INFORME TECNICO DE RESIDENCIA PROFESIONAL PRESENTA: RODRIGUEZ VELASCO GERARDO ARTURO PROYECTO: RECONFIGURACION DE AUTOMATISMO DE REDES DE MEDIA TENSION EN 13.2 KV AREA TUXTLA INGENIERIA ELECTRICA PERIODO: AGOSTO/DICIEMBRE 2017 Tuxtla Gutiérrez, Chiapas, DICIEMBRE del 2017
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INFORME TECNICO
DE RESIDENCIA PROFESIONAL
PRESENTA:
RODRIGUEZ VELASCO GERARDO ARTURO
PROYECTO:
RECONFIGURACION DE AUTOMATISMO DE REDES DE MEDIA TENSION EN
En CFE por siempre se ha contratado el suministro a los usuarios con una continuidad no
especificada pero interpretada como perfecta, es decir sin interrupciones. El suministro de
energía eléctrica a los usuarios, en México, está regido por la ley del servicio público y su
reglamento en donde solo se especifican los límites superior e inferior del voltaje de
suministro, en el punto de entrega del usuario.
Históricamente, la calidad de la energía no había sido un problema mayor, hasta hace poco
tiempo en forma genérica se consideraba, que excepto por la continuidad, el suministro para la
mayoría de los usuarios de la energía eléctrica era satisfactorio. Sin embargo, el incremento
significativo en el número e importancia de las cargas ha dado como resultado una mayor
exigencia por la clientela en la calidad del suministro.
Figura 1.1 Medidor eléctrico analógico
Lo anterior se traducía en serios reclamos de la clientela por los tiempos de restablecimiento
en el suministro tan prolongados, en accidentes con y sin lesión al personal debido a la
premura por restablecer el suministro de energía eléctrica, en gastos innecesarios y resultados
no deseables para la empresa, así como la afectación a terceras personas y medio ambiente
debido a la destrucción de plantíos, huertas y bosques. Ante tal necesidad la CFE implantó a
partir de 1997, los siguientes Compromisos de Servicio con los Usuarios:
1. Restablecimiento del Suministro
2. Máxima Espera en Fila
3. Atención de Solicitudes de Suministro
4. Conexión de Nuevos Suministros en Tarifas 1,2
5. Atención de Inconformidades por Alto Consumo
6. Reconexión de Servicios Cortados por Falta de Pago
7. Construcción de Obras Menores y Conexión de Suministros
8. Contestación de Llamadas Telefónicas
2
Figura 1.2 Sistema de Información de los Compromisos de Suministro
En 2002 se implantaron los compromisos de suministro con los clientes, los cuales en las
divisiones de distribución se ha hecho caso omiso: Y en 2009 se formalizo el documento de la
Guía CFE L0000-70, “Calidad de la Energía”: Características y límites de las perturbaciones
de los parámetros de la energía eléctrica”. Cada uno de estos Compromisos tiene valores
máximos de cumplimiento, algunos de los cuales se dividen en valores aplicables para el área
urbana y rural.
Para el tema que nos ocupa solo haremos referencia a los valores del Compromiso No.1 de
Restablecimiento del Suministro, 2 horas para Circuitos de Media Tensión Urbanos y 5 horas
para los Rurales, que es una de las variables que afectan el algoritmo del Tiempo de
Interrupción por Usuario. En los Compromisos de calidad de Suministro (procedimiento
nacional ROM-4525).
El restablecimiento de suministro para usuarios de media tensión urbanos debe ser máximo
cada interrupción de una duración de 30 minutos y para los usuarios de media tensión rurales
debe ser máximo cada interrupción de una duración de 60 minutos. Ya que no se tenía
experiencia y control sobre las variables ofertadas, por lo tanto, la infraestructura eléctrica,
como la organización solo estaban preparadas para restablecer el suministro de manera local
ante fallas que se presentaban en el sistema eléctrico, con un tiempo de respuesta incierto.
Dependiendo del horario en que fallaba el sistema eléctrico, del buen o mal diseño de la
configuración de la red de media tensión, de la ubicación y número de equipos de protección y
seccionamiento en la red, de la habilidad y disponibilidad del personal encargado del
restablecimiento del suministro y hasta de las condiciones climatológicas. Situación que ha
obligado a revisar distintos aspectos, ya que: La infraestructura eléctrica y la organización solo
¿está o estaba? preparada para restablecer el suministro de manera local.
1.2 Estado del Arte
Ángel Silos Sánchez, Responsable de Protección y Telecontrol en Media Tensión, Schneider
Electric propone la aplicación de un algoritmo para la detección de defectos direccionales y la
reconfiguración automática de la red, conocida por el nombre de Self-Healing, a través de una
arquitectura concreta de comunicación con el protocolo IEC61850 presente en los equipos de
3
detección y telecontrol. La norma IEC 61850 es un estándar de comunicación entre
dispositivos para subestaciones eléctricas [1].
Tecnológico de monterrey Metodología para la Planeación de Sistemas de Distribución de
Energía Eléctrica de Zonas Pequeñas y Rurales de Comisión Federal de Electricidad-Edición
Única; analizar planos de las instalaciones existentes en baja tensión se observa que existe
cierto grado de desorden provocado por diferentes causas 2008-12
http://hdl.handle.net/11285/569012 [2].
La CFE inició el desarrollo de un Sistema de Información Geográfica y Eléctrica para
Distribución (SIGED), con recursos propios y con las tecnologías de información disponibles
en su momento. Se desarrollaron interfaces cliente-servidor para digitalizar información, se
llevó a cabo la georreferenciación de los componentes y la captura de los principales atributos
constructivos y eléctricos de las RGD. El sistema SIGED se convirtió en una base de datos
referente para diversas aplicaciones y actualmente comparte su información, a través de la
intranet corporativa en una plataforma WEB, con diferentes propósitos. [3].
A partir de 2011, la CFE inició el proyecto de instalación de EPROSEC en los circuitos de
media tensión, de tal forma que, a diciembre de 2016, se tienen operando en forma remota
21,272 equipos de 38,531 requeridos, por lo que es importante continuar con el proyecto. [4].
1.3 Justificación
Proporcionar al usuario un suministro de energía eléctrica de calidad, donde el atributo del
servicio que se compromete sea el restablecimiento oportuno del suministro, mejorando lo
establecido en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento. Optimizando
las redes de distribución de media tensión Reducción de interrupciones del servicio TIU y
TPP.
Al Restablecer y reconfigurar automática las redes de MT. Aprovechando en forma óptima los
equipos de protección y seccionamiento (EPROSEC) existentes cumpliendo con las normas de
construcción y criterios de instalación de equipos que operan de manera remota. Para poder
Cumplir con el tiempo de restablecimiento del suministro (TPR) de manera remota el
suministro establecido de los circuitos que contribuyen del tiempo de interrupción por usuario
(TIU) en los Compromisos de Calidad de Suministro.
Esta evolución del sistema eléctrico implica la adaptación de nuevas tecnologías para operar
adecuadamente, vigilando el cumplimiento de los objetivos de la empresa en términos de
seguridad. Continuidad, calidad y economía por lo que se requieren tecnologías para
protección, medición, control, telecomunicaciones y esquemas de automatización avanzados.
Que consideren el flujo bidireccional de la energía, así como las implicaciones que se tienen
con los esquemas de generación distribuida.
1.4 Objetivo
Definir la localización e instalación del Equipo de Protección y Seccionamiento (EPROSEC)
telecontrolado en los circuitos urbanos en Tuxtla Gutiérrez de la red de media tensión. Para
establecer la medición y el registro, y así determinar la eficacia operativa tanto del propio
4
equipo como del restablecimiento del suministro y el Tiempo de Interrupción por Usuario
(TIU) por circuito
1.5 Metodología
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• Análisis de TIU Y TPRS
Deberán utilizarse para determinar si la problemática se encuentra en los circuitos del área
urbana (TIU). Es el tiempo promedio de interrupción por usuario, con este índice se evalúa en
CFE, el desempeño que tienen las instalaciones que suministran la energía eléctrica a los
usuarios. (TPRS). Es el promedio del tiempo requerido para restablecer el suministro en los
segmentos del sistema eléctrico no fallados, debido a una interrupción de un cliente o de una
parte del sistema.
• Configuración de la red de M.T. (Usando criterio del EPROSEC)
Analizar el comportamiento (causas-efectos) de los circuitos de distribución que mayor
aportación registra al TIU, se debe realizar la reconfiguración de la red, donde se determinará
las necesidades de equipos, reubicaciones, mejoras y nuevos proyectos requeridos.
• Programa de acciones (Priorizar Circuitos)
Determinar las interrupciones de Salida por falla de circuito o equipo telecontrolado ejecutar
maniobra inicial de restablecimiento a través del SCADA y activa falla mayor para ubicación
de falla
• Determinar necesidades de telecontrolado
La coordinación entre las distintas especialidades es fundamental en la realización de este
proyecto, ya que interviene distribución, control, comunicaciones y operación parala Captura
de Interrupción por la apertura y cierre de Equipos de Protección y Seccionamiento
(EPROSEC), que se realicen dentro de las maniobras de inicio o término, que hayan
provocado afectación a usuarios
• Programar y ejecutar acciones para la reconfiguración de EPROSEC
Adaptar el EPROSEC para que esta pueda ser telecontrolado. Reubicar el equipo existente,
adaptando las estructuras en los circuitos de MT que se deben configurar en las UCM de los
CCD. Llevar a cabo las pruebas de puesta en servicio de cada uno de los puntos de control
remoto instalados en campo
• Análisis de diagramas unifilares
Se deben actualizar los usuarios en los circuitos de los diagramas unifilares, considerando el
total de usuarios distribuidos en cada tramo y que la suma total deberá ser la del circuito. De
esta manera los usuarios por equipo asociados a cada tramo y que se consideran en una
interrupción que se captura en el SIRCAID del SIAD, mostrará los usuarios correctos para el
cálculo del indicador del TIU.
• Actualización de diagramas unifilares en la UCM
Cada circuito deberá analizarse y determinarse las necesidades de equipos a instalar
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• Registro del análisis y evaluación de resultados del TIU, TPR y eficacia del
EPROSEC Telecontrolado
Se debe llevar un registro histórico de los resultados del TIU, NI y TPR de cada uno de
aquellos circuitos que han sido telecontrolados, para determinar de manera global el
comportamiento del sistema de distribución
2 Fundamento Teórico
2.1 Redes Generales de Distribución (RGD).
Los sistemas eléctricos de potencia están constituidos básicamente por tres grandes grupos.
A) Sistemas de Generación
B) Sistemas de Transmisión
C) Sistemas de Distribución
Los sistemas de distribución a diferencia de los sistemas de generación y transmisión,
Interactúan en forma directa con la mayoría de los usuarios de energía eléctrica, los Cuales
esperan un servicio que satisfaga sus necesidades en todos los aspectos. El Sistema de
distribución como eslabón principal del suministro de energía eléctrica, tiene Como función
principal transportar energía eléctrica de las subestaciones de potencia o en algunos casos
fuentes de generación a los lugares de utilización,
Este suministro de energía eléctrica debe darse bajo parámetros de calidad bien definidos,
como son tensión, frecuencia, forma de onda, secuencia de fases y continuidad. Los sistemas
eléctricos de distribución en nuestro país comprenden principalmente seis partes:
a) Líneas de Subtransmisión
b) Subestaciones de distribución
c) Circuitos de media tensión
d) Transformadores de distribución
e) Circuitos de baja tensión
f) Acometidas
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Figura 2.1 Sistema de distribución eléctrica
2.1.1. Tensiones normales en los sistemas de distribución
Las tensiones utilizadas en los sistemas de distribución y sus límites de operación se
Pueden agrupar de acuerdo con lo indicado en las tablas 2.1 y 2.2 respectivamente,
Mismas que se muestran a continuación.
Clasificación de tensión Componentes del sistema Tensión Nominal KV
Preferente Restringida Congelada
BAJA TENSION (MENOR DE 1 KV)
ACOMETIDAS YCIRCUITOS DE BAJA TENSION
0.12
0.127
0.22
0.24
MEDIA TENSION (MAYOR A 1 KV Y MENOR A 35 KV)
CIRCUITO DE MEDIA TENSION
2.4
13.8 4.4
23 6.9
34.5 11.8
20
ALTA TENSION (MAYOR A 35 KV Y MENOR A 230 KV)
LINEAS DE SUBTRANSMISION 69 85
115 138 Tabla 2.1 Tensión en los sistemas de distribución
TENSION NOMINAL (V)
TIPO DE SISTEMA TENSION DE
SERVICIO MINIMA (V)
TENSION DE SERVICIO
MAXIAM (V)
ACOMETIDAS Y CIRCUITOS SECUNDARIOS
120/240 1 FASE 3 HILOS 108/216 132/264
240/120 3 FASES 4 HILOS 216/108 264/132
220/127 3 FASES 4 HILOS 196/114 242/140
CIRCUITOS DE DISTRIBUCION
8
13,800 3 FASES 3 O 4
HILOS 12,420 15,180
23,000 3 FASES 3 O 4
HILOS 20,700 25,300
34,500 3 FASES 3 O 4
HILOS 31,050 37.95
SUBTRANSMISION
69,000 3 FASES 3 HILOS 62,100 72,500
115,000 3 FASES 3 HILOS 103,500 123,000
Tabla 2.2 límites de tensiones nominales preferentes en los sistemas eléctricos
2.1.2 Arreglos para el sistema de distribución
El objetivo de esta sección es identificar los diferentes tipos de arreglos empleados en un
sistema de distribución, esto permite visualizar la flexibilidad o condición de carga a la que
está sometido cada uno de sus elementos, siendo fundamental para la selección adecuada de la
operación y ajustes de los dispositivos de protección; adicionalmente se pretende que los tipos
de arreglos mostrados en alternativas al ingeniero de distribución para la planeación y
operación de sus líneas, circuitos y redes bajo una configuración ordenada.
SISTEMA RADIAL.
En el sistema radial la corriente eléctrica circula en una sola dirección, lo que ofrece un
control sencillo del flujo ya que es realizado exclusivamente del centro de alimentación.
El sistema radial es análogo a una rueda con rayos emanando desde el centro. La potencia
principal se envía a un punto central, y desde allí se divide en circuitos con ramificaciones en
serie para suministrar servicios a clientes individuales. El sistema tipo red se parece a una
rejilla en paralelo y, dada su facilidad de lectura se ha convertido en el estándar para los
sistemas de distribución subterráneos donde existe una densidad elevada de carga.
Se caracteriza por la alimentación por uno solo de sus extremos transmitiendo la energía en
forma radial a los receptores y el emisor. Además, presenta un cableado en las partes.
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Figura 1.2 Sistema radial
Ventajas
Resaltan su simplicidad y la facilidad que presentan para ser equipadas de protecciones
selectivas. Prácticamente sin energía eléctrica no podemos hacer nada en la vida actual, todo
funciona con ella, televisión, internet, radio, licuadoras, refrigeradoras, lavadoras, aspiradoras,
las bombas para enviarte agua para tu casa, etc.
Desventajas
Su falta de garantía de servicio. Estas desventajas pueden ser compensadas en la actualidad
con los dispositivos modernos de desconexión automática de la zona en falla llamados
"Órganos de Corte de Red" o la utilización de los dispositivos llamados "Reconectadores" que
desconectan y cierran la zona en falla, procurando de esa manera despejar la zona en falla y
volver el servicio sobre la línea completa.
Sistema de anillos
Esta topología se utiliza en situaciones en las que se tiene mejor servicio, ya que, si hay una
avería en un punto del anillo, se puede mantener dicho servicio si alimentamos desde otro
punto (se recomienda, por ejemplo, en polígonos industriales).
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Figura 2.3 Sistema en anillo
Vemos que hay dos centros de transformación A y B, que evidentemente no pueden estar en
servicio simultáneamente. Para estudiar el anillo habrá que descomponerlo en dos redes
abiertas, correspondientes a las dos figuras siguientes y calcularlas por separado.
Figura 2.5 Centro de transformación A Figura 2.5 centro de transformación B
Es una línea de media tensión con los centros de transformación conectados de manera
idéntica a la red lineal, con la peculiaridad de que en este caso la línea de media tensión se
cierra sobre sí misma. Este tipo de redes en anillo tienen el inconveniente de que, la aparición
de una avería en un centro de transformación provoca el corte de suministro en toda la red.
2.1.3 Fallas de naturaleza transitoria.
Son aquellas donde la pérdida de aislamiento de los elementos del sistema sometidos a tensión
eléctrica es momentánea, es decir, que se trata de aislamientos del tipo "recuperable". Algunos
tipos de fallas transitorias incluyen contactos momentáneos con ramas de árboles, flameo por
contaminación o arqueo del aislamiento por descargas atmosféricas, mezclándose en este
último caso las ondas de la sobretensión de forma no sostenida con la corriente de frecuencia
nominal.
Dado el corto tiempo de presencia de este fenómeno, incluso en algunas ocasiones los
dispositivos de protección contra Sobrecorriente no llegan a operar dependiendo de la
11
capacidad de auto-recuperación del aislamiento, por lo que podría establecerse una "auto-
liberación" de la falla sin la acción de una protección.
Otros tipos de fallas, de las cuales resultan corrientes de frecuencia nominal pueden ser de
naturaleza transitoria si la tensión del elemento fallado es interrumpida rápidamente por la
acción de un dispositivo de protección y luego restablecida después de que el aislamiento ha
recuperado su capacidad dieléctrica. Tales fallas pueden resultar de descargas atmosféricas
con flameo de aislamiento, contacto de aves o animales, movimiento de conductores cercanos,
etc.
2.1.4 Fallas de naturaleza permanente.
Son aquellas donde la pérdida de aislamiento del elemento fallado es permanente, al tratarse
tanto de aislamientos del tipo "no recuperable", como de aislamientos recuperables en donde
su capacidad dieléctrica es drásticamente reducida. Las fallas permanentes son aquellas que
requieren reparación, mantenimiento o reposición del equipo antes de que la tensión eléctrica
pueda ser restablecida en el punto de falla.
Su ocurrencia generalmente origina una pérdida irreversible del aislamiento cuando éste es del
tipo "no recuperable". Si se trata de aislamientos del tipo "recuperable", tales como el aire, la
pérdida del aislamiento es debida a contacto de elementos conductores, ya sea entre ellos o a
tierra, provocados normalmente como consecuencia de fallas mecánicas o estructurales.
2.1.5 Los sistemas de distribución, la naturaleza de sus fallas y la definición de su sistema
de protección.
Tanto estadísticas de operación como numerosos estudios, indican que las fallas en un sistema
aéreo de distribución tienen el siguiente comportamiento: Entre un 80-95% del total de fallas
son de naturaleza transitoria, correspondiendo complementariamente entre el 20-5% a fallas
permanentes. De las fallas transitorias entre un 90-95% son liberadas en el primer intento de
restablecimiento de la tensión eléctrica.
Entre un 4-6% son liberadas posteriormente al segundo intento de restablecimiento; entre un
2-3% desaparecen después del tercer intento y entre 0-1% son despejadas después de un cuarto
intento o en posteriores intentos de restablecimiento. Cabe señalar que en CFE desde 1989 se
ha efectuado un seguimiento estadístico a una muestra promedio de 150 circuitos de
distribución de 30 subestaciones en tres divisiones, teniéndose hasta la fecha un total de
12,797 fallas con un patrón de comportamiento como el que se indica a continuación:
Fallas permanentes: 10% Fallas transitorias: 90% Fallas transitorias liberadas después del 1er. intento de Restablecimiento: 90% Fallas transitorias liberadas después del 2do. Intento de Restablecimiento: 6% Fallas transitorias liberadas después del 3er. intento de Restablecimiento: 3% Fallas transitorias liberadas después del 4to. Intento de restablecimiento: <1%
12
Figura 2.6 Estadística promedio de éxito para intentos consecutivos de restablecimiento
Como puede observarse, estadísticamente puede concluirse la justificación de un máximo de
dos intentos de recierre de manera general, ya que intentos posteriores originarán en su
mayoría únicamente esfuerzos innecesarios a los equipos y elementos que conforman el
sistema de distribución. Por tal razón es necesario establecer de manera particular en cada
sistema las políticas correspondientes para el ajuste de los dispositivos de recierre automático,
así como de las directrices operativas establecidas para el restablecimiento del servicio en
instalaciones afectadas por una falla.
2.1.6 Tipos de fallas y causas.
Para asegurar una adecuada protección, las condiciones existentes en un sistema durante la
ocurrencia de diversos tipos de fallas deben ser comprendidas claramente. Estas condiciones
anormales proporcionaran los medios de discriminación para la operación de los dispositivos
de protección. La mayoría de tipos y causas de falla se encuentran listados en la tabla 2.3.
TIPO CAUSA
Aislamiento Defectos o errores de diseño, fabricación
CF: Sumatoria de Fallas en un periodo de tiempo TTI: Sumatoria de los tiempos que duro cada falla en horas TTO: Tiempo disponible en el periodo dado en horas. IDS: Índice de Disponibilidad de SCADA
3.4 Programar y ejecutar acciones para la reconfiguración de EPROSEC
Adaptar el EPROSEC para que esta pueda ser telecontrolado. Reubicar el equipo existente,
adaptando las estructuras en los circuitos de MT que se deben configurar en las UCM de los
CCD. Llevar a cabo las pruebas de puesta en servicio de cada uno de los puntos de control
remoto instalados en campo
La configuración del módulo Base de datos se realiza en dos etapas:
1. En la primera etapa se configuran las tablas de mapeo que determinan el conjunto de los
puntos de base de datos disponibles para el módulo UCM, de la CCD. La configuración se
hace con el programa Administrador SCARED 4.3. Cada punto asignado en la base de datos
corresponde a: Un canal y por lo tanto a una señal de entrada o salida de la RTU. Variables
internas, definidas y usadas por los programas y funciones que se ejecutan en el módulo UCM.
2. En la segunda etapa se configura la lógica programada. La configuración se hace con el
programa SCARED 4.3 que corre sobre sistema operativo UNIX. Este último es usado además
para monitorear el funcionamiento del módulo y el funcionamiento del automatismo. En la
siguiente sección se detallan sus principales características.
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Área de
distribución EPROSEC CCF 3D
C
O
G
SECCIONADORES RESTAURADOR APLICACION
TX URBANA Reubicados 1 TGU-4040 (centro del circuito)
Nueva instalación 6 4 2 TGU-4100, TGU 4020, TGU-4030, TXS-
4052, Y TGD-4030 (subterráneo), MAA-4010.
2 TGD-4090, TGD 4060
Tabla 3.8 ACCIONES DE APLICACION EPROSEC
AREA EQUIPO PROBLEMATICA ACCIONES CIRCUITO MEJORA
URBANA Restaurador plaza
cristal
Se tiene restaurador operando en forma local,
no cuenta con UTR, alimenta usuarios
importantes plaza comercial.
Se reubican UTR de
equipos del área urbana
sin cobertura y donde se
requiere inversión
TGU-4010 TPR
Restaurador Se tiene identificado los ramales críticos en
TPR y carga al mes
Se instalarán
restauradores a los
ramales críticos con
telecontrol y protección
en la trayectoria del
circuito
TGD-4090, TGD
4060 TPR, NI SAIDI,
Desconectador
“fábrica de poste”
El circuito RDB-4035 y TGD-4090 son
críticos en TPR en el presente año, ambos
con protección de restauradores, el circuito
RDB-4035 cuenta con enlace con LGZ-4030
Se reubicará del circuito
TGD-4090 el
desconectador para
poder realizar
transferencia de carga sin
pérdida de potencial
TGD-4090 TPR, SAIDI.
Todos los
circuitos CCF 3D
Se tiene identificado los ramales críticos en
TPR al mes
Se instalarán CCF 3D a
ramales críticos
aplicando el cegado de
fusibles en la trayectoria
Ramales críticos TPR, SAIDI, NI
Tabla 3.9 Acciones de mejoras EPROSEC
teníamos considerado solo la cuadratura de los usuarios en catalogo y en unifilar de los
circuitos para comenzar con el reordenamiento y la reconfiguración de la Eprosec sin contar
con la nueva reconfiguración del diagrama de switcheo del área urbana por el motivo de
ampliación a la suma de mayor carga y usuarios al construirse la nueva plaza ámbar fashion
mall de Tuxtla en lo que se optó por centralizarnos en la subestación TUXTLA DOS (TGD)
partiendo de allí se inició con la determinación de considerarle solo un circuito para
alimentación a la plaza y lo más apropiado fue traspasar toda la carga que tenía el TGD 4010
AL TGD 4090 como se muestra en las siguientes imágenes
Figura 3.6 Diagrama del área urbana anterior
48
En la imagen se observa la configuración anterior del circuito TGD 4010 (color rosa) y el
TGD 4090 (color verde) pero como en el área se cuenta con un sistema en anillo con la
construcción de la plaza ámbar fashion mall obtuvo el siguiente diagrama a partir del análisis
de la distribución de las cargas puntuales en esa área de la cuidad
Figura 3.7 Diagrama de switcheo del área urbana actualizado
Como ya se había mencionado con anterioridad se propuso el instalarán restauradores a los
ramales críticos con telecontrol y protección en la trayectoria de diversos circuitos, la fig. 3.7
se observa la nueva trayectoria del circuito TGD-4090 y el nuevo restaurador (R0028) además
del circuito subterráneo TGD-4010 a su vez se trabaja en la actualización de los diagramas
unifilares, usuarios, equipos de protección y seccionamiento,
Figura 3.8 Reubicación de la UTR de equipo del área urbana sin cobertura
49
Reporte de restauradores Verificar el reporte de restauradores de SIAD, en el cual se pueden
observar los campos agregados al reporte (Tipo de Operación, Estatus, Condición de
Operación, Causa sin telecontrol).
3.5 Análisis de diagramas unifilares
Se tiene identificado los ramales críticos en TPR al mes del estudio de Procedimiento para la
coordinación de protecciones de sobre corriente en sistemas de distribución. Procedimiento n-
4001-1855. De los circuitos para conocer y aplicar los aspectos operativos de las fallas que se
presente y su identificación, en el ámbito del área de distribución Urbana.
Recursos técnicos: Diagrama unifilar, diagrama unifilar SIAD, datos del relevador de
protección del circuito, datos de fusibles, datos de ajuste de protección del restaurador (si está
instalado), datos del transformador de potencia del circuito, software Synergee.
1 Usar de fusibles tipo “T” en ramales y en subramales del tipo “T” o “K” en donde sea aplicable.
2 Considerar un estándar de capacidad de fusible tipo “T” para ramales en base al nivel de corto circuito. y aplicar
donde sea factible fusibles tipo “K”.
3 Aplicar el criterio de salvar fusible modificando los alcances de las protecciones 50F y 50N en el interruptor del circuito y/o restauradores si están instalados.
4 Coordinar los fusibles de ramales con interruptor de circuito y en los fusibles de los subramales con los ramales, verificando que se cumpla el salvado de fusibles.
5 Determinar el cegado de ramales donde sea factible por eliminación de fusibles en cascada o no exista una correcta
coordinación de los tiempos entre los dispositivos de protección.
6 Determinar la ubicación de los equipos fusibles 3d para los ramales y la capacidad de los fusibles a utilizar.
Tabla 3.10 Consideraciones técnicas generales en la realización del estudio de coordinación de protecciones
3.5.1. CIRCUITO TGD-4010 CIRCUITO TGD-4010
SUBESTACION ORIGEN TUXTLA DOS
VOLTAJE 13.2 KV
CIUDAD O POBLACION TUXTLA
NOMBRE CIRCUITO LA MOSCA -JARDINES
USUARIOS 2831
DEMANDA MEDIA kW 1720
LONGUITUD TOTAL DEL CIRCUITO Km 17.63
Tabla 3.11 Datos básicos del circuito TGD-4010
Figura 3.9 Topología del circuito TGD-4010 niveles de corto circuito trifásico y monofásico.
50
Figura 3.10 Topología geográfico indicando en escalas de colores los rangos de corriente de cortocircuito para falla trifásica en amperes
Figura 3.11 Topología geográfico indicando en escalas de colores los rangos de corriente de cortocircuito para falla monofásica en amperes
51
Figura 3.12 Topología geográfico indicando en escalas de colores los rangos de corriente de cortocircuito para falla monofásica mínima en amperes
TXS4040 REST TELMEX TERAN 4 NTE ENTRE C.C. Y 1 PTE R0026
TXS4040 TELMEX TERAN 4 NTE ENTRE C.C. Y 1 PTE D0055
Tabla 3.39 Estado del automatismo en el área
Tabla 3.40 Puntos Eprosec de la subestación TGD
Tomando como base el indicador TIU se analizó la confiabilidad de las los circuitos en media
tensión, determinándose que esta es bastante aceptable, salvo el ramal que alimenta el
restaurador R-0028 MONTECARLO donde la confiabilidad es pobre. Esta es la razón por la
que solo se propuso la inversión necesaria para disminuir el tiempo de interrupción en este
ramal fig. 3.64 (a).
83
Figura 3.63 (a) Diagrama unifilar de EPRSOSEC con nuevo restaurador
Figura 3.63 (b) Diagrama unifilar de EPROSEC lado oriente de la ciudad
84
Figura 3.63 (c) Diagrama unifilar de EPROSEC del centro de la ciudad
Figura 3.63 (d) Diagrama unifilar de EPROSEC lado poniente de la ciudad
Los diagramas unifilares de la fig. 3.63 (a-d), es una expresión simbólica de estado de
interconexión de diferente alimentadores de las subestaciones de la cuidad por medio de los
EPROSEC, como se ve en la fig. 3.63 (a) se tiene el alimentador del circuito TGD-4090 y el
TGD-4050 de la subestación Tuxtla Dos con entronque en la col. 6 de junio con el
seccionador aéreo (D0027) normalmente abierto del lado de circuito TGD-4050 y cerrado en
el TGD- 4090; por consecuencia del excesivo número de usuario y como protección del
circuito TGD-4090 se colocó el restaurador Montecarlo (R0028). En la fig. 3.63 (b) el
diagrama entrelaza 5 circuitos del lado oriente de la ciudad, considerando que dos de estos
circuitos son de tipo subterráneo y su tipo de conexión de los seccionadores es diferente al
85
aéreo como se ve en la fig. 3.64; posterior en la fig. 3.63 (c) representa el diagrama del centro
de la ciudad con dos circuitos que lo alimentan y tres más que están enlazados por cualquier
falla que pudiera originarse solo se necesita cerrar el seccionador más cercano y abrir por otro
punto minimizando la falta de potencial y a la ves para encontrar el origen más rápido de la
falla y así restablecer en su totalidad el potencia de energía normalizando la configuración de
los circuitos. Y por último la fig. 3.63 (d) es el diagrama por parte del lado poniente de la
ciudad utilizando los mismos criterios de conexión de los EPROSEC ya anteriormente
mencionados. En los anexos se deja los otros diagramas unifilares de la ciudad así como
también se anexa a este documento el diagrama de switcheo del área para completar el estudio.
Figura 3.64 Diagrama de conexión seccionador subterráneo y aéreo
Tenemos en la fig. 3.65 Dos diagramas de seccionadores con su conexiones de instalación
dependientes del tipo aéreo o subterráneo; en el caso del seccionador de pedestal es de n
número de vías puede ser una normalmente abierto y cerrada, dependiendo del total de
fuentes que la alimenta y su configuración; su instalación es subterránea por el contrario los
restauradores tipo aérea son de una sola vía; una entrada y una salida que puede ser o
normalmente abierto (NA) o normalmente cerrado (NC). Señales que controlar por el
automatismo.
El automatismo tiene acceso a las alarmas, estados, medidas y comandos que llegan a la CPU
de la UCM.
Las alarmas y estados que considera el automatismo son las necesarias para definir:
Las condiciones en que se bloquea el automatismo por seguridad de personas y equipos.
Las condiciones para que el automatismo este no operativo.
Las condiciones de operación del automatismo.
Condiciones de automatismo bloqueado.
Todas las políticas de UTR están basadas para proteger la seguridad de las personas. Es
necesario chequear y asegurarse que, si el automatismo va a actuar, no se encuentre ningún
operario cerca del equipo, por esto se tiene sumo cuidado en analizar el estado en que se
encuentra el equipo para poder operarla.
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La presencia de operarios en una estación se puede detectar de diferentes modos, como ser, si
la estación o alguna de las celdas se encuentran en local, si el automatismo se encuentra
habilitado, si existió alguna maniobra desde pie de equipo o desde SCADA, etc. Es
sumamente importante, checar todas las condiciones, para que no ocurra ningún imprevisto.
Existen otras condiciones de bloqueo, que se deben a la seguridad de los equipos de potencia
involucrados. A continuación, se presenta la lista de señales que hacen que el automatismo se
bloquee por causas de seguridad de personas y de equipos:
Señales de celda: • Llave de posición Local/Remoto de celda en local. • Conexión del relé en Local. • Llave del relé en modo local. • Falla de relé. • Cualquier señal de las anteriores que llegue inválida. • Estados de interruptor de celda y estado de la seccionadora de puesta a tierra iguales. Señales de estación: • Llave Habilitar/Deshabilitar automatismo, en la posición deshabilitar. Mando de posición Local/Remoto de estación en local. • Indicación del banco de condensadores de parar el automatismo. • Interruptores de los transformadores abiertos. (Barra en 13.2kV sin alimentación) • Cualquier señal de las anteriores que llegue inválida. Señales de los reguladores de los transformadores: • Mando de posición Local/Remoto de los reguladores en local.
• Falla de los reguladores.
Si ocurre alguna de estas condiciones, al automatismo se bloquea y deja de funcionar mientras
estén presentes estas condiciones. Que alguna de las señales anteriores llegue inválida se debe
fundamentalmente a dos causas:
1. Falla de la comunicación de los relés, si alguno de los relés pierde la comunicación, los
estados y alarmas que éste manda a la remota llegarán inválidos.
2. Los estados de los interruptores y seccionadores de cada celda lleguen con doble censado
discordante, es decir, si el estado del interruptor, por ejemplo, llega con su valor de abierto y
cerrado igual (abierto = TRUE; cerrado = TRUE).
Automatismo no operativo.
Cuando no es posible realizar algún comando, o desde el UCM se decide parar el
automatismo, el mismo pasa a No Operativo. La gran diferencia con automatismo bloqueado
es que no se consideran cuestiones de seguridad, sino que se consideran condiciones de
correcto funcionamiento del automatismo. Solo es posible salir de este estado, enviando un
comando desde el UCM de arranque del automatismo.
El automatismo pasará a estado No operativo si ocurre alguna de las siguientes condiciones:
Comando deshabilitar automatismo desde UCM.
Falla de comando de apertura.
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Falla de comando de cierre.
Falla de comando habilitar/deshabilitar disparo por subtensión.
Tensión en barra de 13.8kV negativa (menor al valor mínimo admitido), o con valor inválido).
Una vez en estado “No Operativo”, se activará la Alarma “Automatismo No Operativo” en el
SCADA y se prenderá el led de señalización de “Automatismo No Operativo” ubicado en el
armario de la UCM. Sólo con el comando “Habilitar Automatismo”, que será enviado por el
OPERADOR, se habilita el automatismo nuevamente.
Automatismo en condiciones de operación.
El automatismo estará en condiciones de operación, si no se encuentra en estado “Bloqueado”
ni en estado “No operativo”. Según la necesidad que se requiera en los circuitos la imagen.
3.65 (a, b) se ve la UCM de distribución zona Tuxtla de aquí se piden datos de las UTR que
son registradas en el SCADA estos son exportados por fibra óptica al centro de operación
(ZOTSE) ubicada en Villahermosa tabasco para que tenga registro de las operaciones de los
equipos
Figura 3.65 (a) Unidad Central Maestra zona Tuxtla.
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Figura 3.65 (b) Centro Control de Distribución (CCD) zona Tuxtla.
El centro de control es la parte más importante para mantener la comunidad del suministro
eléctrico de la ciudad ya que es allí por medio de los operadores que se manipulan los equipos
de la EPROSEC telecontrolados referentes a alguna maniobra o falla en la red de distribución
el propósito de este es minimizar la zona de afectación sin potencial de suministro eléctrico
que hablando económicamente en KWH es demasiada las perdidas.
4 Resultados y Conclusiones
4.1 Registro del análisis y evaluación de resultados del TIU, TPR y eficacia del
EPROSEC Telecontrolado
Se debe llevar un registro histórico de los resultados del TIU, NI y TPR de cada uno de
aquellos circuitos que han sido telecontrolados, para determinar de manera global el
comportamiento del sistema de distribución
Los indicadores internacionales funcionan para realizar el comparativo y establecimiento de
nuevas metas en los años siguiente para mejorar los procesos de operación y mantenimiento;
por ejemplo, se obtiene que el indicador de NI ha ido en disminución con base de los años
atrás, el TPR de igual manera solo queda observar que a raíz de la implementación de los
automatismos en la EPROSEC se tiene una mejora considerable con mayor compromiso al
Tabla 4.1 Análisis estadístico de circuitos de distribución
4.2 Análisis de costo beneficio
Costo de una interrupción Ci = Ckwh x EDV + CkwhAFECT x kwhAFECT Ci = Costo de la interrupción Ckwh = Costo del kwh CFE CkwhAFECT = Costo del kwh afectado residencial EDV = Energía dejada de vender kwhAFECT = Energía afectada en el sector residencial Ckwh = 1.045 pesos CkwhAFECT = 40.25 pesos (3.5 dólares) EDV = 3,500 kW x 1.46 hrs = 5,110 kwhAFECT = 3,500 kW x 1.46 hrs = 5,110 Ci = 5,339.95 + 205,677.50 = 211,017.45 Ci = 211,017.45 pesos por interrupción No. de interrupciones prom. anual/cto = 4 Ci anual/circuito = 844,069.80 pesos Costo UTRP = 40,250 pesos Costo accesorios = 2,500 pesos Costo 2 desconectadores = 138,000 pesos Costo total del punto = 180,750 pesos Se consideran en cada circuito 3 puntos de telecontrol con 2 equipos por punto Costo por CTO telecontrolado = 542,250 pesos Con el EPROSEC telecontrolado en circuitos de MT se logra una reducción de hasta el 70% del TIU, tendríamos un ahorro de 590,848.8 pesos al año por circuito Relación costo - beneficio = 590,848.8 / 542,250 = 1.09/1 La inversión se recupera en 11 meses En este cálculo no se consideran los beneficios cualitativos: Como la seguridad de los trabajadores, que llegan a traducirse en accidentes automovilísticos o choques eléctricos, asaltos etc. Y demandas por daños al medio ambiente y propiedades de terceros.
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4.3 Conclusión
Con el plan de telecontrol de las redes de distribución se logra:
Incrementar el valor de satisfacción de los clientes, al reducir de manera significativa el
tiempo de restablecimiento en el suministro. Reducir los accidentes debido a que no se tiene la
premura por restablecer lo más pronto posible el suministro. Contribuir con la rentabilidad de
la empresa al llevar cabo proyectos con altas tasas de retorno. Obtener resultados de clase
mundial en el tiempo de restablecimiento. Que le permitirá a la red de distribución ser más
robusta, segura y confiable, considerando estrategias de generación con fuentes más limpias y
renovables que apoyen a disminuir y revertir el impacto del cambio climático. Es una tarea
ardua, pero es una tarea tiene que realizarse.
El problema fundamental que surge en este tipo de implementaciones es la seguridad, y
adecuar el automatismo con los procedimientos que existen en la actualidad. Es una tarea
futura realizar los procedimientos y normas, teniendo en cuenta instalaciones que presenten
automatismos a medida que éstos se implementan con mayor frecuencia.
El proyecto en sí le resta incluir toda la parte de estudio, programación y simulaciones a nivel
software. Y realizar la implementación real del automatismo en las subestaciones y en los
circuitos restantes, que, por temas de tiempos, zonas sin posibilidad de corte de energía,
presupuestos de obras de ejecución y pruebas que realizar en campo, no es posible
implementarlo durante la ejecución del proyecto.
5. REFERENCIAS BILBLIOGRAFIAS
[1] Silos, A.I Congreso Smart Grinds Beneficios de la localización de defectos con Feeder
Automation para una red eléctrica Smart Grids de distribución en Media Tensión, Madrid.
2012.
[2] A. Espinosa, curso de redes inteligentes, parte 1; introducción, VII Congreso internacional
sobre innovación y desarrollo tecnológico IEEE-CIINDET 2010, Cuernavaca, Morelos,
México 22 y 23 de noviembre de 2010.
[3] Unidad remota de telecontrol. (RTU). Versión 4.0. Controles S.A. Uruguay2012.
[4] SANCHIS LLOPIS, Roberto; ROMERO PEREZ, Julio Ariel; ARIÑO LATORRE, Carlos
Vicente. Automatización Industrial. 1ra edición: Universitat Jaume I.Servei de Comunicación,
2010.
[5] Comisión Federal de Electricidad
[6] G. Vidrio y S. Gonzalez. Red Electrica Inteligente El futuro entre nosotros, ciencia y
desarrollo CONACYT, septiembre 2008
[8] sistema Eléctrico de distribución inteligente en CFE, boletín IIE julio- septiembre 2010,
instituto de investigaciones eléctrica
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6. ANEXOS
GLOSARIO:
CFE: Comisión Federal de Electricidad.
RGD: Redes Generales de Distribución
SCADA: Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos
EPROSEC: Equipo de protección y seccionamiento
TIU: tiempo de interrupción por usuario
ATIU: tiempo de interrupción por usuario por área
ETA: Eprosec de transferencia automática
TRS: Tiempo de Restablecimiento de Suministro
TPRS: Tiempo promedio de restablecimiento del suministro
TRF: Tiempo de reparación de falla
MCAD: Modulo de control de Adquisición de Datos
SIPASD: Sistema para la automatización de subestaciones de distribución
SISCOPROM: Sistema integrado de control, protección, medición y manteabilidad
UCM: unidad central maestra
UTR: unidad terminal maestra
UTRP: unidad terminal remota tipo poste
UTRS: unidad terminal remota tipo subestación
SC: servidor de comunicación
SRL: red scada local
UPS: sistema uniterrumpido de energía
GPS: Sistema de sincronización de tiempos
DEI: dispositivos electrónicos inteligentes
SISNAE: Sistema nacional para la atención de emergencias
SAS: Sistema de automatización de subestación
SIAD: sistema de administración de distribución
RELEVADOR: elemento detector-comparador y analizador
CCD: Centro de control de distribución
DAC: Adquisición de Datos y Control
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Las siguientes abreviaturas se utilizaron en casi todo el proyecto, por lo que es importante
hacer una referencia al significado de cada una de las letras:
Calidad del suministro. - Es la condición de continuidad, tensión, frecuencia y forma de onda
del servicio de energía eléctrica, suministrada a los usuarios de acuerdo con las normas y
reglamentos aplicables.
Centro de Control de Distribución (CCD). - Es la entidad encargada de planear, dirigir,
operar y supervisar la operación del sistema eléctrico de distribución de una o varias Zonas.
Circuito de Media Tensión. - Es el conjunto de conductores, accesorios y soportes necesarios
para distribuir la energía eléctrica desde una fuente de suministro, con una tensión eléctrica de
operación entre 1,000 y 35,000 volts.
Circuito de Media Tensión en Anillo. - Es aquel cuya configuración en media tensión,
cuenta con más de una fuente de alimentación, para el suministro de energía eléctrica.
Circuito de Media Tensión Radial. - Es aquel cuya configuración en media tensión, cuenta
con una sola fuente de alimentación, para el suministro de energía eléctrica.
Circuito Urbano: Es el que distribuye la energía en las poblaciones de más de 10 mil
habitantes y que la ciudad cuente por lo menos con una subestación.
Continuidad. - Es el suministro ininterrumpido del servicio de energía a los usuarios, de
acuerdo con las normas y reglamentos aplicables.
Desconectador. - Es un equipo de seccionamiento que tiene solo la capacidad de interrumpir
la corriente eléctrica de la carga, su operación es manual de manera local o remota.
EPROSEC. - Equipo de Protección y Seccionamiento. Son todos los equipos que se deben
utilizar en la red de distribución como Restauradores, Desconectadores, Seccionalizadores,
seccionadores automáticos y cuchillas de operación en grupo.
Interrupción. - Es la suspensión del suministro de energía eléctrica a uno o más usuarios
originadas por daños en el sistema o programadas, o bien, imputables al usuario.
Media tensión. - La tensión de suministro a niveles mayores de 1 kilovolt, pero menores o
iguales a 35 kilovolt (kV).
Respaldo del suministro. - Servicio que ofrece el suministrador al usuario cuando por
condiciones de emergencia o programadas se presentan interrupciones en el suministro.
Restaurador. - Es un equipo de protección de operación automática, que tiene la facultad de
interrumpir la corriente eléctrica al presentarse una falla.
Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA). - Es el sistema que
gestiona de manera remota el control y adquisición de datos en tiempo real, del equipo
instalado en el sistema eléctrico de distribución, que se integra por UCM, UTRS, UTRP y
sistemas de comunicaciones.
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Suministro. - Abastecimiento de energía eléctrica con la capacidad y calidad suficiente para
satisfacer las necesidades de los usuarios.
Tiempo de Restablecimiento del Suministro (TRS). - Es el tiempo requerido para
restablecer el suministro en los segmentos del sistema eléctrico no fallados, debido a una
interrupción de un cliente o de una parte del sistema.
Tiempo Promedio de Restablecimiento del Suministro (TPRS). - Es el promedio del
tiempo requerido para restablecer el suministro en los segmentos del sistema eléctrico no
fallados, debido a una interrupción de un cliente o de una parte del sistema.
Tiempo de Reparación de la Falla (TRF). - Es el tiempo requerido para devolver a su
condición original un componente o equipo del segmento del sistema eléctrico fallado, la
duración de la reparación puede llegar a ser igual que la duración total de la interrupción, pero
no mayor.
Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). - Es el tiempo promedio de interrupción por
usuario, con este índice se evalúa en CFE, el desempeño que tienen las instalaciones que
suministran la energía eléctrica a los usuarios.
NIU. - Número de Interrupciones por usuario. Indicador utilizado para evaluar la confiabilidad
del sistema de distribución, que se refiere al número promedio de interrupciones del servicio
por usuario, medido en interrupciones/usuario por año. El NIU es equivalente al indicador
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index).
SF6: El hexafluoruro de azufre (SF6) es un compuesto inorgánico que en condiciones
normales de presión y temperatura es un gas incoloro, no toxico y no inflamable, con la
peculiaridad de ser cinco veces más pesado que el aire, característica que permite realizar
operaciones similares a las trabajadas en vacío debido a su baja conductividad.
SIAD: Sistema Integral de Administración en Distribución. Es un sistema que utiliza la
mayoría del personal de la Subdirección de Distribución, para registrar actividades de
Planeación, Operación y Mantenimiento del sistema de distribución de CFE.
Normas:
a) Procedimiento para la realización de los estudios de planeación a corto plazo (GD-PGEN-
PO-004).
b) Guía para la Planeación de los Sistemas Eléctricos de Distribución.
c) Sistema Integral de Administración de Distribución (SIAD).
d) Procedimiento para determinar y evaluar los Compromisos de Calidad del Suministro
(ROM-4525)
e) Procedimiento para la Coordinación de Protecciones de Sobrecorriente en sistemas de
Distribución (GOD-3539)
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a) Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica DOF 22-XII-1975, Última Reforma DOF 09-
IV-2012
b) Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica DOF 31-V-1993, Última
Reforma DOF 30-XI-2012
c) Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, en Materia de