1. “EL ABC DEL CÓDIGO DE RED,
IMPLICACIONES Y COSTO”
2. PONENTE
• Ing. Electricista por el Instituto Politécnico Nacional en México.
• Especialidad Sistemas Eléctricos de Potencia.
• Certificado internacionalmente en Calidad de energía como CPQ.
• Miembro del Colegio de ingenieros, de la IEEE, de la Sociedad de ingenieros en energía de Norteamérica AEE.
• Impartió cursos en la Habana CUBA, ponencias en Menden Alemania, Lima Perú, Croacia Nueva Zelanda en el grupo IEC
de PSL.
• Ha recibido capacitación en planta en OBO BETTERMANN ALEMANIA y ALAMEDA CALIFORNIA por PSL
• GREMIALMENTE PRESIDENTE DE AMERIC AC
• VICEPRESIDENTE ACTUAL DE UNCE.
• COORDINADOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN COMISIÓN DE ENERGÍA DE CONCANACO
3. AGENDA DEL DÍA
• El Antecedentes históricos.
• Que es un código de red.
• Panorama global.
• Panorama actual del MEM
• Relación de Jerárquica
• Funciones de los participantes.
• Estructura del Código.
• Interconexión
• Manual regulatorio
• Costo
• Punto de vista de los
constructores
• ¿Cómo se va a aplicar?
• Manual de interconexion.
• Conclusiones
4. ANTECEDENTES HISTÓRICOS
• La reforma de 1992 a la Ley del Servicio
Público de Energía Eléctrica
• En 1993 se creó la CRE, en 1995 se aprobó
la Ley de la CRE
• Las reformas de 1992 y 1995 han
permitido mayor participación privada
en la generación de energía eléctrica
7. RELACIÓN CON LOS CONTRATISTAS
• La contratación de energía de
las obras de los contratistas se
gestionaba ante CFE.
• La determinación de la obra
especifica y/o aportaciones se
gestionaba a través de CFE.
• Para nuestros clientes CFE
indicaba: características
marcas, modelos y tecnologías
a instalar para recibir servicio.
• Las obras de distribución en
media tensión se hacían
mediante la figura de ”obras
por terceros”.
• Las obras de transmisión y
construcción de subestaciones
de potencia se realizaban por
obras por terceros o
“Pidiregas “.
11. ¿QUÉ ES UN CÓDIGO DE RED?
• ES EL DOCUMENTO O CONJUNTO DE DOCUMENTOS QUE CONTIENE LAS
DISPOSICIONES , QUE PERMITEN LA OPERACIÓN DE UN SISTEMA
ELECTRICO DE UN PAÍS DE MANERA SEGURA Y CON LOS MAS ALTOS
GRADOS DE CONFIABILIDAD Y CONTINUIDAD DE SUMINISTRO.
• PUEDE INTEGRARSE POR UN DOCUMENTO GENERAL O POR DIVERSOS
DOCUMENTOS QUE CUBREN LAS DIFERENTES ÁREAS DE UN SISTEMA
ELECTRICO INTERCONECTADO EN UNA REGIÓN O PAÍS.
13. EL CÓDIGO DE RED EN EL MUNDO
What are Network Codes?Network codes are a set of rules drafted by ENTSO-E,
with guidance from the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER),
to facilitate the harmonisation, integration and efficiency of the European electricity
market. Each network code is an integral part of the drive towards completion of
the internal energy market, and achieving the European Union’s 20-20-20 energy
objectives of:
• at least 40% cut in greenhouse gas emissions compared to 1990 levels.
• at least a 27% share of renewable energy consumption.
• at least 27% energy savings compared with the business-as-usual scenario.
• EU Regulation 714/2009
14. EJEMPLO DE LOS CÓDIGOS DE RED EN UN
ÁREA MADURA.
• DCC DEMAND CONECTION CODE.
• ER EMERGENCY AND RESTORATION.
• CACM CAPACITY ALLOCATION &
CONGESTION MANAGEMENT.
• HVDC HIGH VOLTAGE DIRECT CURRENT
CONECTIONS.
• SYS SYSTEM OPERATIONS.
• EB ELECTRICITY BALANCING.
• RFG REQUERIMENTS FOR GENERATORS.
• FCA FORDWARD CAPACITY ALLOCATION.
25. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN)
2016-2030: la planeación en materia eléctrica es clave para detonar la
competitividad del país
131.6
Mil Millones de dólares
en los próximos 15 años
75%
Generación 98,686 MDD
13%
Distribución
17,662 MDD
12%
Transmisión
15,264 MDD
30. PRE-RELACIÓN JERÁRQUICA
• A.2.3 Prelación jerárquica
• Las Disposiciones Generales tienen prelación jerárquica dentro del
Código de Red por lo que los documentos de menor jerarquía y que
componen las Disposiciones Operativas deben de guardar
consistencia con estos, como se observa en la Figura 1. Asimismo, los
Manuales Regulatorios y Procedimientos que integran las
Disposiciones Operativas estarán asociados a los distintos Capítulos
que componen las Disposiciones Generales
33. PARTICIPANTES DEL MERCADO ELÉCTRICO
MAYORISTA
• Todas las personas físicas o morales que deseen convertirse en
Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista deben celebrar con el
CENACE un Contrato en la modalidad de:
• Generador.
• Suministrador de Servicios Básicos.
• Suministrador de Servicios Calificados.
• Suministrador de Último Recurso.
• Comercializador No Suministrador.
• Usuario Calificado Participante del Mercado.
• Los Participantes de Mercado están sujetos al cumplimiento de los
derechos y obligaciones establecidos en sus respectivos Contratos, así
como a toda la normativa aplicable al Mercado Eléctrico Mayorista.
34. La CRE ha puesto en marcha el Registro de Usuario Calificados (RUC). Un usuario calificado
es aquel consumidor de energía eléctrica que, por su elevado nivel de demanda, se registra
ante la CRE.
1 ¿Quiénes pueden participar?
Centros de carga (consumidores)
con una demanda mayor a 1 MW.
Centros de Carga en Contratos de
Interconexión Llegados,
independientemente de su demanda.
Centros de Carga que por agregación
de cargas logren alcanzar una
demanda de mínimo 1MW y que
cumplan con los requisitos establecidos
por la SENER:
2 Un Usuario Calificado puede:
Acceder a un mercado con múltiples
suministradores en competencia.
Obtener precios competitivos.
Gozar de libertad para
negociar plazos y precios.
Beneficios adicionales:
Los usuarios con una demanda de 5 MW
y un consumo anual de 20 GWh pueden:
Participar en el
mercado sin
intermediarios.
Firmar contratos
directamente con
generadores.
Adquirir sus
CELs, sin apoyo
de terceros
3 ¡Regístrate!
1. Para llenar el formulario de
inscripción, entra al
micrositio y proporciona
la siguiente información:
a) Datos generales de
la persona moral y
su representante
legal.
b) Características del
centro de carga.
c) El último recibo o el
número único de
identificación del
servicio (RPU).
Duración estimada del proceso: 30 días hábiles una vez recibido el registro completo
2. Admisión y
revisión de
la solicitud.
3. Otorgamiento
de constancia
de inscripción.
http://www.cre.gob.mx/documento/ConceptoDemanda.pdf
35. CÓDIGO DE RED
Visión
general
El Código de Red es la regulación emitida por la CRE el 8 de abril de
2016, que contiene los requerimientos técnicos mínimos necesarios
para asegurar el desarrollo eficiente de todos los procesos
asociados con el Sistema Eléctrico Nacional.
A través del Código de Red se regulan las diversas actividades que
se llevan a cabo en el SEN, tales como: interconexión de Centrales
Eléctricas, conexión de Centros de Carga, planeación y operación de
la RTN y de las RGD.
Su objetivo es establecer los criterios técnicos que los Integrantes
de la Industria Eléctrica deben observar de forma obligatoria, en el
desarrollo de sus actividades en el SEN, para asegurar que el SEN
alcance y mantenga una condición adecuada de operación.
Liga al Diario Oficial de la Federación:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5425779&fecha=16/02/2016
36. ESTRUCTURA DEL CÓDIGO DE RED
Disposiciones Generales Disposiciones Operativas Código de Red
Criterios
de
Conexión
de Centros
de Carga
Ejemplo
38. EL CONTENIDO DE LAS DISPOSICIONES GENERALES,
SE DETALLA EN LOS SIGUIENTES CAPÍTULOS
• El Capítulo 1 establece las Disposiciones Generales sobre las condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y
seguridad que son de observancia obligatoria en la elaboración de los programas de Ampliación y Modernización de la Red
Nacional de Transmisión (RNT) y de las Redes Generales de Distribución (RGD). Lo anterior, observando en todo momento la
política establecida por la Secretaría de Energía (SENER).
• El Capítulo 2 establece las Disposiciones sobre las condiciones operativas que se deben cumplir para asegurar que el SEN
mantenga el Suministro Eléctrico en condiciones de seguridad y Continuidad.
• El Capítulo 3 describe las Disposiciones sobre los requerimientos técnicos que deben de cumplir las Unidades de Central
Eléctrica que deseen interconectarse al SEN.
• El Capítulo 4 describe las Disposiciones sobre los requerimientos técnicos que deben de cumplir los Centros de Carga que
pretendan o estén conectados al SEN.
• El Capítulo 5 establece las Disposiciones Generales de Red Eléctrica Inteligente en materia de telemetría y la integración de
elementos para el Control Operativo del SEN que utilizan Tecnologías de la Información y Comunicación (TIC) bajo el principio de
Interoperabilidad. También establece las Disposiciones Generales para la administración de la Seguridad Informática que
minimice la situación de riesgo del SEN ante amenazas informáticas derivadas del aumento en el uso de las TIC.
• El Capítulo 6 se refiere a las Disposiciones que se deben considerar con respecto a las condiciones de operación de los
sistemas que se encuentren eléctricamente aislados del Sistema Interconectado Nacional.
• Finalmente, el Capítulo 7 describe los lineamientos aplicables al Sistema Eléctrico de Baja California que debe cumplir con
procedimientos y Disposiciones de carácter específico derivado de su enlace eléctrico internacional.
39. VIGILANCIA DEL CUMPLIMIENTO Y
SANCIONES
La vigilancia del cumplimiento del Código de Red
es obligación de la Comisión, para lo cual podrá llevar a cabo los actos
de verificación e inspección que determine necesarios por conducto de
los servidores públicos que tenga adscritos o mediante Unidades de
Inspección.
Los Integrantes de la Industria Eléctrica que dejen
de observar, de manera grave a juicio de la CRE, el Código de Red, se
sujetarán a las sanciones establecidas en el artículo 165, fracción I,
inciso k), y fracción II, inciso c) de la LIE.
40. Fracción
I, inciso
k):
• “Dejar de observar,
observar, de
manera grave a
juicio de la CRE,
las disposiciones
en materia de la
Calidad,
Confiabilidad,
Continuidad y
seguridad del
Sistema Eléctrico
Nacional”
Fracción
II, inciso
c):
• “Incumplir las
disposiciones en
materia de
Calidad,
Confiabilidad,
Continuidad y
seguridad del
Sistema Eléctrico
Nacional”.
La magnitud de la
condición de
incumplimiento será
evaluada por la Comisión
con el apoyo técnico del
CENACE y considerará el
impacto asociado a:
a. Número de usuarios
afectados,
b. Tiempo de interrupción
del suministro,
c. Energía no
suministrada,
d. Corte manual de carga
no controlable,
e. Otras.
42. ACTIVIDADES REGULADAS
Operación
Condiciones
operativas para
asegurar el
Suministro
Eléctrico en
condiciones de
seguridad y
Continuidad
Planeación
Condiciones que son
de observancia
obligatoria en la
elaboración de los
programas de
Ampliación y
Modernización de
la RNT y de las RGD
Generación
Requerimientos
técnicos que deben
de cumplir las
Unidades de Central
Eléctrica que
deseen
interconectarse al
SEN
Centros de
Carga
Requerimientos
técnicos que deben de
cumplir los Centros
de Carga que
pretendan o estén
conectados al SEN.
43. CRITERIOS DE INTERCONEXIÓN DE
CENTRALES ELÉCTRICAS
Una Central Eléctrica que cambie o adicione un Punto de Interconexión.
4 El cumplimiento se verifica por el CENACE antes de la entrada en operación
comercial.
Incrementos de capacidad de las Centrales Eléctricas que cuenten con un
permiso de generación de la CRE, por un monto mayor o igual al 10 % de su
capacidad original, siempre que la capacidad de Generación Neta total de la
Central, incluido el incremento, sea igual o supere los 0.5 MW.
3
Alcance y aplicación:
Cualquier proyecto de Interconexión de Centrales Eléctricas, que cuente con un
permiso de generación otorgado por la CRE, con capacidad de Generación
Neta mayor o igual a 0.5 MW, que pretenda conectarse a la RNT o a las RGD.
1
2
44. CRITERIOS DE CONEXIÓN DE CENTROS DE
CARGA
Alcance y aplicación:
Centros de Carga que emanen o se relacionan a las actividades
de suministro, usuarios calificados o generación de
intermediación, que estén conectados en Alta o Media Tensión,
deberán cumplir en un plazo que no podrá exceder 3 años,
debiendo presentar a la CRE un plan de trabajo.
Nuevos Centros de Carga que se conecten al Sistema Eléctrico
Nacional en Alta Tensión o en Media Tensión.
2
3
Todos los requerimientos son referidos al punto de conexión.
1
45. ELEMENTOS CRÍTICOS
QUINTO. El presente acto administrativo solo podrá impugnarse a través del
juicio de amparo indirecto, conforme a lo dispuesto por el artículo 27 de la Ley
de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, publicada en
el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, que su Transitorio
Segundo abrogó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía y,
consecuentemente, el recurso de reconsideración previsto en dicha ley.
• El expediente respectivo se encuentra y puede ser consultado en las oficinas
de esta Comisión Reguladora de Energía ubicadas en Boulevard Adolfo López
Mateos 172, Colonia Merced Gómez, C.P. 03930, Benito Juárez, Ciudad de
México.
III. Distribuidores
Criterio OP- 120. Los Distribuidores están obligados a medir los parámetros de Calidad
conforme a lo definido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en
Materia de Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de Transmisión
y en las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica.
46.
47. QUÉ IMPLICA EL CÓDIGO DE RED
3.4 Requerimiento de factor de potencia
a. En Estado Operativo Normal, los Centros de Carga conectados en Alta Tensión deberán mantener un
factor de potencia entre 0.95 en atraso y 1.0, con medición cinco-minutal. Dichos Centros de Carga
deberán cumplir con este requerimiento al menos el 95% del tiempo durante un periodo mensual. Este
requerimiento tendrá una vigencia de 10 años a partir de la publicación del Manual en el DOF.
Posterior a este periodo, el requerimiento del factor de potencia será de 0.97 en atraso y 1.0, con
medición cinco-minutal. Los Centros de Carga deberán cumplir con este requerimiento al menos el
97% del tiempo durante un periodo mensual.
b. El factor de potencia en tensiones menores o iguales a 35 kV se medirá en nodos de calidad de energía,
de conformidad con las “Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso
abierto y prestación de los servicios en la red nacional de transmisión y las redes generales de
distribución de energía eléctrica”.
49. • Más del 99.95 % de los centros de carga no han empezado el proceso
50. PUNTOS DE VISTA
• OBSERVA COMO UN RIESGO
A LA ESTABILIDAD A TODO
ELEMENTO CONECTADO A
LA RED EN MEDIA TENSIÓN.
• POR ELLO PROTEGE LA
ESTABILIDAD DEL SISTEMA…
• YA NO SOLO CFE JUEGA.
51. SUPERVISIÓN Y VIGILANCIA DE CÓDIGO DE
RED
La infraestructura física del SEN debe estar protegida contra daños
ocasionados por la operación de sus elementos, fuera de límites técnicos
establecidos.
La CFE ya podrá defenderse ante problemas causados por sus clientes
y deficiencias en la infraestructura del punto de interconexión.
El documento es denso y lleno de requerimientos técnicos, pero por
momentos más para Abogados que para Ingenieros.
52. SE EXIGE TANTO AL SUMINISTRADOR COMO AL
USUARIO CALIFICADO
EN IGUALDAD DE CIRCUNSTANCIAS.
¿Y AL CLIENTE?
55. ¿QUÉ INDICA EL CÓDIGO DE RED?
3.2 Frecuencia
a. Los Centros de Carga deberán ser capaces de soportar variaciones de frecuencia y permanecer
conectados, de acuerdo a lo establecido en la Tabla 3.2.1.A.
Tiempo Frecuencia máxima [Hz] Frecuencia mínima [Hz]
Permanente 61.0 59.0
30 minutos 62.5 58.0
Tabla 3.2.1.A. Valores de frecuencia máxima y mínima que debe soportar el Centro de Carga.
b. La conexión o desconexión de carga no deberá causar variaciones de frecuencia mayores a ±0.1 Hz
en el Sistema Eléctrico Nacional (en adelante, SEN), por lo que se deberán considerar los refuerzos
de red necesarios que resulten de los estudios que realice el CENACE, así como el cambio en la
operación y control de la carga para evitar dicha variación.
58. ¿Y, AL CLIENTE?
Específica las protecciones en el punto de interconexión (ya es
obligatorio un Cuadro de mando y coordinación de protecciones y
control que deben de tener en cuanto a calidad de energía (armónicos)
toma como base la CFE L-000045 que viene a su vez de IEEE-519.
Limita el Flicker usando valores de la norma anterior.
Jamás se consideró en el pasado y afecta En AT el stress de aislamientos.
59. ENTRE OTRAS COSAS, MODIFICA LA OBRA
ELÉCTRICA
3.5 Protecciones
a. Los Puntos de Conexión de Centros de Carga en la Red Nacional de Transmisión (RNT) y en las Redes
Generales de Distribución (RGD) deben contar con esquemas de protección. En tanto no se cuente
con Norma Oficial Mexicana o especificación técnica aprobada por la CRE, todos los esquemas de
protección de los Centros de Carga en los Puntos de Conexión deben cumplir, entre otras, con las
siguientes especificaciones técnicas vigentes:
i. Características técnicas para relevadores de protección (CFE G0000-81);
ii. Esquemas normalizados de protecciones para líneas de transmisión y subtransmisión (NRF-041-
CFE-2013);
iii. Tableros de protección, control, medición, supervisión y registro para unidades generadoras y
subestaciones eléctricas (CFE V6700-62);
iv. Esquemas normalizados de protecciones para transformadores, autotransformadores y reactores
de potencia (CFE G0000-62), y
v. De caseta integral para subestaciones eléctricas (CFE-G0100-20).
b. El Centro de Carga será responsable de implementar, coordinar y mantener sus sistemas de
protección, incluyendo los canales de comunicación necesarios.
60. 4.4. Arreglos de subestaciones eléctricas para la conexión de Centros de Carga
El arreglo de las subestaciones eléctricas para la conexión de Centros de Carga debe respetar los siguientes criterios:
Criterio CONE - 12. Si el Punto de Conexión se localiza en una Subestación Eléctrica existente, el arreglo de la nueva bahía debe ser igual en términos
de Confiabilidad a las bahías existentes, de conformidad con las normas o especificaciones técnicas emitidas la CRE.
Criterio CONE - 13. Si el Punto de Conexión se localiza en una nueva Subestación Eléctrica, el arreglo deberá ser igual o mejor, en términos de
Confiabilidad, a las subestaciones eléctricas adyacentes existentes, de conformidad con las normas o especificaciones técnicas emitidas por la CRE.
También, se deberán considerar los siguientes criterios:
a. El nivel de tensión donde se pretende conectar el Centro de Carga;
b. Los niveles de tensión existentes de las subestaciones eléctricas para la conexión del Centro de Carga, incluyendo la Subestación Eléctrica de
Maniobras;
c. La importancia de las subestaciones eléctricas de Maniobras del Centro de Carga como nodo eléctrico en el SEN, determinada por el CENACE;
d. El grado de Confiabilidad en el servicio que requieren las subestaciones eléctricas de Maniobras del Centro de Carga;
e. El nivel de contaminación existente en la zona donde se pretende construir las subestaciones eléctricas de Maniobras del Centro de Carga;
f. El número de Alimentadores en Alta Tensión que se requieren construir en las subestaciones eléctricas de Maniobras del Centro de Carga;
g. Necesidad de ampliaciones futuras de la RNT o de las RGD en la Subestación Eléctrica de Maniobras, como pueden ser nuevas interconexiones de
centrales eléctricas, nuevas líneas de Transmisión o nuevos Centros de Carga
h. Facilidades de Mantenimiento en las subestaciones eléctricas de Maniobras del centro de carga.
61. Criterio CONE - 14. La Subestación Eléctrica deberá ser
encapsulada en gas hexafluoruro de azufre (SF6) sólo en
casos en que por cuestiones ambientales y/o de
aspectos sociales (sitios turísticos, de alta densidad de
población o espacios reducidos) sea necesario,
respetando los arreglos de subestaciones mencionados
en los dos criterios anteriores.
62. Capítulo 5. Disposiciones Generales de Red Eléctrica Inteligente en materia de Telemetría,
Interoperabilidad y Seguridad de la Información (REI) para la operación del SEN
5.1 Objetivo
Con el objeto de asegurar que el Control Operativo del SEN se realice en condiciones de eficiencia,
Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad, se establecen criterios de telemetría
en tiempo real, que pueden incluir la medición y el monitoreo de variables físicas para el control del
SEN. Para el logro de dicho objetivo, la LIE establece como una herramienta la implementación de la
Red Eléctrica Inteligente (REI), la cual prevé la integración de tecnologías avanzadas de información
y comunicación en los elementos de medición, monitoreo y operación del SEN.
En este sentido, un aspecto de suma importancia para el Control Operativo del SEN, es el uso de
elementos de TIC, los cuales deben utilizar arquitecturas y tecnologías basadas en estándares
abiertos, que permitan la Interoperabilidad y el máximo aprovechamiento de su potencial.
Adicionalmente, el uso cada vez mayor de estos elementos tiene como consecuencia natural el
aumento de posibilidades de amenazas informáticas que pueden causar disturbios en el
funcionamiento adecuado del SEN.
63. Criterio REI - 10.
Para asegurar la precisión de la medición se deberá cumplir con las siguientes especificaciones:
a. Tener un error máximo de 0.4 % en las mediciones analógicas.
b. Tener 1 milisegundo en la estampa de tiempo.
c. Los voltajes de 400 kV se compararán contra secundarios de TP´s o DP´s aceptándose una desviación máxima de +/- 1 kV.
d. Los voltajes de 230 kV, se compararán contra secundarios de TP´s o DP´s aceptándose una desviación máxima de +/- 0.5 kV.
e. Los voltajes de 115 kV, se compararán contra secundarios de TP´s o DP´s aceptándose una desviación máxima de +/- 0.25 kV.
f. Para voltajes de 34.5 kV y 23.9 kV se aceptarán desviaciones máximas de +/- 100 V.
g. Para voltaje de 13.8 kV se aceptarán desviaciones máximas de +/- 50 V.
h. Para la medición de frecuencia se aceptará una desviación máxima de +/- 0.02 Hz.
i. Enviarse en forma directa al Centro de Control que le corresponda en función de las disposiciones aplicables.
j. La comparación de tensiones se realizará contra los secundarios de TP´S o DP´S, aceptándose como máximo las tolerancias establecidas en el Manual de Disposiciones Operativas del
Mercado correspondiente para cada nivel de tensión.
k. Para la medición de frecuencia se aceptará una desviación máxima de +/- 0.02 Hz.
l. La medición de potencia activa en MW y potencia reactiva en MVAr se comparará en lo posible contra los multimedidores de campo aceptándose una desviación máxima del 5% cuando
el flujo de la línea sea menor a 50 MW / MVAr.
m. La medición de potencia activa en MW y potencia reactiva en MVAr se comparará en lo posible contra los multimedidores de campo aceptándose una desviación máxima del 1% cuando
el flujo de la línea sea mayor a 50 MW / MVAr.
n. La medición de potencia activa en MW, potencia reactiva en MVAr y corriente en A de Unidades, autotransformadores y transformadores se comparará en lo posible contra lo medido en
multimedidores de campo, aceptándose una desviación máxima del 5% para unidades menores de 150 MVA, cuando el flujo de los equipos es menor al 50% de su capacidad nominal
en MVA.
o. La medición de potencia activa en MW, potencia reactiva en MVAr y corriente en A de Unidades, autotransformadores y transformadores se comparará en lo posible contra lo medido en
multimedidores de campo, aceptándose una desviación máxima del 2% para las unidades iguales o mayores de 150 MVA cuando el flujo de los equipos es igual o mayor al 50% de su
capacidad nominal en MVA.
p. La medición de corriente en A de Alimentadores se comparará en lo posible contra lo medido en secundarios de TC´s de campo, aceptándose una desviación máxima del 7% cuando el
flujo del Alimentador es menor a 10 A.
q. La medición de corriente en A de Alimentadores se comparará en lo posible contra lo medido en secundarios de TC´s de campo, aceptándose una desviación máxima del 5% cuando el
flujo del Alimentador es igual ó mayor a 10 A.
r. En mediciones de temperatura se aceptarán desviaciones máximas de 1 °C.
s. La medición de cambiador de tap en la maestra, deberá coincidir con la indicación de campo, para esta prueba será necesario pasar de NR a NL o viceversa comprobando el paso por
nominal.
64.
65.
66. ¿CÓMO SE VA A APLICAR?
A través de Unidades de INSPECCIÓN aprobadas por la
CRE. En las Disposiciones Administrativas de Carácter
General en materia de velicación e inspección de la industria
eléctrica en las áreas de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica, publicadas en el DOF el 20 de enero de
2016.
67. UNIDAD DE INSPECCIÓN
DACG - Unidades de inspección de la industria eléctrica
en actividades de generación, transmisión y distribución
de energía eléctrica
Disposiciones administrativas - Bases normativas para
autorizar unidades de inspección de industria eléctrica en
generación, transmisión y distribución de energía eléctrica;
procedimiento de inspecciones y condiciones de operación
unidades de inspección
68. LA UNIDAD DE INSPECCIÓN
Es la figura creada por la CRE
que valida el cumplimiento de
los requisitos para conectar
centros de carga calificados y
participa del proceso de
interconexión.
69. COSTO DEL “NO” CUMPLIMIENTO
La CRE pone como costo para
la economía cada KWH que deja de
suministrarse y/o consumirse
en $2.61 USD/KWH
70. LAS PENALIZACIONES
Duodécimo. Que, el artículo 165, prevé́ que las infracciones a la LIE, su
Reglamento y las disposiciones que emanen de la misma, se sancionaran de
conformidad con lo siguiente:
I. Con multa del dos al diez por ciento de los ingresos brutos percibidos en el año
anterior por:
Dejar de observar, de manera grave a juicio de la CRE, las disposiciones en
materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema
Eléctrico Nacional;
II. Con multa de cincuenta mil a doscientos mil salarios mínimos por:
Incumplir las disposiciones en materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y
seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.
72. COMITÉ CONSULTIVO DE CONFIABILIDAD
El apartado B.1 del Código de Red, la Comisión constituirá un Comité
Consultivo de Confiabilidad y emitirá las Reglas de Operación que
deberán contener al menos los aspectos de su integración y
funcionamiento.
Objetivo
El Comité tiene por objetivo contribuir al proceso de
revisión, actualización, normalización y consulta
pública de los manuales, procedimientos y criterios
contenidos en el Código de Red.
Actualizaci
ón del
Código de
Red
Comité
CRE
73. INTEGRACIÓN DEL COMITÉ CONSULTIVO DE
CONFIABILIDAD
En marzo de 2018, la CRE aprobó el acuerdo A/011/2018, por el que designó a los Vocales, confirmó a los
Invitados Permanentes y nombró al Presidente del Comité Consultivo de Confiabilidad:
Dos Invitados
Permanentes
3 Generadores o asociaciones
2 Centros de Carga o asociaciones
Transmisión
Distribución
1 Distribuidor
1 Fabricante
de equipo
eléctrico
Otro
Secretario Técnico
Comisionado Marcelino Madrigal
Designado por el Presidente del Comité
Presidente
La primera sesión
del Comité será el
próximo 18 de
junio.
74. PLAZOS PARA LA ACTUALIZACIÓN DEL
CÓDIGO DE RED
i) Finalizar la revisión
interna del Código de
Red.
ii) Primera sesión del
Comité Consultivo de
Confiabilidad
Junio
2018
Julio
i) Recepción de
comentarios del
Comité Consultivo de
Confiabilidad
ii) Elaboración de
Manifestación de
Impacto Regulatorio
(MIR)
iii) Inicio proceso
Consulta Pública
Agosto Septiembre
Consulta Pública
(Se prevé finalice en
septiembre/octubre).
75. •
•
•
•
Participantes Obligados
Suministradores
Usuarios Calificados
Abasto Aislado (Autoabasto no legado)
Contratos de Interconexión Legados que no se
suministren en su totalidad por Energías Limpias
Los Certificados de Energías Limpias (CEL’s) incentivan la inversión y generación
de electricidad con base en tecnologías libres de carbono, reduciendo
significativamente las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
• Otorgar y regular los CEL’s
• Administrar la plataforma S-CEL, donde se lleva a cabo:
? El registro de generación y consumo de electricidad
? La emisión, transacciones, liquidación y cancelación voluntaria
del CEL’s
? La verificación del cumplimiento de obligaciones de energía limpias
• Sancionar
• Operar el Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM)
• Conducir el mercado spot y subastas
• Administrar el mercado secundario
de CEL’s
y
y
• Establecer requisitos
criterios para adquirir
otorgar CEL’s
Generadores Limpios
(1 MWh = 1 CEL)
• Energías renovables: solar, eólica, hidroeléctrica,
geotérmica, etc.
• Energía nuclear
• Cogeneración eficiente
77. LOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE ESTE
MANUAL SON LOS SIGUIENTES:
• Establecer el proceso de registro, seguimiento, atención, plazos, responsables y costo de los
Estudios y monto de las Garantías Financieras relacionados con la Solicitud de Interconexión de
Centrales Eléctricas o Conexión de Centros de Carga.
• Establecer los Estudios para determinar las Características Específicas de la Infraestructura
Requerida para la Interconexión de Centrales Eléctricas o Conexión de Centros de Cargas, en
cumplimiento de la Ley de la Industria Eléctrica, su Reglamento y las Disposiciones
Administrativas de Carácter General, así como las Disposiciones Operativas del Mercado que se
encuentren vigentes.
• Definir los criterios y mecanismos para establecer las prelaciones; el otorgamiento, devolución,
prórroga y ejecución de Garantías Financieras y el proceso para la suscripción delos Contratos de
Interconexión de Centrales Eléctricas y la Conexión de Centros de Carga, respectivamente
• Especificar el procedimiento para la Interconexión física de Centrales Eléctricas o Conexión de
Centros de Carga a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, ye.
Describir las acciones para realizar la Puesta en Operación de las Centrales Eléctricas o Centros de
Carga.
78. EL PRESENTE MANUAL DESCRIBE EL PROCESO NECESARIO, PARA LA
CONEXIÓN DE CENTROS DE CARGA PARA CADA UNO DE LOS SIGUIENTES
CASOS:
• Centros de Carga nuevos con una Carga Contratada igual o mayor a 1 MW o Centros de Carga
nuevos con una Carga Contratada igual o menor a 1 MW, que requieran conectarse a la Red
Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, ya sea que correspondan o
no al Mercado Eléctrico Mayorista y que requieran o no Infraestructura en la Red Nacional de
Transmisión y en las Redes Generales de Distribución correspondientes del Mercado Eléctrico
Mayorista.
• Centros de Carga existentes con incrementos en la Carga Contratada y que se encuentren
interconectadas a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución.
• Centros de Carga existentes que soliciten cambio de Punto de Conexión
• Centros de Carga en Abasto Aislado que requieran Infraestructura para conectarse a la Red
Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución del Mercado Eléctrico
Mayorista.
79. 1.5.1 Ampliación: Adición de cualquier elemento al Sistema Eléctrico Nacional que
incremente la capacidad de las instalaciones existentes en operación. 1.5.2 Análisis: En general
hace referencia a los Análisis de Calidad del Servicio de la Energía, Contingencias, Corto
Circuito, Estabilidad Transitoria y en Estado Estable contemplados en el presente Manual,
según corresponda o salvo se indique concretamente el tipo de Análisis.
1.5.3 Análisis de Calidad del Servicio de la Energía (ACSE): Evaluación de la calidad de la
energía eléctrica influenciada por el Contenido Armónico de corriente y voltaje, variaciones de
tensión e índices de parpadeos (flickers), depresiones o abatimientos (sags), sobretensiones
(swells), desbalances de tensión y corriente, etc., por la Conexión de cargas no lineales de gran
capacidad, como cargas fluctuantes (hornos de arco eléctrico, soldadoras de arco continuo,
sierras continuas, etc.), cargas impulsivas e intermitentes (motores de inducción, grandes grúas,
troqueladoras, etc.). cargas distorsionantes (hornos de inducción, cubas electrolíticas, grandes
variadores de frecuencia, etc.) y la Interconexión de Centrales Eléctricas de generación
renovable, fluctuante, intermitente y distribuida.
80. 1.5.4 Análisis de Contingencias: Análisis de la posible salida de elementos capaces de
comprometer la seguridad del sistema, cuyo objetivo es observar identificar, verificar y determinar
que el Sistema Eléctrico Nacional, posea la robustez eléctrica con maniobras suficientes, para evitar
que los niveles de tensión salgan del rango de operación permitido, mismo que involucra la
verificación de que los elementos no excedan sus capacidades y que en ningún caso se observe
congestionamientos de flujo de potencia entre las Unidades de Central Eléctrica y los Centros de
Carga, contribuyendo al cumplimiento del Código de Red.
1.5.5 Análisis de Corto Circuito: Análisis realizado para conocer los niveles de sobre corriente
que pueden alcanzar los equipos y elementos del Sistema Eléctrico Nacional cuando se presenta una
falla eléctrica, con el fin de identificar errores de dimensionamiento en los equipos de protección o
del sistema.
1.5.6 Análisis de Estabilidad Transitoria: Evaluación del comportamiento dinámico del Sistema
Eléctrico Nacional ante la ocurrencia de contingencias n-1, para identificar el grado de confiabilidad
del sistema, la generación máxima en Centrales Eléctricas, las capacidades máximas de transporte de
energía eléctrica, las aperturas angulares máximas en la primera oscilación, las depresiones y
sobretensiones dinámicas en la primera oscilación, interacciones de esquemas de protecciones con
las oscilaciones de potencia, desviaciones de la frecuencia ante desbalances carga-generación, etc., y
en general el nivel de estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.
81. 1.5.7 Análisis en Estado Estable: Cálculo de las condiciones operativas del comportamiento
del Sistema Eléctrico Nacional en generación de potencia activa y reactiva, flujos de potencia
activa y reactiva en la Red Eléctrica, aperturas angulares, perfiles de voltaje, etc., con todos los
elementos de la Red Eléctrica en servicio con aplicación de contingencias n-1 para diferentes
despachos de generación para identificar sobrecargas y riesgos de Confiabilidad.
1.5.8 Área de Influencia: Subestaciones eléctricas, líneas de transmisión, Centrales Eléctricas
y Centros de Carga definidos por el Centro Nacional de Control de Energía en el Estudio
Indicativo o de Impacto, según corresponda, en la cual la Interconexión de la Central Eléctrica o
Conexión del Centro de Carga incide directamente e indirectamente en el comportamiento de
la Central Eléctrica o Centro de Carga bajo estudio.
1.5.9 BME: Bases del Mercado Eléctrico vigentes.
82. 1.5.13 Características Específicas de la Infraestructura Requerida: Conjunto de obras de
Infraestructura, elementos y equipos determinados por el Centro Nacional de Control de
Energía para la Interconexión de una Central Eléctrica o la Conexión de un Centro de Carga a la
Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, y los requerimientos de
Ampliación y Modernización y Obras de Refuerzo en la Red Nacional de Transmisión y en las
Redes Generales de Distribución.
1.5.14 Carga CIL: Consumo de los Centros de Carga incluidos en un Contrato de
Interconexión Legado (CIL) que reciben energía eléctrica directamente de la Central Eléctrica
incluida en el mismo Contrato de Interconexión Legado, sin transmitir la energía eléctrica por
la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución, y que estén en
posibilidad de recibir energía eléctrica del SEN a través del Punto de Conexión.
1.5.15 Carga Contratada: Demanda contratada por el usuario fijada con base en sus
necesidades de operación. Para fines de los Estudios de Conexión de nuevos Centros de Carga,
este término se refiere a la Capacidad indicada por el Solicitante en su Solicitud.
83. 1.5.16 Carga Convencional: Carga demandada por un Centro de Carga que por las
características de sus procesos no presentan distorsiones armónicas, variaciones de tensión e
índices de parpadeo (flickers), depresiones o abatimientos (sags) o sobretensiones (swells) con
impacto en la calidad del servicio al resto de los Usuarios conectados al Sistema Eléctrico
Nacional.
1.5.17 Carga Especial: Carga demandada por un Centro de Carga en alta o media tensión y
que por las características propias de sus procesos presentan distorsiones armónicas,
fluctuación de tensión y desbalance de corriente más allá de los límites establecidos en el
Código de Red vigente, aun cuando dispongan de filtros y controladores para Calidad de la
energía.
84. 1.5.41 Estudio Indicativo Equivalente: Documento elaborado por el CENACE que se
efectúa, a petición del Solicitante durante el proceso de Interconexión en la Modalidad de
Planeación, para determinar de manera preliminar las Obras de Interconexión y de Refuerzo así
como la Fecha Estimada de Operación de los Proyectos e incorporarlos a los Programas de
Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de
Distribución.
1.5.42 Estudio Indicativo: Documento elaborado por el CENACE para determinar de manera
preliminar las Características Específicas de la Infraestructura Requerida para la Interconexión
de Centrales Eléctricas. Para Centrales Eléctricas se realizará para cumplir con el Criterio
Mínimo de Interconexión y, a elección del Solicitante, el Criterio para Garantizar la
Disponibilidad de Entrega Física o ambos.
85. OBLIGACIONES Y RESPONSABILIDADES DEL
SOLICITANTE
1. Proporcionar CENACE la información y documentación técnica y legal requerida.
2. Notificar cualquier eventualidad con el Proceso de la Solicitud.
3. Realizar Obras de Interconexión o Conexión y Obras de Refuerzo según las Características requeridas.
4. Cumplir con las Aportaciones a Contratistas o Distribuidores en caso de aplicar.
5. Cubrir los Costos correspondientes.
6. Atender requerimientos de SIASIC.
7. Presentar aclaraciones técnicas justificadas.
8. Requerir entrega de resultados.
9. Suscripción de Contrato.
10. Enviar información de Pruebas Previas.
11. Coordinación para pruebas de Energización y/o Puesta en Operación.
12. Proporcionar avance de Proyectos.
13. Informar a CENACE cuando se encuentre en condiciones de operar.
96. OPORTUNIDADES EMERGENTES
CONSTRUCTORES • Construcción de redes de distribución privadas.
• Administración de redes de distribución privadas.
• Desarrollo de centros de carga calificados.
• Desarrollo de centros de generación calificados.
• Participación de la generación distribuida.
INGENIEROS
• UNIDADES DE INSPECCIÓN.
• ESTUDIOS DE INGENIERÍA.
• GESTORÍA ANTE CRE, CFE Y CENACE.
• ANÁLISIS DE CÓDIGO DE RED.
• INGENIERÍA DE PROTECCIONES.
• MODELADO MATEMÁTICO DE CONEXIÓN E INTERCONEXIÓN
97. • El mercado de la sub-medición finalmente
se desarrolla.
• La subestación compartida abre
posibilidades de ahorro a usuarios.
99. SOLUCIONES ESPECÍFICAS EN ENERGÍA HOY Y
MAÑANA POR SU SEGURIDAD.”
ING. ROBERTO CARLOS FIGUEROA CERRITOS.
DIRECTOR GENERAL IMEF SA DE CV
PRESIDENTE NACIONAL
Americ, A. C.
"Empresarios apoyando Empresarios"
www.americmx.com
