se tomó el
acuerdo con el Comité de Confiabilidad Noreste de formar un grupo de trabajo interdisciplinario para elaborar un
documento institucional que normativamente describa la metodología para la definición, medición y registro de los
parámetros asociados a la calidad de la energía; mismo que permita la interacción de las entidades que integran la
cadena del suministro para optimizar la toma de decisiones.
De conformidad con lo establecido en el Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, en su
capítulo V, del suministro y la venta de energía eléctrica; el articulo 18 señala que: “El suministrador deberá ofrecer
y mantener el servicio en forma de corriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones alta, media y baja,
disponibles en la zona de que se trate, observando lo siguiente:

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I) Que la frecuencia sea de 60 Hertz, con una tolerancia de 0.8 % en más o en menos, y
II) Que las tolerancias en el voltaje de alta, media o baja tensión no excedan de 10 % en más o en
menos y tiendan a reducirse progresivamente.”
Lo deseable para los párametros regulados conforme al Reglamento de la Ley de Servicio Público de Energía
Eléctrica, es que mantengan un comportamiento estable en el alcance de un valor nominal, dentro de rangos
normalizados y con una forma de onda sinusoidal perfecta; sin embargo en el desempeño operativo de las
instalaciones tanto las del suministrador como las del cliente se tienen factores, perturbaciones, que afectan a los
parámetros mencionados, la utilización misma de la energía suministrada es uno de los factores que causan la
variación de dichos parámetros.
El flujo de energía eléctrica a los aparatos y equipos de los clientes, produce circulación de corrientes que son
aproximadamente proporcionales a la demanda del cliente. A medida que las corrientes circulan por los
conductores, producen caídas de tensión; de manera que la magnitud de la tensión de alimentación para un cliente
en un momento dado, es función de las caídas de tensión en todos los componentes del sistema a través del cual
está conectado y está determinada tanto por la demanda de ese cliente como por las demandas simultáneas de los
demás clientes.
La variación de la tensión se debe también a que la demanda de cada cliente varía constantemente y se tiene
además, otra variación por el grado de coincidencia de las demandas de todos los clientes en un alimentador dado.
Por esta razón, esta guía trata sobre las características de tensión en términos estadísticos y probabilísticos; pero
considerando situaciones normalmente esperadas y no condiciones inusuales, tales como la coincidencia de las
demandas de varios equipos y de varios clientes.
Cada componente de la red está sujeta a daños y fallas debido a los esfuerzos eléctricos, mecánicos y químicos
originados por diversas causas, incluyendo condiciones climáticas extremas, la operación normal, el deterioro con
el envejecimiento; así como afectaciones debidas a las actividades humanas, de aves y otros animales. Esos
daños pueden afectar e incluso interrumpir el suministro a uno o varios clientes.
Para mantener la frecuencia a un valor constante se requiere que la generación se ajuste cada instante a la
demanda combinada simultánea. Pero debido a que la generación y la demanda son susceptibes de cambios en
cantidades discretas, especialmente durante los eventos de fallas en los sistemas de generación, transmisión o
distribución; existe siempre el riesgo de un desajuste, resultando en un incremento o decremento de la frecuencia.
Dicho riesgo se reduce manteniendo operando los sistemas de regulación primaria y secundaria, así como una
adecuada reserva rodante.
Existen otras características que pueden generar un disturbio o daño en el equipo del cliente o más aún, en el
cliente mismo.
Algunos de estos disturbios se originan de eventos transitorios inevitables en el sistema mismo como resultado de
fallas, maniobras de conexión y desconexión o causados por descargas atmosféricas. Sin embargo, algunos otros
son el resultado de los diversos usos de la electricidad, los cuales alteran directamente la forma de onda de la
tensión, imponen un patrón particular en su magnitud o sobreponen otro tipo de señales en la tensión.
Coincidentemente con la proliferación de equipo moderno que causa estos efectos, también existe un incremento
en la cantidad de equipo susceptible a dichos disturbios.
Esta guía establece los valores límite para las variaciones permisibles, bajo condiciones normales de operación del
sistema eléctrico de potencia (SEP). En otros casos, la guía establece en términos cuantitativos la mejor indicación
posible de lo que se puede esperar.

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Es un atributo particular de la energía eléctrica que con respecto a algunas de sus características, su calidad es
afectada más por la naturaleza de las cargas conectadas, que por las fuentes de suministro, por lo cual se puede
decir que, el cliente es un socio esencial del suministrador, en un esfuerzo por mantener la calidad de la energía
eléctrica.
Es de hacer notar, que esta cuestión es tratada directamente por otras normas ya publicadas o en proceso de
elaboración:
a) Normas sobre emisiones, que gobiernan los niveles de disturbios electromagnéticos permitidos
que el equipo del usuario puede generar.
b) Normas sobre inmunidad, que establecen los niveles de disturbios que deben ser capaces de
tolerar los equipos sin daño o pérdida de sus funciones.
c) Normas sobre niveles de compatibilidad electromagnética, que tienen la función de establecer la
coordinación y coherencia entre las normas de emisión y normas de inmunidad, con el objetivo
de lograr la compatibilidad electromagnética.
Aunque esta guía tiene relación con los niveles de compatibilidad, es importante hacer notar que se relaciona con
las características de tensión eléctrica, y no es una guía de niveles de compatibilidad.
La CFE en cada uno de sus procesos de Generación, Transmisión, CENACE, así como las Divisiones de
Distribución como último eslabón de la cadena del suministro de energía, establece compromisos con el cliente,
con diferentes alcances.
En general los compromisos con los clientes, se refieren al número y magnitud de interrupciones, variaciones,
desbalances, abatimientos e incrementos de tensión, así como variaciones de frecuencia y distorsión armónica.

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APÉNDICE B
ANÁLISIS DE EVENTOS EN EL AREA DE CONTROL NORESTE
A través de los últimos años, en el Área de Control Noreste (ACNE) de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)
se han presentado una serie de fallas, a nivel de alta y extra alta tensión, que a pesar de ser liberadas en tiempos
dentro de los estándares internacionales, producen variaciones en la tensión que provocan pérdidas de carga en
diversos puntos del sistema, que en ocasíones llegan a ser en zonas apartadas del punto de falla. Las pérdidas de
carga originadas por estos fenómenos transitorios han alcanzado cifras de hasta 749 MW.
En la tabla B1, se muestra una relación de fallas con afectación de carga para los últimos años (2005 a
Mayo/2008).
TABLA B1 - Relación de fallas con pérdida de carga en el ACNE
Afectación de carga en MW
Año Fecha Evento
Directa Por variación Total
17-Ene FALLA EN LT-A3D50 VDG-RAP 0 95 95
25-Ene FALLA EN LT-A3450 FRO-VDG 0 165 165
13-Mar INCENDIO BAJO LT-93080 TEC-HUI 0 238 238
14-Mar
INCENDIO BAJO LT-73060 TEC-FUN,
TEC AT2 AT6, LT 73010,73610 73850
86 37 123
16-Abr
FALLA EN HYM IN-A3980,
DISPARANDO HYM B2-400KV
250 145 395
2008
25-Abr FALLA EN LT-A3750 HUO-TEC 0 190 190
Total anual 1 206
17-Ene
FALLA EN LT SAL-73320-CYC Y LT
SAL-73110-ALM
73 47 120
17-Ene FALLA EN MTP T1 Y T2 0 335 335
2007
22-Feb FALLA EN LT-A3D40 JEP-PZA 0 375 375
Total anual 830
16-Feb FALLA EN LT-A3D30 HYM-MTP 0 192 192
26-Feb FALLA EN LT-73810 Y 73430 4,1 398 402
05-Mar
FALLA EN SAL B1-115 KV POR
OPERACIÓN DE 50 FI SAL IN-73150
34,4 37,6 72
2006
09-Sep
FALLA EN LT´S NIC-73890-THO Y THO-
73600-CEL
16 733 749
Total anual 1 415
06-Jul
FALLA EN MTP LT-73430 Y HUI LT-
73810
55 550 605
2005
21-Jun FALLA EN LT-73470 EN SE. RAP 27 350 377
Total anual 982
En la tabla B2 se analizan algunas de las incidencias reportadas en la tabla B1, desglosando como fue la
afectación por zonas. Para este desglose se utilizó la aplicación del SADAR (Sistema de Adquisición de Datos para
Análisis de Redes), que es una aplicación desarrollada en el ACNE que forma bases de datos para realizar
estudios de la red en base al histórico del supervisorio, la cual encuentra las cargas nodales para una fecha/hora
dada, por lo que se compran las cargas nodales del antes y después de la falla, y la diferencia entre estas, es la
cantidad de carga afectada, a diferencia de la carga afectada reportada en la tabla B1, que se saca directamente
del gráfico de la demanda histórica del ACNE, a través del supervisorio.

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TABLA B2 - Relación de carga afectada por zonas ante diferentes fallas.
Carga afectada
26/Feb/06 16/Feb/06 9/Sep/06 25/Ene/08
ZONA
LT’s 73810 y
73430
%
LT A3D30
%
LT 73890
%
LT A3450
%
Frontera 0,30 0,00 0,15 4,14
Saltillo 1,77 10,96 9,27 17,93
Coahuila 6,17 6,85 5,02 5,52
Metro-Mty 90,00 82,19 84,80 66,21
Huasteca 1,76 0,00 0,76 6,20
Total reportada 402 MW 192 MW 749 MW 165 MW
Como se puede apreciar en la tabla B2, las zonas mas sensibles son la zona metropolitana de Monterrey, Saltillo y
Coahuila.
En las figuras B1 a B8, se muestran una serie de gráficos del comportamiento de la demanda del ACNE donde se
aprecia a detalle la pérdida de bloques de demanda ante diversas fallas en tensiones de 400 kV y 115 kV.
Plot-0
26/02/2006 00:00:00 AM 27/02/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
06 ALT.NES MW DEM TOT .AV
MW
3000
3200
3400
3600
3800
4000
2800
4200
3515.3
MW
Plot-0
26/02/2006 00:00:00 AM 27/02/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
3000
3200
3400
3600
3800
4000
2800
4200
3515.3
MW
FIGURA B1 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT 73810 y LT 73430, 115 kV, 26/Feb/06.

GUÍA
CFE L0000-70
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Plot-0
26/02/2006 03:59:19 AM 26/02/2006 11:46:34 AM
7.79 Hour(s)
MW
2900
3000
3100
3200
3300
3400
3500
2849.9
3590.9
3417.9
MW
3,369 MW
2,967 MW
Plot-0
26/02/2006 03:59:19 AM 26/02/2006 11:46:34 AM
7.79 Hour(s)
MW
2900
3000
3100
3200
3300
3400
3500
2849.9
3590.9
3417.9
MW
3,369 MW
2,967 MW
FIGURA B2 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT 73810 y 73430 115 kV,
26/Feb/06.
FIGURA B3 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT A3D30 HYM-MTP 400 kV, 16/Feb/06
Plot-0
16/02/2006 00:00:00 AM 17/02/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3400
5200
4282.5
MW
Plot-0
16/02/2006 00:00:00 AM 17/02/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3400
5200
4282.5
MW

GUÍA
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.
FIGURA B4 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT A3D30 400 kV, 16/Feb/06.
FIGURA B5 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT 73890 NIC-THO 115 kV, 9/Sep/06.
Plot-0
16/02/2006 10:56:33 AM 16/02/2006 03:08:26 PM
4.20 Hour(s)
MW
4400
4500
4600
4700
4800
4333.7
4856.8
5026.8
MW
4,615 MW
4,423 MW
Plot-0
16/02/2006 10:56:33 AM 16/02/2006 03:08:26 PM
4.20 Hour(s)
MW
4400
4500
4600
4700
4800
4333.7
4856.8
5026.8
MW
4,615 MW
4,423 MW
Plot-0
09/09/2006 00:00:00 AM 10/09/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
5500
4650.1
MW
Plot-0
09/09/2006 00:00:00 AM 10/09/2006 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
5500
4650.1
MW

GUÍA
CFE L0000-70
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FIGURA B6 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT 73890 NIC-THO 115 kV, 9/Sep/06.
FIGURA B7 - Gráfico de demanda del ACNE ante falla de LT A3450 FRO-VDG 400 kV, 25/Ene/08.
Plot-0
09/09/2006 05:24:39 PM 09/09/2006 10:00:38 PM
4.60 Hour(s)
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
5500
5031.2
MW
5,350 MW
4,617 MW
Plot-0
09/09/2006 05:24:39 PM 09/09/2006 10:00:38 PM
4.60 Hour(s)
MW
4700
4800
4900
5000
5100
5200
5300
5400
4600
5500
5031.2
MW
5,350 MW
4,617 MW
Plot-0
25/01/2008 00:00:00 AM 26/01/2008 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
4600
4800
5000
5200
5400
5600
4400
5800
4779.2
MW
Plot-0
25/01/2008 00:00:00 AM 26/01/2008 00:00:00 AM
24.00 Hour(s)
MW
4600
4800
5000
5200
5400
5600
4400
5800
4779.2
MW

GUÍA
CFE L0000-70
26 de 38
090821
Plot-0
25/01/2008 01:40:45 PM 25/01/2008 02:21:30 PM
40.75 Min(s)
MW
5050
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5007
5378.8
5123.8
MW
5,220 MW
5,055 MW
Plot-0
25/01/2008 01:40:45 PM 25/01/2008 02:21:30 PM
40.75 Min(s)
MW
5050
5100
5150
5200
5250
5300
5350
5007
5378.8
5123.8
MW
5,220 MW
5,055 MW
FIGURA B8 - Detalle de pérdida de demanda en el ACNE ante falla de LT A3450 FRO-VDG 400 kV, 25/Ene/08.

GUÍA
CFE L0000-70
27 de 38
090821
En la figura B9 se muestra como fue visto el abatimiento de tensión para la falla de la LT A3450 FRO-VDG 400 kV
con pérdida de 165 MW (Figuras B7 y B8), del 25/Ene/08 por el sistema de medición de la GRTNE.
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-----
-----
A
-----
B
-----
89.00
C
-----
63.70
A
-----
-----
B
-----
A
-----
A
-----
A
-----
C
-----
B
73.70
B
84.30
B
-----
89.00
A
-----
C
-----
C
-----
C
-----
63.80
A
-----
B
-----
A
85.20
-----
B
89.10
C
83.30
B
60.20
A
-----
A
-----
A
87.40
A
-----
C
64.80
C
85.50
B
84.40
B
-----
B
-----
B
-----
61.00
A
-----
A
-----
C
-----
C
-----
C
-----
C
-----
89.00
B
-----
B
88.30
A
88.30
A
85.20
A
-----
91.00
C
83.50
C
53.20
B
56.30
B
60.20
B
-----
A
-----
C
89.10
C
85.50
C
-----
A
-----
B
-----
A
88.50
A
92.00
B
84.50
C
-----
B
89.40
A
88.50
A
85.20
B
93.00
C
-----
C
52.80
B
56.20
B
60.20
C
81.00
A
91.00
A
-----
A
-----
A
-----
A
-----
A
45.70
C
88.90
C
85.50
B
92.00
A
-----
B
85.30
B
-----
B
-----
A
-----
B
-----
B
-----
A
-----
A
-----
C
83.00
B
84.80
C
-----
C
-----
C
-----
B
-----
C
-----
C
-----
B
79.60
B
79.70
C
-----
C
-----
C
-----
C
-----
A
91.00
A
86.50
A
96.00
A
34.40
A
88.60
A
88.20
A
93.00
B
92.00
A
-----
B
-----
B
93.00
B
-----
B
87.80
B
59.00
B
97.00
A
-----
C
83.00
B
84.80
A
86.00
A
87.00
C
-----
C
86.00
C
-----
C
51.90
C
87.60
C
69.00
B
79.50
C
-----
B
88.00
A
87.00
B
89.00
C
-----
C
97.00
B
89.00
C
97.00
A
-----
A
-----
A
34.40
A
88.50
A
A
93.00
-----
A
C
91.00
B
-----
B
-----
B
-----
B
87.80
B
B
97.00
A
-----
-----
B
A
86.00
A
87.00
C
-----
A
83.00
C
86.40
C
-----
C
51.90
C
C
69.00
B
-----
-----
C
-----
B
88.00
A
87.00
B
89.00
B
95.00
C
-----
0.05
C
97.00
B
89.00
C
97.00
A
87.00
C
92.00
A
-----
A
#####
-----
A
94.00
C
97.00
B
87.00
B
-----
B
86.00
A
90.00
-----
B
A
86.00
A
87.00
C
96.00
A
85.00
C
-----
A
-----
C
90.00
B
66.00
-----
C
-----
B
88.00
A
-----
B
89.00
B
95.00
B
44.40
A
-----
C
92.00
-----
A
91.00
A
91.00
C
97.00
B
-----
C
97.00
C
93.00
A
-----
C
-----
B
-----
A
87.00
-----
A
-----
B
94.00
B
94.00
C
-----
A
-----
B
-----
C
-----
B
91.00
A
90.00
-----
B
C
81.00
C
81.00
A
86.00
A
-----
B
-----
-----
C
-----
C
78.00
B
66.00
-----
C
B
88.00
B
-----
C
-----
-----
A
-----
C
91.00
-----
C
97.00
C
-----
-----
A
-----
B
-----
A
93.00
-----
A
-----
A
91.00
A
91.00
A
82.80
B
-----
C
-----
B
98.00
A
90.00
-----
B
-----
B
94.00
B
94.00
B
-----
-----
C
-----
C
69.00
B
66.00
-----
C
C
80.00
C
81.00
C
-----
-----
C
91.00
-----
A
83.00
A
50.40
B
95.00
B
88.70
C
92.00
C
-----
A
1000.00
B
0.06
A
86.00
C
90.00
B
93.00
C
36.00
A
-----
A
-----
A
-----
B
26.10
B
-----
B
-----
A
0.06
C
-----
C
-----
C
-----
B
92.00
A
65.00
C
96.00
A
-----
A
-----
B
82.00
B
-----
B
-----
C
91.00
A
84.00
C
-----
C
-----
A
50.00
B
93.00
B
88.00
C
32.00
A
-----
C
88.00
A
96.00
B
-----
A
90.00
B
99.00
C
-----
B
95.00
C
45.00
C
65.00
A
50.00
B
88.00
C
88.00
ALT
A.T.T.OTE.
CPY
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBD
REC
PNG
NAV
72030
FRO
72040
52010
NUR
MON
72030
ADC
CID
PMY
GRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBT
RBC
M
C
B
A
M
C
B
A
72040
M
LAM
ESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI
82010
82020
82030
MMP
TRS
GRTN
CED
72020
M
M
M
72030
SAL
AND
U1
M
T1
U1
M
T2
M
72030
93210
93220
A3E20
A3020
A3G40
A3G50
CDU-U1
CDU-U2
CDU-U3
CDU-U4
CDU-T5
A3E50
LCM
A3E60
CSO
72020
M
C
B
A
M
C
B
A
72010
HYLSA
MTP-A3D30
82040
M
C
B
A
M
C
B
A
82050
A3G10
A3700
A3G00
73480
82030
A4010
R1
A4020
R2
72010
M
M
73410
73420
A4020
R3
83430
USA
92060
93820
93830
83060
83450
83650
83660
M
93350
M
72020
M
93050
M
93040
M
93640
M
82050
M
82080
M
82090
M
M
82100
M
M
M
83130
M
83190
M
83870
M
M
83880
M
M
83890
M
M
82010
M
M
93250
M
M
83140
M
83150
M
83180
M
M
83XX0
M
M
82020
M
82030
M
82040
M
M
93030
M
93560
M
93570
M
M
93630
M
M
A3H30
M
M
A3H30
M
M
93250
M
M
M
A3000
M
M
M
82010
M
M
A4020
R2
M
M
82010
M
83520
M
93300
M
83560
M
83570
M
83590
M
M
M
M
72030
M
72010
M
72020
M
M
72030
M
72010
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72030
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72060
M
M
M
M
M
M
72080
M
M
72090
M
M
M
M
72100
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72010
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
M
M
M
M
C
B
A
M
C
B
A
M
C
B
A
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
82010
M
M
M
83060
FIGURA B9 – Diagrama de flujo 25/Ene/08

GUÍA
CFE L0000-70
28 de 38
090821
En la figura B10 se muestra el abatimiento de tensión causado por la falla de la LT 93080 TEC-HUI 230 kV con
pérdida de 238 MW el 13/Mar/08 (sistema de medición de la GRTNE).
----
81.90
84.40
A
----
B
----
----
C
----
82.70
A
----
85.50
B
69.90
A
----
A
----
A
----
C
72.30
B
77.60
B
86.40
B
----
----
A
----
C
79.80
C
89.00
C
----
82.80
A
85.60
B
----
A
86.80
----
A
85.50
B
----
C
89.90
B
56.30
A
----
----
B
A
----
A
----
A
----
C
83.00
C
57.10
B
86.40
----
C
B
----
B
----
B
----
82.00
A
----
A
70.80
C
89.10
C
----
C
----
C
----
95.00
B
----
B
----
A
----
A
86.80
A
----
95.00
A
85.00
C
----
C
69.50
B
67.30
B
56.20
B
58.00
86.00
B
A
----
C
68.20
C
57.20
C
55.40
A
----
89.00
C
B
----
A
----
A
----
B
87.10
C
----
B
70.30
A
----
A
86.80
B
83.00
C
----
----
A
C
69.20
B
67.20
B
56.20
C
86.30
A
94.00
A
----
----
B
A
----
A
----
A
----
A
69.30
C
68.00
C
57.10
B
84.00
A
----
B
87.30
----
C
B
----
B
----
A
----
B
----
B
70.70
A
----
A
----
C
88.00
B
87.40
C
----
C
----
C
----
B
----
C
----
C
----
B
83.10
B
83.10
C
----
----
A
C
----
C
86.60
C
86.60
A
94.00
----
B
A
----
A
----
A
69.50
A
----
A
88.40
A
94.00
B
84.00
A
----
----
C
B
----
B
----
B
69.90
B
67.20
B
60.70
B
70.00
A
----
C
88.00
B
87.40
A
----
A
----
C
----
C
----
C
----
C
68.00
C
60.70
C
72.00
B
83.10
C
89.10
B
----
A
----
B
----
C
86.60
C
----
B
----
C
----
A
----
A
----
A
69.50
A
70.20
A
A
94.00
94.00
A
C
----
B
----
B
----
B
69.90
B
----
B
B
70.00
A
----
86.00
B
A
----
A
----
C
----
A
89.00
C
----
C
----
C
69.40
C
C
72.00
B
80.00
89.00
C
----
B
----
A
----
B
----
B
91.00
C
84.20
0.07
C
----
B
----
C
----
A
----
C
96.00
A
----
A
99.00
94.00
A
98.00
C
----
B
----
B
----
B
78.00
A
94.00
86.00
B
A
----
A
----
C
----
A
----
C
----
A
----
C
80.00
B
79.00
89.00
C
----
B
----
A
----
B
----
B
----
B
----
A
0.06
C
82.00
82.20
A
94.00
A
94.00
C
----
B
----
C
----
C
----
A
----
C
----
A
----
B
----
A
86.00
94.00
A
85.50
B
82.00
B
82.00
C
----
A
----
B
----
B
71.10
C
----
B
71.00
A
94.00
86.00
B
C
86.00
C
86.00
A
----
A
----
B
----
----
C
----
A
----
C
72.20
C
74.00
B
79.00
89.00
C
B
----
B
----
C
----
----
B
----
A
----
C
82.00
94.00
C
----
C
----
----
A
----
C
----
B
78.00
A
94.00
75.00
A
82.00
A
94.00
A
94.00
A
89.90
B
----
C
79.00
B
70.00
A
94.00
94.00
B
85.00
B
82.00
B
82.00
B
----
----
C
----
C
73.00
B
79.00
98.00
C
C
86.00
C
86.00
C
----
----
C
82.00
----
A
89.00
A
73.70
B
91.00
B
75.10
C
96.00
C
----
A
94.00
B
81.00
A
90.00
C
82.00
B
78.00
C
79.00
A
----
A
94.00
A
----
B
79.00
B
79.00
B
89.00
A
----
C
80.60
C
80.00
C
----
B
81.00
A
79.00
C
82.20
A
----
A
80.00
B
80.00
B
----
B
80.00
C
92.00
A
90.00
C
----
C
93.00
A
79.00
B
78.00
B
79.00
C
79.00
A
92.00
C
93.00
A
95.00
B
77.00
A
92.00
B
79.00
C
78.00
B
79.00
C
80.00
C
80.00
A
79.00
B
79.00
C
93.00
ALT
A.T.T.OTE.
CPY
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBD
REC
PNG
NAV
72030
FRO
72040
52010
NUR
MON
72030
ADC
CID
PMY
GRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBT
RBC
M
C
B
A
M
C
B
A
72040
M
LAM
ESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI
82010
82020
82030
MMP
TRS
GRTN
CED
72020
M
M
M
72030
SAL
AND
U1
M
T1
U1
M
T2
M
72030
93210
93220
A3E20
A3020
A3G40
A3G50
CDU-U1
CDU-U2
CDU-U3
CDU-U4
CDU-T5
A3E50
LCM
A3E60
CSO
72020
M
C
B
A
M
C
B
A
72010
HYLSA
MTP-A3D30
82040
M
C
B
A
M
C
B
A
82050
A3G10
A3700
A3G00
73480
82030
A4010
R1
A4020
R2
72010
M
M
73410
73420
A4020
R3
83430
USA
92060
93820
93830
83060
83450
83650
83660
M
93350
M
72020
M
93050
M
93040
M
93640
M
82050
M
82080
M
82090
M
M
82100
M
M
M
83130
M
83190
M
83870
M
M
83880
M
M
83890
M
M
82010
M
M
93250
M
M
83140
M
83150
M
83180
M
M
83XX0
M
M
82020
M
82030
M
82040
M
M
93030
M
93560
M
93570
M
M
93630
M
M
A3H30
M
M
A3H30
M
M
93250
M
M
M
A3000
M
M
M
82010
M
M
A4020
R2
M
M
82010
M
83520
M
93300
M
83560
M
83570
M
83590
M
M
M
M
72030
M
72010
M
72020
M
M
72030
M
72010
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72030
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72060
M
M
M
M
M
M
72080
M
M
72090
M
M
M
M
72100
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72010
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
M
M
M
M
C
B
A
M
C
B
A
M
C
B
A
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
LVI
82010
M
M
M
83710
83820
83830
83840
CPL
M
93300
M
M
83520
M
VFT
USA
FIGURA B10 – Diagrama de flujo 13/Mar/08

GUÍA
CFE L0000-70
29 de 38
090821
En la figura B11 se muestra el abatimiento de tensión causado por la falla de la LT A3D40 JEP-PZA 400 kV con
pérdida de 375 MW el 22/Feb/07 (sistema de medición de la GRTNE).
FIGURA B11 – Diagrama de flujo 22/Feb/07
----
----
----
A
----
B
----
----
C
----
----
A
----
----
B
----
A
----
A
----
A
----
C
----
B
66.10
B
----
B
----
----
A
----
C
69.80
C
----
C
----
----
A
----
B
----
A
----
----
A
----
B
----
C
----
B
----
A
----
----
B
A
----
A
84.70
A
----
C
----
C
----
B
----
----
C
B
----
B
89.00
B
----
----
A
----
A
----
C
----
C
----
C
----
C
----
----
B
----
B
----
A
----
A
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A
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----
A
----
C
----
C
----
B
----
B
----
B
----
----
B
A
----
C
----
C
----
C
----
A
----
----
C
B
----
A
----
A
----
B
----
C
----
B
----
A
----
A
----
B
----
C
----
----
A
C
----
B
----
B
----
C
----
A
90.00
A
----
----
B
A
----
A
----
A
----
A
----
C
----
C
----
B
73.00
A
80.90
B
76.80
----
C
B
----
B
----
A
----
B
----
B
----
A
----
A
----
C
77.00
B
77.40
C
79.90
C
----
C
----
B
----
C
----
C
----
B
73.20
B
73.40
C
----
----
A
C
----
C
76.20
C
76.40
A
90.00
----
B
A
84.60
A
89.00
A
----
A
----
A
----
A
92.00
B
73.00
A
79.60
----
C
B
89.00
B
95.00
B
----
B
----
B
----
B
58.00
A
----
C
77.00
B
77.30
A
84.00
A
84.00
C
----
C
86.00
C
----
C
----
C
----
C
63.00
B
73.20
C
----
B
88.00
A
84.00
B
89.00
C
76.20
C
95.00
B
89.00
C
95.00
A
----
A
----
A
----
A
----
A
A
92.00
----
A
C
95.00
B
----
B
----
B
----
B
----
B
B
58.00
A
----
----
B
A
84.00
A
84.00
C
----
A
----
C
----
C
----
C
----
C
C
63.00
B
----
----
C
----
B
88.00
A
84.00
B
89.00
B
----
C
----
0.07
C
95.00
B
89.00
C
95.00
A
----
C
----
A
----
A
----
----
A
99.00
C
95.00
B
----
B
----
B
----
A
----
----
B
A
84.00
A
84.00
C
----
A
----
C
----
A
----
C
----
B
----
----
C
----
B
88.00
A
----
B
89.00
B
----
B
----
A
----
C
----
70.40
A
91.00
A
91.00
C
95.00
B
----
C
95.00
C
----
A
----
C
----
A
----
B
----
A
84.00
----
A
74.50
B
69.00
B
69.00
C
----
A
----
B
----
B
----
C
----
B
63.00
A
----
----
B
C
72.00
C
72.00
A
84.00
A
91.00
B
----
----
C
----
A
----
C
----
C
68.00
B
----
----
C
B
88.00
B
84.00
C
----
----
B
----
A
----
C
----
90.00
C
95.00
C
94.00
----
A
----
C
----
B
63.00
A
92.00
----
A
71.00
A
91.00
A
91.00
A
----
B
----
C
64.00
B
57.00
A
----
----
B
74.00
B
69.00
B
69.00
B
----
----
C
----
C
63.00
B
----
----
C
C
72.00
C
72.00
C
----
----
C
----
----
A
----
A
57.70
B
----
B
61.60
C
----
C
88.10
A
----
B
----
A
87.00
C
----
B
63.00
C
64.00
A
----
A
----
A
----
B
60.50
B
----
B
----
A
----
C
60.60
C
----
C
----
B
64.80
A
----
C
66.40
A
----
A
----
B
----
B
----
B
----
C
----
A
64.00
C
----
C
----
A
----
B
47.00
B
----
C
57.00
A
----
C
----
A
93.00
B
----
A
----
B
60.00
C
----
B
----
C
61.00
C
----
A
----
B
----
C
----
ALT
A.T.T.OTE.
CPY
CAH
A3880
A3890
M
HUO
CBD
REC
PNG
NAV
72030
FRO
72040
52010
NUR
MON
72030
ADC
CID
PMY
GRTOC
GRTN
HCP
RAP
RBT
RBC
M
C
B
A
M
C
B
A
72040
M
LAM
ESC
JEP
NIC
PZA
MTP
TEC
HUI
LAJ
CCL
GUE
AER
82020
82010
VDG
82010
CUF
RIB
LVI
82010
82020
82030
MMP
TRS
GRTN
CED
72020
M
M
M
72030
SAL
AND
U1
M
T1
U1
M
T2
M
72030
93210
93220
A3E20
A3020
A3G40
A3G50
CDU-U1
CDU-U2
CDU-U3
CDU-U4
CDU-T5
A3E50
LCM
A3E60
CSO
72020
M
C
B
A
M
C
B
A
72010
HYLSA
MTP-A3D30
82040
M
C
B
A
M
C
B
A
82050
A3G10
A3700
A3G00
73480
82030
A4010
R1
A4020
R2
72010
M
M
73410
73420
A4020
R3
83430
USA
92060
93820
93830
83060
83450
83650
83660
M
93350
M
72020
M
93050
M
93040
M
93640
M
82050
M
82080
M
82090
M
M
82100
M
M
M
83130
M
83190
M
83870
M
M
83880
M
M
83890
M
M
82010
M
M
93250
M
M
83140
M
83150
M
83180
M
M
83XX0
M
M
82020
M
82030
M
82040
M
M
93030
M
93560
M
93570
M
M
93630
M
M
A3H30
M
M
A3H30
M
M
93250
M
M
M
A3000
M
M
M
82010
M
M
A4020
R2
M
M
82010
M
83520
M
93300
M
83560
M
83570
M
83590
M
M
M
M
72030
M
72010
M
72020
M
M
72030
M
72010
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72030
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
72020
M
M
72060
M
M
M
M
M
M
72080
M
M
72090
M
M
M
M
72100
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72010
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
72010
M
M
72020
M
M
M
M
M
M
C
B
A
M
C
B
A
M
C
B
A
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
M
LVI
82010
M
M
M
83710
83820
83830
83840
CPL
M
93300
M
M
83520
M
VFT
USA

GUÍA
CFE L0000-70
30 de 38
090821
Si bien el hecho de tener importantes pérdidas de carga causadas por variaciones de tensión ante fallas en la red
de alta y media tensión ya es razón suficiente para atender dicho fenómeno, la preocupación por parte del ACNE
va mas allá de esto, ya que este tipo de fenómenos compromete la efectividad de los controles discretos
suplementarios como los disparos automáticos de generación (Dag’s) implantados en el ACNE, ya que por ser un
área exportadora de energía, al ocurrir una falla en alguno de los corredores de transmisión, y dicha falla ante la
condición operativa presente activa la operación de alguno de los “Dag’s”, éstos envían disparos transferidos a
generación del ACNE para llevar al sistema a una condición segura (menos cargada). Pero si por causa de
variaciones en la tensión se pierde un importante bloque de carga, que podría ser mayor que la generación
disparada por el esquema, la condición angular y de flujos resultante podría llevar al sistema a condiciones muy
comprometidas para la integridad del sistema.
Este tipo de fenómenos, no es particular a una sola área de control o zona del sistema interconectado nacional. En
las figura B12 a B17 se muestran gráficos de afectaciones a usuarios industriales en el área de control oriental
(ACOR – DDCOR), ante fallas en el sistema.
FIGURA B12 – Reporte de afectación de carga HYLSA por disparo de LT PDD93130 TCL
20060410 17:11:00 h

GUÍA
CFE L0000-70
31 de 38
090821
FIGURA B13 – Reporte de afectación de HYLSA y CEMEX por disparo de LT TCL A3T40 YTP
20060711 15:03:10 h

GUÍA
CFE L0000-70
32 de 38
090821
FIGURA B14 – Reporte de afectación a HYLSA y CEMEX por disparo de LT’s TCL A3U20 EDO y TCL A3U30
EDO 20061115 18:31:00 h

GUÍA
CFE L0000-70
33 de 38
090821
FIGURA B15 – Reporte de afectación de carga HYLSA
20070118 10:18:00 h

GUÍA
CFE L0000-70
34 de 38
090821
20070118 10:18:00 h

GUÍA
CFE L0000-70
35 de 38
090821
20070219 16:48:00 h
Ante este tipo de eventualidades, se presentan quejas por parte de los clientes, principalmente de clientes
industriales, ya que la interrupción de los procesos se refleja en pérdidas económicas (producción) y en ocasíones
daño en equipo eléctrico.
Por todo lo hasta aquí presentado, es evidente la relevancia de este tipo de fenómenos y de la premura de su
solución.

GUÍA
CFE L0000-70
36 de 38
090821
APÉNDICE C
ANTECEDENTES DE EVENTOS EN LA DIVISIÓN DE DISTRIBUCIÓN CENTRO-ORIENTE
Acciones efectuadas en industrias de Puebla para reducir el número interrupciones derivadas de variaciones de tensión, “Sag’s”
Empresa Sistema Anomalía Acciones cliente Acciones CFE
Hylsa 230 kV
Daño y paro del
laminador
• Cambio de tap’s 3 a 5 en
transformador de laminador
• Mantenimiento a línea de
230 kV alimentación
Cemex 230 kV
Salida del horno
principal
• Bajar tap’s a TR de 230 kV a 13,8
kV
• Instalación de filtros en bus
• Cambio de ajustes en contactores
electromecánicos
Krupp metalúrgica 115 kV
Salida línea de
producción
• Retiro de capacitores
• instalación de filtros
Cerámica Lamosa 115 kV Salida de hornos
• Instalación de filtros
Kn. de Oriente 115 kV
Salida de líneas de
producción
• Instalación de 1 500 kvar
en circuito
• Anillar el circuito
Violet 115 kV
Salida líneas de
producción
• Filtro de armónicas
Mabesa 34,5 kV
Salidas de 3 líneas de
producción
• Cambio de contactores
electromecánicos por estado sólido
• Cambio de tableros de distribución
• Reubicación de subestación al
centro de carga
• Instalación de capacitores
• Unificación de tensión de operación
• Coordinación de protecciones
• Instalación capacitores en
la red 1200 kvar
• Separación del circuito
• Acelerar protecciones 50
Agfa 34,5 kV
Daños y salida de
quemador de placas de
zinc
• Instalación de transformador seco
480V/378V

GUÍA
CFE L0000-70
37 de 38
090821
Empresa Sistema Anomalía Acciones cliente Acciones CFE
Canon 34,5 kV
Salida líneas de
producción
• Instalación de variador de velocidad
en motor de 150 hp,
• Cambio de tap´s de 3 a 5 en TR
Cervecería
Cuauhtémoc
34,5 kV Producción al 70 %
• Instalación de reguladores de
tensión
• Cambio de contactores
electromecánicos por estado solido
• Instalación de 1800 kvar
en circuito de distribución
• acelerar protecciones 50
del circuito
Textiles milenio 34.5 kV Salidas de producción
• instalación de filtros
• Cambio de tap’s de 3 a 5
• Cambio de circuito e
instalación de capacitores
Azul Textil 34,5 kV
producción
• Instalación de de filtros y
reguladores ferro resonantes
en circuito
• Acelerar 50 de los
circuitos de la subestación
Jamil Textil 34,5 kV
producción
en circuito
USG 34.5 kV
producción
• Instalación de reguladores ferro
resonantes
• Instalación de variadores de
velocidad
• Instalación de 900 kvar en
circuito
Nestlé 34,5 kV
producción
en circuito
• Acelerar 50 y 51 de los
Chemtex 34,5 kV
producción
• Cambio de tap’s de 3 a 5
en circuito
• Anillar el circuito

GUÍA
CFE L0000-70
38 de 38
090720
APÉNDICE D
CADENA PRODUCTIVA DEL SUMINISTRO

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