Operacion-de-un-sistema-de-distribucion-con-ayuda-de-computadoras

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO 
 
 
 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
División de Ingeniería Eléctrica 
 
 
“OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE 
DISTRIBUCIÓN CON AYUDA DE 
COMPUTADORAS” 
 
 
 
T E S I S 
 
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: 
 
INGENIERO ELÉCTRICO ELÉCTRONICO 
 
PRESENTAN: 
 
ANDRÉS ANTONIO BAÉZ CERVANTES 
VICTOR GABRIEL OLIVA HUERTA 
 
DIRECTOR DE TESIS: 
 
 ING. AUGUSTO OCTAVIO HINTZE VALDEZ 
 
 
México D.F. Septiembre 2006 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
Tesis Digitales 
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mencionando el autor o autores. Cualquier uso distinto como el lucro, 
reproducción, edición o modificación, será perseguido y sancionado por el 
respectivo titular de los Derechos de Autor. 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
 
A mi madre: 
 
 Gracias por darme la dicha de la vida, enseñarme a saber a reponerme ante la 
adversidad y a valorar los momentos más grandiosos que la vida nos da, por todo lo que 
me haz dado y querido, te amo. 
 
A mis hermanos: 
 
 Gracias por lo mucho que me han apoyado en todo momento y por estar conmigo en los 
momentos más difíciles, gracias por su cariño y compresión, los quiero mucho. 
 
A dios: 
 
 Gracias por haberme permitido terminar mi carrera y por estar conmigo en todo 
momento. 
 
A mi facultad: 
 
 Gracias por haberme abierto sus puertas donde me forme profesionalmente. 
 
A mi asesor: 
 
 Gracias por los días en que dedico su tiempo y me escucho, por indicarme los errores 
para así poder terminar mi tesis. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Andrés A. Báez Cervantes 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
A Dios: 
 
Por ayudarme a concluir una etapa más en la vida y por darme a los mejores padres del mundo. 
 
A mis padres: 
 
No tengo palabras para agradecer todo lo que ustedes se merecen y demostrar lo que ustedes me 
han dado por todo eso y más los amo. 
 
A mi padre por apoyarme incondicionalmente en todos mis proyectos, por que siempre ha estado a 
mi lado brindándome comprensión, paciencia y amor. Gracias papá por todo lo que me has dado. 
 
A mi madre por ser la mujer que me trajo al mundo, por todos esos momentos en los cuales me 
cuido, me apoyo, me aconsejo y me brinda todo su tiempo cuando la necesito gracias madre por 
todo lo que me has dado por que no tengo palabras para decir todo lo que tu y mi padre se 
merecen y a quien más poderle brindar este trabajo con todo mi amor si no es a ti y a mi papá. 
 
A mis hermanos: 
 
A Alexys y su esposo Manuel por los consejos que me han dado y el apoyo que me dan cuando 
los he necesitado, gracias por su tiempo y paciencia conmigo. Alexys gracias por tu gran ayuda y 
por enseñarme eso, que me ayudo a seguir adelante con mis estudios. Los quiero mucho. 
 
A Armando por todos lo momentos en los cuales me ha ayudado y apoyado. Por todo el tiempo 
que hemos estado juntos, sus consejos y ponerle esa granito de arena en mi vida el cual se ha 
convertido en una gran montaña de recuerdos. Siempre estaré contigo. 
 
A mis amigos y compañeros: 
 
Mi preocupación es como poder dedicarle tan solo unas palabras a todos y a cada uno de ellos con 
los cuales compartí clases, momentos y actividades que para mi son tan valiosos, que no tengo 
forma de agradecer su apoyo en todos los momentos malos y buenos gracias por todo. Daniel 
H.A., Carlos L.E., Carlos V.G., David P.P., Miguel G.G., Violeta M.T., por nombrar algunos pero de 
todas formas gracias a todos. 
 
A mi compañero Andres B.C. de tesis por formar parte de este proyecto para concluir nuestra 
educación profesional y comenzar un nuevo proyecto de vida. 
 
Al Ing. Augusto Octavio Hintze Valdez: 
 
Por su tiempo brindado y conocimientos que dio para poder presentar este trabajo para obtener 
nuestro titulo. 
 
A la Universidad Nacional Autónoma de México y a la Facultad de Ingeniería: 
 
Por permitirme formar parte de la máxima casa de estudios, por el tiempo brindado y por todos los 
conocimientos que adquirí para lograr mi formación profesional. 
 
 
Gracias a todas y cada una de las personas que contribuyeron para realizar este trabajo 
muchas gracias. 
 
Victor G. Oliva Huerta 
INDICE 
 
1. Introducción. 
 
2. Componentes de un sistema de distribución. 
 
2.1.- Sistema de distribución. 
2.2.- Características generales. 
2.3.- Subestación eléctrica. 
2.4.- Subestación de transmisión. 
2.5.- Subestación de distribución. 
2.6.- Líneas primarias. 
2.7.- Transformadores de distribución. 
2.8.- Líneas secundarias. 
2.9.- Equipos de protección contra sobretensiones y sobrecorrientes. 
2.10.- Líneas aéreas. 
2.11.-Troncal. 
2.12.- Ramal. 
2.13.- Sistema eléctrico. 
2.14.- Acometida. 
2.15.- Equipos de seccionamiento. 
a) Seccionadores. 
b) Interruptores. 
c) Restauradores. 
d) Cuchillas. 
 
3. Operación de un sistema de distribución. 
 
3.1.- Operación normal. 
3.2.- Curvas de demanda. 
3.3.- Clasificación de cargas en operación normal. 
3.4.- Clasificación de cargas. 
3.5.- Localización geográfica. 
 3.6.- Tipo de utilización de la energía. 
 3.7.- Confiabilidad. 
 3.8.- Tarifas. 
 3.9.- Clasificación de la carga por tarifas. 
 3.10.- Características generales. 
a) Demanda. 
b) Demanda máxima. 
c) Factor de demanda. 
d) Factor de utilización. 
e) Factor de carga. 
f) Factor de diversidad. 
g) Factor de coincidencia. 
h) Tasa de crecimiento. 
i) Factor de pérdidas. 
 3.11.- Operación en emergencias. 
 3.12.- Estado fallado. 
 3.13.- Clases de fallas. 
 3.14.- Interrupciones en el sistema. 
a) Interrupción no controlada. 
b) Evento reconocido por el CSAD. 
c) Interrupción programada. 
 3.15.- Ampliaciones del alimentador. 
 3.16.- Recalibración de conductores. 
 3.17.- Extensión del alimentador. 
 
4. Procedimientos para operar un sistema de distribución y personal que 
interviene. 
 
4.1.- Operación de media tensión y baja tensión. 
4.2.- Receptores. 
4.3.- Transmisores. 
4.4.- Supervisores. 
4.5.- Cuadrillas. 
a) Cuadrillas de mantenimiento. 
b) Cuadrillas de conexión y desconexión. 
 4.6.- Gestión de licencias y libranzas. 
 4.7.- Estadística de operación. 
 4.8.- Atención comercial. 
 4.9.- Soporte legal. 
 4.10.- Administración. 
 
5. Sistemas de la tecnología de información y las funciones de 
automatización que apoyan la operación de un sistema de distribución. 
 
5.1. - Interfaz del Usuario 
5.2. - Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos 
5.3. - Sistema de Información Geográfica / Mapeo Automatizado / 
Administración de la Infraestructura 
5.4. - Sistema de Administración de Interrupciones. 
5.5. - Sistema de Administración de Cuadrillas 
5.6. - Sistema de Administración del Trabajo 
5.7. - Sistema de Información de los Clientes 
5.8. - Sistema de Atención de Quejas 
5.9. - Localización de Fallas / Aislamiento de Fallas / Restauración al 
Alimentador 
5.10. - Control de VOLT / VAR 
5.11. - Análisis del Sistema 
5.12. - Integración de las Aplicaciones de la Empresa 
 
6. Conclusiones. 
7. Bibliografía. 
8. Glosario. 
 
 
 
 
 
1. INTRODUCCIÓN 
 
En muchos países del mundo, la privatización, desregulación, y las iniciativas para 
volver a regular han cambiado las perspectivas de las empresas de distribución de 
energía eléctrica. La desregulación está permitiendo que más y más competidores 
entren al mercado, y las empresas deben competir en forma agresiva por cada uno de 
losclientes. Las empresas al considerar la economía deben bajar costos y trabajar al 
límite sus equipos. 
 
Por otro lado muchas personas empiezan a convertir sus casas en oficinas y como 
usuarios de la energía eléctrica, requieren cada día un servicio de mayor continuidad y 
de mejor calidad. 
 
Si bien en México la industria eléctrica no está privatizada, los requerimientos de 
calidad y confiabilidad también empiezan a presionar a las dos distribuidoras de 
energía eléctrica: CFE y LyFC. La competencia por mejorar el producto (la energía 
eléctrica) se hace en forma interna, entre las divisiones o regiones de las empresas. 
Por otro lado, la Comisión Reguladora de Energía estudia la manera de aplicar reglas 
para que el servicio tenga la continuidad y sea de la calidad y la confiabilidad requerida 
por los usuarios. Así como también las empresas suministradoras tengan una 
eficiencia similar a las que operan en los países de primer mundo. 
 
Ante una situación donde el gobierno no tiene dinero suficiente para mantener e 
incrementar la infraestructura al paso que la demanda requiere, las dos empresas 
enfrentan presiones para mejorar substancialmente la productividad, reducir costos de 
operación y mantenimiento, e incrementar la confiabilidad y la calidad del servicio al 
cliente. Afortunadamente, la disminución de costo y la proliferación de programas de 
software, permiten el uso efectivo de la Tecnología de la Información (TI) para apoyar 
y responder, aunque sea parcialmente, a los requerimientos que se presentan. 
 
La Operación de una Red de Distribución necesita un Sistema de Administración de la 
Distribución (SAD) que tenga herramientas con el estado del arte que permitan al 
personal en la sala de control y a los administradores de una empresa realizar la 
gestión de la operación en tiempo real de los bienes de distribución dispersos en la 
red. 
 
Así, con los objetivos de 
 
• Reducir costos de Operación y Mantenimiento 
• Mejorar la Eficiencia Operacional 
• Mejorar la Utilización de la Planta 
• Disminuir las Pérdidas Eléctricas Técnicas y No Técnicas y 
• Mejorar la Calidad y la Confiabilidad del Servicio 
 
Un SAD debe estar diseñado para reducir los costos totales de operación y 
mantenimiento, incluyendo los costos de propiedad. Debe ofrecer la habilidad para 
mejorar la eficiencia operacional, proporcionando el potencial para consolidar los 
centros de control existentes. En forma alterna, las ubicaciones de los centros de 
control existentes y la infraestructura de comunicaciones deben ser integradas, para 
permitir compartir los datos y compartir el costo de una infraestructura de soporte 
común. 
 
 1
 
 
 
 
A diferencia de las islas de automatización que prevalecen hoy día, la interoperabilidad 
del SAD con otros sistemas corporativos como el Sistema de información de Clientes, 
el Sistema de Información Geográfico, y el Centro de Atención de Llamadas debe 
conducir a una significativa reducción en el costo del soporte, al mismo tiempo que 
maximiza el acceso a la información actual del sistema. El SAD también debe ayudar 
a reducir las pérdidas y a mejorar la utilización de la planta eléctrica, permitiendo que 
los costosos gastos de capital se difieran. 
 
El SAD debe presentar a los operadores y a los administradores una panorámica 
consistente, en tiempo real, de la red eléctrica completa. Los operadores deben tener 
acceso a la información valiosa con relación a la causa más probable de un disturbio 
más que a un simple resumen de datos crudos. La capacidad de analizar varias 
estrategias de control basadas en las condiciones actuales o postuladas del sistema 
proporciona una valiosa vista interior a los posibles cursos de acción. El SAD debe 
estar diseñado para asegurar que se tiene disponible información precisa y oportuna, 
cuando más se necesita. 
 
La reducción en la frecuencia de las interrupciones y en la duración de las mismas, la 
mejora de la calidad de la potencia, la atención profesional y un precio competitivo son 
clave para la satisfacción de los clientes, para poder retenerlos, y atraerlos en un 
mercado de competencia de energía que se avecina. 
 
Además, la posibilidad de aplicar tarifas basadas en comportamiento ha cambiado 
fundamentalmente la forma en que las empresas eléctricas ven el comportamiento del 
servicio. 
 
Las aplicaciones de TI para distribución ya probadas en el campo hacen posible que 
las empresas eléctricas de siguiente generación mejoren el servicio en forma 
significativa y reconozcan, por lo tanto, el potencial de entradas económicas y sus 
utilidades. 
 
En este trabajo se pretende establecer las características básicas que debe tener un 
SAD: su arquitectura, si debe ser modular y flexible, y cuales deben ser las 
aplicaciones de software colaboradoras. Los módulos siguientes, con algunos de los 
cuales ya cuentan las empresas debidos a desarrollos propios o por adquisición a 
fabricantes diversos, deben conformar los cimientos de esta arquitectura, y 
proporcionar la estructura básica para la operación y mantenimiento diario de la red de 
distribución: 
 
Una Interfaz Usuario (IU) que: 
 
• Proporcione una Interfaz poderosa con las diversas aplicaciones del SAD 
• Represente la información tanto en forma esquemática como geográfica 
• Permita al usuario navegar en forma efectiva a través de grandes redes 
 
Un Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (CSAD) que junto 
con un poderoso sistema de comunicaciones: 
 
• Permita controlar en forma remota los dispositivos instalados a lo largo y ancho 
de la red de distribución 
• Adquiera datos de mediciones vía las terminales remotas o enlaces de datos 
• Valide que los datos sean razonables 
• Lleve a cabo verificaciones sobre los límites de las variables del proceso y 
ejecute cálculos definidos por el usuario 
 2
 
 
 
 
 
Un Sistema de Información Geográfica (SIG) que: 
 
• Proporcione la información cartográfica de las redes de distribución, así como 
los datos necesarios para realizar su modelado, tanto en media tensión como 
en baja tensión, para que sean utilizados por otras aplicaciones del SAD. Por 
ejemplo, los parámetros eléctricos y la conectividad original con la que fueron 
planeados los alimentadores que se actualizará en forma incremental con las 
ampliaciones o remodelaciones. Esta información servirá para poblar la base 
de datos del Modelo de Operaciones de la Red de Distribución (MORD), misma 
que será modificada por el sistema de adquisición de datos en tiempo real o 
por la información que el operador entre en su Terminal, para que la 
información refleje fielmente la situación actual del sistema de distribución. Las 
empresas modernas están pasando de un Sistema de Información Geográfico 
a un Sistema de Administración de Bienes o Activos que incluye información 
adicional del resto de la empresa. 
 
Un Modelo de las Operaciones de la Red de Distribución (MORD) que: 
 
• Proporcione un modelo de conectividad actualizado en tiempo real de toda la 
red eléctrica para ser utilizado en otras aplicaciones. La actualización se logra 
a partir de lo siguiente: 
 
 La configuración tal como se proyectó (SIG) 
 La Telemetría disponible (CSAD) 
 Entradas por parte del operador (vía teclado) 
 
• Proporcione la posibilidad amplia de trazo de circuitos 
• Administre el mantenimiento diario de la red eléctrica 
• Considere la puesta en servicio de equipos nuevos 
• Permita la reconfiguración temporal de la red (puentes, cortes, y tierras) 
• El desarrollo de planes o secuencias de maniobras 
• La creación electrónica de los permisos de trabajo asociados y la 
documentación de seguridad relacionada 
• Valide las maniobras planeadas con respecto a las reglas de seguridad y de 
operación 
• En tiempo real, valide, ejecute, y registre (que haga seguimiento de auditoria) 
de todos los procedimientos de maniobras 
 
Un Sistema de Administración de Interrupciones (SAI) (Gestión de Incidentes, 
según la literaturaespañola) y un Sistema de Administración de Cuadrillas que: 
 
Basado en la Web y diseñado para distribución en gran escala en un centro de control, 
haga la administración de las quejas por falta de servicio, grabadas en un Centro de 
Llamadas, se administren dentro del Sistema de administración de Interrupciones del 
SAD. Debe permitir que los receptores de quejas encuentren los datos del cliente en 
forma rápida mediante una máquina de búsqueda, y un ayudante electrónico puede 
ayudar a categorizar el problema. Las llamadas y las quejas anteriores, junto con el 
estado actualizado de las fallas que se tienen, se despliegan para asegurar que todos 
los involucrados se mantengan informados. 
 
 
 
 
 3
 
 
 
 
Un Sistema de Información de los Clientes (SIC) que: 
 
• Tenga interfaces con los centros de atención de quejas para seleccionar las 
llamadas de quejas 
• Use la conectividad de la red, en conjunto con los sitios de donde llamaron los 
clientes para inferir la fuente de problema y alcance del evento. 
• Identifique y agrupe llamadas relacionadas dentro de una misma boleta de 
queja 
• Administre la asignación de boletas a las cuadrillas de campo 
• Considere la ubicación de las cuadrillas (mediante un Sistema de Localización 
Automática de Vehículos), el nivel de experiencia de los que componen la 
cuadrilla, el vehículo de trabajo y las herramientas que traen para trabajar 
• Tenga interfaz con el sistema telefónico (Reconocedor Interactivo de Voz) o 
centro de llamadas para actualizar el estado del evento 
• Proporcione una completa historia del evento en forma electrónica 
• Calcule los índices que se utilizarán para medir el desempeño de la red 
 
Un Sistema de Análisis de la Distribución de Potencia (SADP) que: 
 
Proporcione al operador la posibilidad de analizar y optimizar la operación de la red 
eléctrica en condiciones actuales y postuladas del sistema. Ya sea que se dirija a la 
red actual a la red planeada para el futuro o ayudando en el desarrollo de planes de 
maniobras, el Análisis de la Distribución de Potencia proporciona al operador 
información concisa y clara respecto a las vulnerabilidades y oportunidades del 
sistema. 
 
El conjunto de programas que conforma el SADP comprende, entre otras, las 
aplicaciones siguientes: 
 
• Pronóstico de la Carga en el Alimentador a corto plazo 
• Flujos de Potencia en tiempo real 
• Análisis de Corto Circuito 
• Optimización del Voltaje/Potencia Reactiva (Volt/VAR) 
• Optimización de la Topología 
 
Una Vista de la Red de Baja Tensión (aplicación vía Web) que: 
 
Integre los diagramas de las redes de baja tensión y los datos del Sistema de 
Información Geográfica (SIG) con las posibilidades de la administración de la red y 
conexiones con los clientes. Que pueda enlazarse con el SAD para que los 
operadores puedan tener un rápido y fácil método para ver los diagramas 
esquemáticos y geográficos. Además, que muestre la ubicación de las quejas por 
teléfono de los clientes y la ubicación de los transformadores fuera de servicio. Que 
proporcione una disponibilidad alta y que presente redes geoespaciales a velocidades 
normalmente logradas por los diagramas esquemáticos operacionales, estos factores 
se deben combinar para tener una herramienta sumamente deseable para entornos 
operacionales en tiempo real. Su interfaz basada en Web es ideal para usarla en 
dispositivos móviles y para observación remota. 
 
 4
 
 
 
 
Un Sistema de Reportes (SR) que: 
 
Permita proporcionar la información operacional histórica de una manera económica y 
segura a través de la empresa y aún más allá, sin comprometer la misión crítica del 
sistema. Aparte del núcleo del SAD, vía un muro de seguridad, un Sistema de 
Información de Negocios debe apalancar la potencia de la tecnología basada en Web, 
para proporcionar acceso seguro a la información a los ejecutivos, planeadores, e 
ingenieros de la empresa, así como a los clientes comerciales clave. 
 
Un Sistema de Intercambio de Datos dentro de la Empresa 
 
El Intercambio de Datos dentro de la empresa que permita proporcionar una interfaz 
transparente entre el SAD y otros sistemas de negocios de la empresa tales como el 
Sistema de Información Geográfica, el Sistema de Información de Clientes, y el Centro 
de Atención de Llamadas que permite que cada sistema administre sus propios datos 
y los puntos de información relevante se puedan compartir electrónicamente con el 
SAD a medida que cambian. El Intercambio de Datos dentro de la Empresa elimina 
las transferencias de datos en forma manual, que generalmente son costosas y 
predispuestas a error, y siempre tendrán la información con la última actualización con 
relación a la conectividad de la red y del cliente. 
 
Tecnología 
 
El SAD debe tener una solución completamente abierta y altamente configurable para 
la administración de la distribución incorporando las tecnologías siguientes: 
 
• Cliente/Servidor 
• Bases de Datos Relaciónales 
• Bases de Datos Orientadas a Objetos 
• Diseño Orientado a Objetos 
• Sistemas Expertos 
• Web 
• Hipertexto 
 
Estándares 
 
Los estándares benefician tanto al proveedor como al cliente, el SAD debe estar 
construido basado en estándares industriales y de ipso 
 
• UNIX* y WINDOWS NT* 
• ANSI*C, C++, Visual Basic* 
• X Windows Systems 
• OSF/MOTIF* 
• Bases de Datos Relaciónales ORACLE* 
• DNP 3.0 
• IEC 870-5 
• ICCP 
• ELCOM 90 
• TCP/IP-based networking 
• Postscript 2 
• DXF y NTF 2 graphics Exchange formats 
 
 5
 
 
 
 
 
Características 
 
Como resultado de su apego a los estándares y al uso innovador de tecnología, el 
SAD debe exhibir las características siguientes: 
 
• Flexibilidad inherente para adaptarse a las cambiantes necesidades de los 
negocios 
• Escalabilidad con buena relación costo/efectividad 
• Alta disponibilidad/Tolerancia a fallas 
• Diseño impulsado por los datos, orientado a objetos 
• Fácil integración con otros sistemas 
• Operación confiable y segura 
• Integridad de la información 
• Entorno de trabajo libre de papeles 
 
 
 
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Figura 1.1 En esta Figura se muestra un diagrama de la forma en que se 
encuentra Administrada la Red.
 
 
La solución de la administración de la red apoya cada aspecto de la utilidad de la 
empresa, incluyendo: 
 
• Inventarios de la Red 
• Administración de la Ingeniería 
• Administración de Operaciones 
• Administración de los Bienes de la Red 
• Inteligencia Comercial 
• Comunicaciones habilitadas por Internet 
• Servicios Profesionales 
 
 6
 
 
 
 
Como este trabajo se ha orientado principalmente hacia la Operación de las Redes de 
Distribución con la ayuda de computadoras, primero se investigó como esta 
conformado un sistema de distribución típico, Capitulo 2; a continuación en el Capítulo 
3 y 4 se analizan las labores diarias que realizan los operadores de un sistema de 
distribución, así como el personal que interviene en dichas labores, y en el Capítulo 5 
se describen los módulos y las funciones de automatización que integran un Sistema 
de Administración de la Distribución. Finalmente en el Capítulo 6 se tienen las 
Conclusiones a las que se llegaron con el desarrollo de este trabajo. 
Esperamos que el análisis y la exposición de este trabajo aporte información útil al 
sector de distribución de energía eléctricadel país y que despierte el interés de los 
investigadores, universitarios, académicos y estudiantes en general para aportar 
desarrollos a la industria eléctrica en el terreno de las operaciones de la distribución de 
energía eléctrica. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 7
 
 
 
 
2. COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. 
 
 
 
Los Sistemas de Distribución forman parte del sistema de suministro de energía 
eléctrica que incluye el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, 
transmisión y distribución de la energía eléctrica. La potencia eléctrica se genera en 
diversos tipos de centrales, que se encuentran geográficamente distantes entre si, así 
como también de los centros de consumo (la tendencia actual es instalar plantas 
generadoras pequeñas cercanas a la carga conocida como generación distribuida). 
Dicha potencia se envía hacia los centros de consumo en alta tensión a través del 
sistema de transmisión, llegando a subestaciones de transmisión donde se localizan 
transformadores AT/AT reductores y a partir de allí se envía, por medio del sistema de 
subtransmisión, hasta las subestaciones de distribución con transformadores AT/MT 
en donde se originan los alimentadores que conforman las redes de distribución que 
suministran en media tensión, la energía a los clientes industriales y comerciales 
grandes. También en los alimentadores, formados por una troncal y sus ramales, se 
conectan los transformadores de distribución que reducen la tensión a un nivel 
apropiado, y conducen, mediante acometidas (punto de conexión) la energía eléctrica 
a los usuarios residenciales finales. En la Figura 2.1 se muestra básicamente un 
Sistema de Distribución que parte del suministro de energía. 
 
 
 
 
 
Plantas 
Generadoras 
 Carga Comercial
Carga industrial
Transmisión 
superior 
Subestación de 
distribución 
Sub-transmisión
Subestación de 
Transmisión 
Distribución
Carga Residencial
 
Figura 2.1 Componentes de un Sistema de Potencia Eléctrica. 
 
 
 
2.1.- SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 
 
La red de distribución de energía eléctrica es un escalón del sistema de suministro 
eléctrico que es responsabilidad de las compañías suministradoras (distribuidoras o 
comercializadoras), que han de construir y mantener las líneas necesarias para llegar 
a los clientes. La distribución de la energía eléctrica desde la subestación de 
transformación de la red de transmisión, se realiza en dos etapas. 
 
• La primera está constituida por la red de reparto que, partiendo de las 
subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante 
anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las 
subestaciones transformadoras de distribución. Intercaladas en estos anillos 
están las subestaciones transformadoras de distribución, encargadas de 
reducir la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión. 
 8
 
• La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con 
tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica de sistemas 
mallados. Está red cubre la superficie de los grandes centros de consumo 
(población, gran industria, etc.) uniendo las subestaciones transformadoras de 
distribución con los centros de transformación, que son la ultima etapa del 
suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros 
es de baja tensión (125-220 o 220-380 V). 
 
Un sistema de distribución inicia en la subestación de distribución e incluye las líneas, 
los postes, transformadores y otros equipos necesarios para suministrar la energía 
eléctrica a los consumidores en los niveles de voltaje requeridos. 
 
Un sistema típico de distribución se compone de: 
 
• Subestaciones (en CFE incluyen las SE’s en LyFC a partir de los 
alimentadores). 
• Circuitos Alimentadores de Distribución. 
• Cuchillas seccionadoras y equipos de seccionalización. 
• Fusibles y restauradores. 
• Circuitos primarios. 
• Transformadores de Distribución. 
• Circuitos secundarios. 
• Servicios. 
 
 
2.2.- CARACTERÍSTICAS GENERALES. 
 
Un Sistema de Distribución Eléctrico es el conjunto de elementos encargados de 
suministrar la energía desde una planta de generación hasta el usuario. Su función 
consiste en tomar de la fuente la energía eléctrica en bloque y distribuirla a los 
usuarios en los niveles de tensión normalizados y en las condiciones de seguridad 
exigidas por los reglamentos. 
 
Es reciente cuando se ha hecho palpable la necesidad de aplicar una cuidadosa 
tecnología eléctrica, destacándose las computadoras analógicas como las digitales en 
la solución de problemas, cada vez más complejos. 
 
La red de distribución debe proyectarse de modo que pueda ser ampliada 
progresivamente, con escasos cambios en las construcciones existentes tomando en 
cuenta ciertos principios económicos, con el fin de asegurar un servicio adecuado y 
continuo al mínimo costo de operación. 
 
Se pueden clasificar los sistemas de distribución en: 
 
- Sistemas aéreos. 
- Sistemas subterráneos. 
- Sistemas mixtos. 
 
 9
 
 
 Figura 2.2 Algunas estructuras de Sistemas Aéreos. 
 
 
 Figura 2.3 Algunas estructuras de Sistemas Subterráneos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.4 Sistemas Mixtos. 
 
Los principales elementos de un sistema de distribución son: 
 
- Líneas primarias. 
- Transformadores de Distribución. 
- Líneas secundarias. 
- Acometidas. 
- Equipos de medición. 
- Equipos de protección contra sobretensiones y sobrecorrientes. 
- Bancos de capacitores. 
- Bancos de reactores. 
- Equipos de seccionamiento. 
 10
a) Cuchillas. 
b) Seccionalizadores automatizados. 
c) Restauradores. 
- Aisladores. 
- Postes de concreto, de hierro o de madera. 
- Varillas de tierra. 
- Bóvedas y registros. 
- Ductos de asbesto o PVC. 
 
2.3.- SUBESTACIÓN ELÉCTRICA 
 
Conjunto de aparatos eléctricos, localizados en un mismo lugar, y edificaciones 
necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica o para el enlace 
entre dos o más circuitos. 
 
Las subestaciones eléctricas se emplean para la transformación del nivel de voltaje de 
la corriente eléctrica. Las subestaciones eléctricas son plantas transformadoras en 
enlazadas entre ellas por la red de transmisión, que se ubican en las inmediaciones de 
las centrales eléctricas (subestación elevadora) para elevar el voltaje a la salida de sus 
generadores y en la periferia de diversas zonas de consumo, para reducir la tensión de 
transmisión a la de distribución. La razón técnica para realizar esta operación es la 
conveniencia para realizar la transmisión de energía eléctrica a larga distancia a 
voltajes elevados para reducir las perdidas resistivas, que dependen de la intensidad 
de corriente. 
 
Una subestación es la infraestructura de un sistema eléctrico de alto voltaje. Se utiliza 
para conectar y desconectar los generadores, equipo y los circuitos o las líneas del 
sistema. También se utiliza para cambiar voltajes de c.a. de un nivel a otro ó cambiar 
de corriente alterna a corriente directa o de corriente directa a corriente alterna. 
Algunas subestaciones son pequeñas con poco más que un transformador e 
interruptores asociados. Otras son muy grandes con varios transformadores y docenas 
de interruptores y otros equipos. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Salida de líneas de distribución 
Apartarrayos 
Líneas entrantes de subtransmisión 
Cuchillas 
Potencia eléctrica a través de la subestación 
Transformador reductor de voltaje 
Bus de distribución 
 
 
 Cuchillas 
 
 
 
 
 
Cuarto de control Reguladores de voltaje Interruptores Interruptores 
 
 Figura 2.5 Arreglo típico de una Subestación de Distribución. 
 11
2.4.- SUBESTACIÓN DE TRANSMISIÓN 
 
Una subestación de transmisión cuenta con transformadores elevadores de voltaje o 
reductores de voltaje. 
 
Una subestación elevadora de transmisión recibe energía eléctrica de una central 
de generación cercana y ocupa un transformadorde potencia grande para aumentar el 
voltaje para la transmisión a localidades distantes. Un bus o barra de transmisión se 
utiliza para distribuir energía eléctrica a una o más líneas de transmisión. 
 
Las subestaciones reductoras de transmisión están situadas en los puntos de 
conmutación de una red eléctrica. Conecta diversas partes de la red y son una fuente 
para las líneas de subtransmisión o las líneas de distribución. La subestación 
reductora puede cambiar el voltaje de transmisión a un voltaje de subtransmisión. Las 
líneas de voltaje de subtransmisión pueden entonces servir como fuente a las 
subestaciones de distribución. A veces, la energía de la línea de subtransmisión se 
emplea para uso industrial. De otra forma la energía se dirige a las subestaciones de 
distribución. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2.5.- SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN 
 
Es el conjunto de dispositivos eléctricos que sirven para reducir, regular y distribuir la 
energía eléctrica a la red primaria de distribución. 
 
Las Subestaciones de Distribución están situadas cerca de los usuarios finales. Los 
transformadores de la subestación de distribución cambian el voltaje de transmisión o 
subtransmisión a niveles más bajos (medio voltaje) para el uso de los usuarios finales. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.7 Subestación de Distribución. 
Figura 2.6 Transformador de 
Potencia reductor. 
 12
 
2.6.- LÍNEAS PRIMARIAS O ALIMENTADORES. 
 
Son las encargadas de llevar la energía desde las subestaciones de potencia hasta los 
transformadores de distribución. Los conductores son apoyados en postes cuando se 
trata de instalaciones aéreas y en conductos o directamente enterrados cuando son 
subterráneas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Transformadores de 
Distribución 
Subestación de 
Distribución 
Figura 2.8 Salida de líneas primarias de la subestación a los transformadores 
de distribución. 
 
Sus componentes son: 
 
a) TRONCAL: Es el tramo de mayor capacidad del alimentador que transmite la 
energía desde la subestación de potencia a los ramales, estos son 
conductores de calibres muy gruesos, generalmente: 336, 556 y hasta 795 
MCM (cable de aluminio con alma de acero), dependiendo del valor de la 
carga. 
 
b) RAMAL: Es la parte del alimentador primario energizado a través de un 
troncal, donde van conectados los transformadores de distribución y servicios 
particulares suministrados en mediana tensión. 
 
Los alimentadores primarios se estructuran generalmente en forma radial, en un 
sistema de este tipo la forma geométrica del alimentador semeja la de un árbol en el 
que el grueso de la energía se transmite a lo largo de una troncal, derivándose a la 
carga a lo largo de los ramales. 
 
Las redes primarias se clasifican en: 
 
- TRIFÁSICAS DE TRES HILOS: Cuentan con un coeficiente de aterrizamiento 
mayor que uno trifásico cuatro hilos, permiten que los equipos que se instalen 
tengan niveles de aislamiento mayores con costos mayores, los 
transformadores de distribución son de neutro flotante en el lado del primario; 
Por lo que se refiere a detección de fallas de fase a tierra y son más difícil de 
detectar estas corrientes, en comparación con los trifásicos 4 hilos, ya que al 
ser mayor la impedancia de secuencia cero de las líneas, las corrientes de falla 
son menores. (Estas redes se utilizan en otras partes del mundo). En México la 
distribución en media tensión se hace en tres hilos desde la Subestación 
Eléctrica donde el transformador este referido a tierra en el lado de media 
tensión. 
 
 13
- TRIFÁSICAS DE CUATRO HILOS: Cuentan con 3 fases y un neutro, tienen un 
coeficiente de aterrizamiento menor que la unidad, los equipos que se 
conecten a estas líneas requieren de un menor nivel de aislamiento con menor 
costo de inversión. Los transformadores se conectan con el neutro aterrizado 
en el devanado primario y transformadores monofásicos cuya tensión primaria 
es la de fase a neutro. Es más fácil detectar las corrientes de falla de fase a 
tierra ya que estos pueden regresar por el hilo neutro. (Estas redes se utilizan 
en zonas urbanas). 
 
- MONOFÁSICAS DE DOS HILOS: Son derivaciones de líneas trifásicas de 3 
hilos que sirven para alimentar transformadores monofásicos que reciben 
tensión entre fases en el devanado primario. (Estas redes son usadas en zonas 
rurales o en zonas de baja carga). 
 
- MONOFÁSICAS DE UN HILO: Son derivaciones de redes trifásicas que 
permiten alimentar transformadores monofásicos, usándose en redes rurales. 
 
 
2.7.- TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. 
 
Son los equipos encargados de cambiar la tensión a un valor menor, y es la liga entre 
la red primaria y la red secundaria. Su capacidad se selecciona en función de la 
magnitud de la carga, considerando el factor de demanda y el de coincidencia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.9 Transformador de Distribución. 
 
 
 
El número de fases del transformador es función del número de fases de la 
alimentación primaria y del número de fases de los elementos que componen la carga. 
 
La magnitud del porcentaje de impedancia de un transformador afecta la regulación de 
la tensión y el valor de las corrientes de corto circuito que fluyen por los devanados 
ante fallas en la red secundaria. A menores valores de impedancia mayores valores de 
regulación y de corrientes de corto circuito. 
 
El transformador con neutro flotante se utiliza cuando el sistema primario es trifásico 
de 3 hilos y de neutro aterrizado cuando el sistema es trifásico de 4 hilos. Al utilizar 
transformadores conectados en delta, en el lado del primario se disminuye el riesgo de 
introducir corrientes armónicas de orden impar (del 3 orden) a las líneas primarias y se 
incrementa el riesgo de tener sobretensiones por fenómenos de ferrorresonancia en el 
transformador, (estas sobretensiones se vuelven criticas en las redes subterráneas). Al 
utilizar transformadores conectados en estrella con neutro aterrizados, no se 
introducen corrientes armónicas de orden impar en los circuitos primarios 
disminuyendo la posibilidad de que se presenten sobretensiones por fenómenos de 
ferrorresonancia. 
 14
 
En las conexiones en el lado del secundario de los transformadores trifásicos, 
normalmente son en estrella con neutro aterrizado y 4 hilos de salida, permitiendo 
tener 2 niveles de tensión para alimentar cargas de fuerza y alumbrado, detectar las 
corrientes de falla de fase a tierra y equilibrar las tensiones al neutro ante cargas 
desbalanceadas. Las conexiones con neutro aislado, en los devanados de baja 
tensión de los transformadores trifásicos, no es muy favorecida por las sobretensiones 
que se presentan al tener fallas en dos fases diferentes en el circuito de baja tensión. 
 
Para transformadores monofásicos, la conexión más popular es la de 3 hilos, 2 de fase 
y un neutro en el centro del devanado, esta conexión se conoce como (Edison). 
 
 
2.8.- LÍNEAS SECUNDARIAS. 
 
Estas distribuyen la energía desde los transformadores hasta los usuarios. La mayoría 
de estos circuitos son radiales, salvo en las subterráneas que son malladas (redes 
automáticas) donde el flujo de energía no siempre sigue la misma dirección. 
 
 
Secundario
Transformador de Distribución
Primario
Líneas de servicio
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.10 Transformadores de distribución para servicio residencial. 
 
 
Las líneas secundarias se clasifican en: 
 
- MONOFÁSICOS DE 2 HILOS: Este sistema se alimenta de un transformador 
monofásico con un secundario de 2 hilos. 
- MONOFÁSICOS DE 3 HILOS: Este sistema se alimenta de un transformador 
monofásico con un secundario del que salen 3 hilos, con el hilo neutro 
derivándose del centro del devanado. 
- TRIFÁSICO DE 4 HILOS: Este sistema se alimenta de un transformador 
trifásico con un devanado secundario del que salen 4 hilos, con el hilo neutro 
derivándose del punto de conexión de los devanados. 
 
Este sistema permite distribuir la energía con mayor eficiencia que los demás, peroes 
necesario introducir otros factores como costo de los transformadores, conductores, 
regulación, etc. 
 
 15
Las acometidas junto con los equipos de medición, son las partes que ligan al sistema 
eléctrico con las instalaciones del usuario. Las acometidas se pueden proporcionar a 
la tensión primaria o secundaria, dependiendo de la magnitud de la carga del cliente. 
La medición se puede hacer igualmente en alta o baja tensión dependiendo de la 
acometida. 
 
2.9.- EQUIPO DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES Y 
SOBRECORRIENTES. 
 
Estos elementos garantizan la integridad del sistema protegiéndolo contra corrientes 
de falla o sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, para el caso de 
corrientes de falla se cuenta con fusibles e interruptores y para descargas 
atmosféricas se cuentan con apartarrayos o hilos de guarda. 
 
a) Fusibles 
 
Un fusible tiene la capacidad de interrumpir la corriente de falla, al rebasar un límite de 
corriente para el cual fue diseñado y fundirse. La función fundamental es aislar la parte 
del circuito en donde fue instalado del resto del alimentador sin falla, e impedir que se 
dañen los equipos instalados delante del mismo, los fusibles son utilizados 
principalmente en ramales cortos, en el lado de alta y baja tensión de transformadores 
de usuarios en media tensión o transformadores de distribución. En la figura 2.11 se 
muestra la ubicación de este dispositivo. 
 
 
Figura 2.11 En la foto se 
muestra un cortacircuito a 
base de fusibles. 
 
b) Interruptores automáticos 
 
Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito 
eléctrico bajo carga, en condiciones normales, la cual es su función principal, bajo 
condiciones de corto circuito. 
 
Se tomara el tema más a fondo en equipos de seccionamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.12 Interruptor aislado en aire.
 16
 
 
c) Apartarrayos 
 
Los apartarrayos actúan localmente para drenar la energía eléctrica de un rayo 
para que los interruptores no operen. En las figuras 2.13 y 2.14 se pueden 
observar dos tipos de apartarrayos y en la figura 2.20 se muestra la colocación en 
suario. el suministro de energía al u
 
 Apartarrayos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 2.13 Apartarrayos 
montado en un poste. 
Figura 2.14 Apartarrayos de 
barra en subestación. 
 
 
 
 
d) hilos de guarda 
 
Los hilos de guarda se encargan de proteger a las líneas de transmisión o 
distribución contra descargas atmosféricas. 
 
Interruptor Monofasico 
Línea secundaria 
Banco de Capacitores 
Distribución Primaria
Líneas de subtransmisión
Hilo de Guarda
Figura 2.15 Arreglo de varios circuitos aéreos de 
diversos voltajes en el mismo derecho de vía. 
 17
2.10.- LÍNEAS AÉREAS. 
 
Es el conductor físico por medio del cual se transporta energía eléctrica de potencia. A 
dos tipos de niveles de tensión medios y elevados, principalmente desde los centros 
de distribución y consumo. En la Figura 2.16 se muestra algunas estructuras de líneas 
aéreas. 
 
DISTRIBUCIÓN SUBTRANSMISIÓN 
TRANSMISIÓN 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.16 Estructuras típicas de Líneas de Transmisión y de Distribución. 
2.11.- TRONCAL 
 
Es el tramo de mayor capacidad del alimentador que transmite la energía desde la 
subestación primaria a los ramales, transformadores de distribución y servicios 
particulares suministrados en media tensión, conectados directamente a la misma. 
(Figura 2.17) 
 
 
 TRONCAL 
SubstationSubestación 
Note: Minor branches
 are encircled
Los ramales menores se 
muestran encerrados en 
círculos 
 
 
Figura 2.17 En la figura se muestra el troncal y ramales de un Sistema de Distribución. 
 
 18
TIPO DE TRONCAL 
 
- RADIAL O DE ÁRBOL: Proporciona una sola trayectoria a la energía, en general 
es el más económico, pero su confiabilidad es muy baja, ya que el servicio sé vera 
interrumpido en cuanto falle algún elemento en serie. Para aumentar su 
confiabilidad se establece el mayor número posible de ligas o amarres con los 
alimentadores vecinos, mediante un equipo de interrupción, (cuchillas, 
interruptores en aire, etc.) que debe operar normalmente abierto. 
 
Los beneficios que presenta este tipo de circuito son: Menor costo, mejor control de la 
carga, facilidad de maniobras para proporcionar licencias y menor valor de corto 
circuito. 
 
ESTRUCTURA 
 
Se debe procurar que el conjunto de las troncales de los alimentadores de una red 
primaria de distribución forme una estructura, lo que significa que el conjunto posea un 
principio organizativo como: 
 
- Las troncales deben formar mallas, operando normalmente abiertas. 
- Cada malla debe tener una carga instalada del orden de X MVA entre 
transformadores de distribución y subestaciones. 
- Por lo menos uno de los tramos que convergen en cada nodo de la malla debe ir 
provisto de un juego de interruptores en aire, colocado lo más próximo a dicho 
nodo. Los demás tramos que convergen en ese nodo serian conveniente que 
posean un juego de cuchillas, lo más cercano posible. 
- Debe evitarse la conexión directa a las troncales de transformadores de 
distribución o servicios particulares en media tensión. 
- Las troncales deben de ser de calibre uniforme, las únicas de calibre diferente 
serán las líneas para servicios grandes, bien sea que trabajen como alimentación 
preferente o emergente. 
 
Los alimentadores se diseñan para que, en caso de fallar la troncal de uno de ellos, en 
el tramo más próximo a la terminal de salida, puedan absorberlo en su totalidad entre 
3 líneas colindantes, de manera que casi ningún servicio quede interrumpido por 
periodos prolongados. Cada una de dichas líneas colindantes absorbería un tercio del 
alimentador fallado, teniendo así como el tramo fallado a dos equipos de interrupción o 
seccionamiento. 
 
Los interruptores en las subestaciones tienen características de recierre, con lo cual se 
eliminan todas las fallas transitorias que constituyen el 85% en las líneas aéreas. Para 
el 15% restante son fallas permanentes y puede mejorarse la confiabilidad instalando 
seccionadores en los ramales en el punto de la derivación de la troncal, si se instalan 
dos ó más de estos seccionadores a lo largo del ramal, la confiabilidad sube 
enormemente. 
 
Cuando se adopte el sistema automatizado de distribución, las transferencias de carga 
se efectuarán mediante órdenes de apertura y cierre de los interruptores, transmitidas 
por el sistema de comunicaciones que puede ser a través de las propias líneas 
primarias, usando una señal generada a través de una microcomputadora, de acuerdo 
con un programa preestablecido. 
 
El circuito radial o de árbol es él más seguro de todos para el personal que lo opera o 
lo mantiene, ya que cada servicio sólo cuenta en un momento dado con una fuente de 
alimentación. La red secundaria de los transformadores de distribución puede, ser 
 19
causa accidental de “regresos”, al poner inadvertidamente en paralelo dos 
alimentadores contiguos debido a la eventual operación invertida de alguno de estos 
transformadores, por tal motivo, deben probarse las líneas antes de tocarlas, e 
instalarse tierras a ambos lados del tramo donde se vaya a trabajar. 
 
2.12.- RAMAL. 
 
Parte del alimentador primario energizado a través de una troncal o de otro ramal, en 
el cual van conectados casi la totalidad de transformadores de distribución y servicios 
particulares suministrados en media tensión. (Figura 2.18). 
 
 
 
 
ESTRUCTURA 
 
Los ramales deben de respetar un principio organizativo, de manera que su estructura 
resulte compatible con el conjunto. 
 
- Siempre se procurará que el ramal enlace dos troncales (o dos porciones de una 
misma troncal). 
- En los dos puntos donde el ramal toca a las troncales, debe existir algún medio de 
seccionamiento. 
- Por cada grupo aproximado de 5 a 10 transformadores y servicios particulares de 
media tensión debe de existir un juego de cuchillas. 
- Cualquiera de estos dos medios de interrupcióno seccionamiento, debe operar 
permanentemente abierto, evitándose así formar mallas cerradas o poner en 
paralelo dos alimentadores. Si se considera necesario, el ramal tendrá un 
seccionador en el punto de derivación de la troncal, y en un caso dado, otro más 
en serie. 
 
 
2.13.- SISTEMA ELÉCTRICO 
 
Instalaciones de generación, transmisión y distribución, físicamente conectadas entre 
sí, operando como una unidad integral, bajo control, administración y supervisión. 
 
Figura 2.18 Se muestra la diferencia entre troncal y ramal. 
Main
branch
Substation
Trunk
Main
branch
Subestación 
Troncal 
Ramal 
Principal 
Ramal 
Principal 
 20
 
Carga 
Residencial
Carga 
Industrial 
Alim. Áereo 
 23kV 
Alim.Subterráneo 
23 kV 
S.E. de Potencia 
 de Distribución 
S.E Elevadora 
Planta Generadora 
Transmisión y 
Subtransmisión 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.19 En el dibujo se muestra un Sistema Eléctrico. 
 
 
2.15.- ACOMETIDA 
 
Es la derivación que conecta la red del suministrador a las instalaciones del usuario. 
En la figura siguiente se muestra la ubicación del apartarrayos en la red de suministro 
al usuario. 
 
 
MEDIDOR 
MUFA 
ACOMETIDA 
X3 
X2 
X1 
X0 
APARTARRAYOS 
CORTACIRCUITOS 
LÍNEA DE 23 KV 
CIRCUITO SECUNDARIO 
220 V 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.20 Componentes de la red de suministro al usuario desde la 
línea de distribución secundaria. 
 
 
2.16.- EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO 
 
Los equipos de seccionamiento son utilizados como equipos de protección contra 
sobre-corrientes, con eso se aumenta los niveles de confiabilidad o continuidad en el 
servicio. El equipo de protección en un sistema de distribución consiste de 
seccionadores, interruptores, restauradores, cuchillas, etc. 
 
 
 21
a) SECCIONADORES 
 
Es un dispositivo de seccionamiento que en caso de falla en el ramal del alimentador 
donde se instala, abre sus contactos automáticamente, aislando así la falla, su 
operación esta comunicada a la del interruptor o restaurador según el caso, abre sus 
contactos al contar la falta del potencial de una a tres veces. Este equipo no esta 
diseñado para romper corrientes de corto circuito. 
 
El seccionador es un interruptor electromecánico con control electrónico, este equipo 
es instalado en la red de distribución aérea troncal o ramal, permite armar esquemas 
eléctricos con el propósito de aislar fallas y transferir cargas en forma automática 
seccionando la zona afectada, con la finalidad de reducir el T.I.U. 
 
Este dispositivo de protección hace posible que una falla pueda ser aislada o 
seccionada a una pequeña parte del alimentador donde fue instalado el seccionador, 
afectando de esta manera a un número menor de usuarios. 
 
Un seccionador en su funcionamiento tiene comunicación con los restauradores o 
interruptores, según sea el caso. Un seccionador no tiene la capacidad de interrumpir 
corrientes de falla, por esa razón debe instalarse en serie después de un restaurador o 
un interruptor, después de accionar cualquiera de estos dos dispositivos antes 
mencionados, cuando la corriente ha desaparecido acciona el seccionador, este 
permite al restaurador o interruptor cerrar las secciones sin falla restableciendo el 
servicio eléctrico. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.21 Estos son algunos equipos de seccionamiento. 
 
 
b) INTERRUPTORES 
 
En los Sistemas de Distribución se tienen a los interruptores instalados en sitios 
estratégicos para redireccionar o cortar los flujos de potencia por balance de carga o 
seccionalización. También, esto permite la reparación de líneas o equipo dañado o el 
aumento de la calidad en el sistema. Muchos tipos de interruptores incluyen: 
 
• Cuchillas cortacircuitos 
• Cuchillas desconectoras monopolares 
• Cuchillas de operación tripolar 
• Interruptores tipo pedestal 
 22
 
 
Figura 2.22 Interruptor en vacío. 
 
 
Figura 2.23 Cuchillas. 
 
c) RESTAURADORES 
 
Es un dispositivo utilizado para interrumpir corrientes de falla, tiene la característica de 
discriminar las fallas permanentes de las instantáneas a través de apertura y recierres 
en forma automática, bajo una secuencia predeterminada sin necesidad de la 
operación del interruptor del alimentador aguas arriba. 
 
El restaurador es un interruptor contenido en un medio dieléctrico, de funcionamiento 
electromecánico generalmente de tres fases (en algunas partes se usan de una sola 
fase) con un dispositivo electrónico sensor de corriente de falla, capaz de detectar 
fallas por sobre-corriente, se instala en troncales o ramales importantes de los 
alimentadores de distribución aérea, cuya función es detectar corrientes de corto 
circuito efectuando la interrupción en tres o cuatro secuencias de apertura y cierre 
automático, seccionando las fallas permanentes de las instantáneas habilitado para 
censar e interrumpir en determinado tiempo, bajo condiciones de falla temporal con el 
fin de mantener la continuidad del servicio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.24 Restaurador. 
 
 
 
 
 23
d) CUCHILLAS 
 
Es el dispositivo compuesto de un contacto móvil o navaja y de un contacto fijo o 
recibidor. La función de las cuchillas consiste en seccionar, conectar o desconectar 
circuitos eléctricos sin carga por medio de una pértiga. 
 
Este dispositivo abre o cierra circuitos sin carga debido a que no tiene capacidad 
interruptiva; son utilizadas para seccionar el alimentador, es un medio de seguridad 
visual que permite asegurar que un circuito esta abierto. 
 
Las cuchillas de navaja de operación sin carga o seccionadoras operan como su 
nombre lo indica sin corriente, es decir no tiene la capacidad de interrumpir 
automáticamente la continuidad del suministro de energía eléctrica, debido a que no 
tienen cámaras de extinción del arco de corriente cuando se presenta una falla. 
 
 
 
CUCHILLAS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 2.25 Cuchillas 
de subestación. 
 Figura 2.26 Cuchillas verticales. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 24
3. OPERACIÓN DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN. 
 
 
Un sistema de distribución opera 24 horas al día los 365 días del año y para que 
mantenga sus propiedades en forma integra, se tienen que considerar una gran 
cantidad de actividades. Dentro de la operación se consideran tres estados: estado 
normal, estado de alarma y estado de falla. Un sistema en estado normal debe 
proporcionar un servicio continuo y de calidad al usuario. Esto se logra mediante el 
monitoreo del sistema para así responder a los incidentes en que se presentan en 
cada una de las zonas monitoreadas. Se obtienen estadísticos de las demandas y se 
puede determinar los aumentos de carga que se tendrán en el futuro. Así como 
también sirve para preparar los mantenimientos y cambios necesarios en los 
alimentadores. Cuando se utilizan sistemas de información y funciones de 
automatización, se logran reducir tiempos de que una zona este fuera de servicio. El 
sistema será capaz de aislar una falla lo más rápido posible sin afectar una gran zona 
por medio del seccionamiento de los alimentadores, hasta reducir la sección fallada al 
tamaño mínimo posible. Para que se pueda reinstalar lo más rápido posible el sistema, 
y claro que se mencionará como funciona el sistema en cada una de estas 
actividades. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.1 Centro de Control de LyFC Pedregal. 
 
 25
3.1.- OPERACIÓN NORMAL 
 
En un Sistema de Distribución en estado normal (sin falla, mantenimiento preventivo), 
su principal función seria el monitoreo de toda la zona automatizada. 
 
Entre algunas de las funciones que podemos tener en un sistema de distribución en 
estado normal serían: 
 
• Control en alimentadores. 
• Control de la regulación de Voltaje y de la operación reactiva. 
• Balance de carga. 
• Control de carga. 
• Medición del consumo de energía en cargas importantes. 
• Administración de carga en transformadores.• Recolección de datos de la subestación y de los alimentadores. 
• Monitoreo de la calidad de la potencia. 
• Lectura remota de medidores. 
• Información sobre servicios de energía 
• Administración de la demanda 
 
Estas serian entre otras cosas las que nos llevan a considerar la utilización de 
controles automáticos en un sistema en condiciones normales. 
 
Los operadores encargados de los monitores del sistema deberán tener un registro 
constante de la carga el cual se tendrá que mandar al registro histórico del sistema. 
Esto ayudara a saber en que forma va aumentando la demanda de energía en el área. 
 
La carga va aumentando no tan solo por el crecimiento de la población, también por la 
adquisición de aparatos eléctricos de los usuarios, así como también de negocios e 
industrias que crecen o aparecen en la zona. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.2 Las necesidad de energía eléctrica aumentan a consecuencia 
del crecimiento desmedido de la población. 
 
 
 
 
 
 26
3.2.- CURVAS DE DEMANDA 
 
A continuación podemos ver los tipos de curvas de demanda: 
 
1. Zona de carga domestica. 
 
 
Fc = 45%
 Figura 3.3 Curva de demanda zona domestica. 
 
Dicha curva reproduce fielmente el comportamiento de la zona, la cuál muestra 
claramente la relación que hay entre la actividad del lugar y el comportamiento de la 
curva. 
 
2. Zona industrial 
 
 
Fc = 50 – 55 %
 
 
Figura 3.4 Curva de demanda zona industrial. 
 
 
 
 27
3. Zona de carga mixtas 
 
 
 
Fc = 65% 
 
Figura 3.5 Curva de demanda zona mixta. 
 
 
En las figuras se muestran las curvas diarias de demanda horaria de un sistema 
eléctrico, correspondiente a un día típico, expresada en por ciento de la demanda 
máxima. La magnitud de la demanda máxima determina la capacidad de generación 
que es necesario instalar y el área bajo la curva de demanda representa la energía 
eléctrica que hay que suministrar en el lapso de tiempo considerado. 
 
Como se ve en todas y cada una de las curvas, la demanda representa una guía de 
suma importancia y se considera como un índice de las diversas actividades 
relacionadas con la generación y distribución de energía eléctrica a los usuarios. La 
conclusión general para este tipo de curvas de demanda es que los procesos 
industriales y los usos domésticos, producen demanda muy variable sobre la 
capacidad de la planta. 
 
 Por lo que al saber esta información podemos pronosticar el crecimiento de la carga 
teniendo en cuenta si existe una industria. 
 
3.3.- CLASIFICACION DE CARGAS EN OPERACIÓN NORMAL 
 
El conocimiento de las características de la carga en un sistema de distribución es un 
requisito para la operación de un sistema. Es necesario conocer la característica de la 
carga que va alimentar para operarlo en forma óptima. Ya que es la variable más 
importante y decisiva para la operación del sistema. 
 
3.4.- CLASIFICACIÓN DE LAS CARGAS 
 
Existen diversos criterios para la clasificación de las cargas, de las cuales se denotan: 
 
- Localización Geográfica. 
- Tipo de utilización de la energía. 
- Confiabilidad. 
- Tarifas. 
 28
 3.5.- LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA 
 
Un sistema de distribución debe atender usuarios de energía eléctrica localizados, 
tanto en ciudades como en zonas rurales, por tanto es obvia la posibilidad de clasificar 
las cargas por las zonas a que sirve. 
 
a) Urbana Central. 
b) Urbana. 
c) Semiurbana. 
d) Rural. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 3.6 La carga se clasifica según la localización geográfica. 
 
 
3.6.- TIPO DE UTILIZACIÓN DE LA ENERGÍA 
 
El tipo de utilización con la cual el usuario consume energía eléctrica puede servir de 
criterio para la clasificación de las cargas. 
 
a) Cargas residenciales. 
b) Cargas comerciales. 
c) Cargas industriales. 
d) Cargas mixtas. 
 29
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
.7.- CONFIABILIDAD 
a confiabilidad se puede clasificar to
suarios por la interrupción de suministro de energía eléctrica. 
a) Sensibles: Son las cargas en las que la interrupción de alimentación de 
energía, aunque sea instantánea, causa importantes perjuicios al consumidor, 
por ejemplo, una televisora. 
b) Semisensibles: Aquí se clasifica a todas las cargas a las que una interrupción 
pequeña (no ndes problemas al 
consumidor. 
e caen el resto de consumidores que deben tener un tiempo 
de interrupción comprendido 1 ≤ t ≤ 5 hrs. 
La f
la polít
estructu s apropiadas de eficiencia económica y al mismo 
tiempo promueva el uso eficiente de la energía eléctrica sin afectar a los usuarios. 
SERVICIO COMERCIAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.7 Servicio de carga 
sidencial. 
Figura 3.8 Servicio de carga comercial. 
re
TRANSFORMADOR DE 
DISTRIBUCIÓN PARA SERVICIO 
INDUSTRIAL 
 
Figura 3.9 Servicio de carga industrial. 
 
3
 
L mando en cuenta los daños que pueden sufrir los 
u
 
 mayor de 10 minutos) no causa gra
c) Normales: En est
 
3.8.- TARIFAS 
 
ijación de las tarifas eléctricas es un importante mecanismo para la formulación de 
ica energética de un país. Es por esto que, es necesario contar con una 
ra tarifaría que envíe señale
 30
Gen
consum
de pote
 
Los ca asan en los costos de generación, 
ansmisión y distribución de la energía eléctrica, tomando en cuenta los medios 
tal efecto. Se incluyen aquí los cargos redituables de la inversión, 
cluyendo intereses, impuestos, amortizaciones, etc. 
rgo 
 
 
 
 
 
 
 
s de combustible, 
ura de consumo de energía eléctrica se 
. 
del tiempo. Los medidores 
stema de relojería que va 
 del consumo 
ípica
eralmente son tres los conceptos que se concederán para formular las facturas de 
o de energía eléctrica: la demanda máxima, la energía consumida y el factor 
ncia. 
rgos por concepto de la demanda se b
tr
disponibles para 
in
 
Entre mayor sea la demanda de energía en un momento dado por un periodo de 15 
minutos, más alto será también el cargo por demanda. Entre mas uniformemente se 
pueda repartir el consumo de energía eléctrica en una planta, más bajo será el ca
por demanda. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.10 Se muestra la hora pico de más costo. 
 
Los cargos por concepto de energía, se comprenden los costo
mantenimiento y otros costos relacionados con la operación. 
 
Los costos de operación de la parte de la fact
basan en el número de KWh registrados en el término de cierto periodo
 
Los KWh se miden por integración de la demanda a lo largo 
mecánicos llevan a cabo esta integración por medio de un si
desplazando unos engranes con indicadores durante el periodo
(t mente un mes). 
 
 
Figura 3.11 Observamos un sistema de medición y como se obtienen las lecturas. 
 31
 32
Los medidores electrónicos hacen el equivalente por medio de manejo de información. 
En este caso también es posible medir el consumo en diferentes periodos del día. 
 
Los cargos por concepto de factor de potencia, la compañía suministradora tendrá 
que transmitir una corriente mayor a un sistema con bajo factor de potencia, que otro 
cuyo factor de potencia sea más alto, se introdujo una cláusula al respecto para llevar 
a cabo la facturación. Esta cláusula ofrece una reducción en las cuotas de consumo 
para cargas con factor de potencia alto, o impone una multa si el factor de potencia es 
- Servicio general hasta 2
- Servicio ge
as potables o negras. 
icio de minerales. 
 más de demanda a tensiones de 66 KV o 
 
3.1 
 
En erie de términos o relaciones 
ma stica de la carga con objeto 
de 
 
 
DEMANDA”. El tiempo que se fije a este intervalo dependerá del valor de demanda 
 
 
bajo. 
 
El factor de potencia fp es el resultado de dividir la energía activa P (KWh) entre la 
energía aparente S (KVAh) (la resultante de la potencia activa y la reactiva) 
acumuladas durante todo el periodo de consumo (típicamente un mes). 
 
f.p. = P / S ………………………………….. (1) 
 
El medidor de potencia reactiva es idéntico al de energía activa, solo que esta 
instalado para medirlos KVARh. 
 
El criterio mas usado para clasificar las cargas es el empleado por el uso de tarifas, 
que varia dependiendo de la empresa suministradora de energía. 
 
3.9.- CLASIFICACIÓN DE LA CARGA POR TARIFA 
 
- Servicios domésticos. 
- Servicios domésticos por clima muy cálido. 
5 KW de demanda. 
neral para más de 25 KW de demanda. 
- Servicio para molinos de nixtamal y tortillerías. 
- Servicio de alumbrado público. 
- Servicio de bombeo de agu
- Servicio temporal. 
- Servicio general de alta tensión. 
- Servicio para bombeo de agua para riego agrícola. 
- Servicio de alta tensión para reventa. 
- Servicio de alta tensión para explotación y benef
- Servicio general para 5,000 KW o
superiores. 
0.- CARATERISTICAS GENERALES 
la distribución de energía eléctrica existe una s
temáticas que facilitan el uso apropiado de la caracterí
op rar el sistema en forma apropiada. e
a) DEMANDA. 
 
La demanda de una instalación eléctrica es la carga en las terminales receptoras,
tomada en un valor medio en un intervalo de tiempo determinado. El periodo 
durante el cual es tomado el valor medio se denomina “INTERVALO DE 
que se desee conocer. 
 
b) DEMANDA MÁXIMA. 
 
Es la demanda instantánea mayor que se presenta en esa carga en un periodo de 
trabajo previamente establecido. 
 
siendo unitario únicamente cuando, durante el intervalo 
onsiderado δ, todos los aparatos conectados a la carga estuviesen absorbiendo 
us potencias nominales, y se expresa como: 
 
 ……….………………..………… (2) 
 
 
l factor de utilización F es la relación entre la demanda máxima DM y la 
 Capi en un intervalo de tiempo δ. Este factor indica 
la relación de la CAPACIDAD DEL SISTEMA que esta siendo utilizada durante el 
 
 
e) FACTOR DE CARGA. 
 
Es la relación entre la demanda promedio Dm en un intervalo de tiempo dado y la 
demanda máxima observada D en el mismo intervalo, y se expresa como: 
F = D / D ………………………………… (4) 
 
Es la relación entre la sumatoria de las demandas máximas de cada una de las 
cargas individ por lo tanto, se 
deduce, que este factor será, en la mayoría de los casos, mayor que la unidad. 
 
 
Fd ≥ 1 ………………………………………… (5) 
ste factor puede aplicarse a diferentes niveles del sistema, es decir, entre 
consumidores en madores de un 
ismo alimentador, entre alimentadores pertenecientes a una misma fuente o 
ubestación o entre subestaciones de un mismo sistema de distribución, es 
l nivel en que se quiera calcular o aplicar el Fd. 
 
 
Se define como el inverso del Fd; 
 
 
c) FACTOR DE DEMANDA. 
El factor de demanda Fd en un intervalo de tiempo δ de una carga, es la relación 
entre la demanda máxima DM y su carga total instalada CC, este será generalmente 
menor que la unidad, 
c
s
Fd = DM / CC 
 
d) FACTOR DE UTILIZACIÓN. 
E U
capacidad nominal del sistema
pico de carga en el intervalo δ, y se expresa como: 
FU = DM / Capi …………………………………… (3) 
 
m
 
C m M
 
 
f) FACTOR DE DIVERSIDAD. 
uales y la demanda máxima del conjunto de ellas,
 
 
E
ergizados desde un mismo cable, entre transfor
m
s
entonces importante establecer e
 
g) FACTOR DE COINCIDENCIA. 
 33
 
 
s una de las más importantes características que se debe de considerar en la 
 deberá suministrar energía tanto a 
la carga actual, como a la carga futura que aparezca durante la vida útil de la red. 
tasas de crecimiento son diferentes dentro de un mismo sistema de 
distribución, por ma no siempre 
sulta conveniente. 
l comportamiento 
turo del sistema. 
s necesarios que se necesitan para predecir el 
crecimiento de un sistema son los siguientes. 
o Industrial. 
 de distribución. 
Carga individual por alimentador. 
 
 
Si se conoce la tasa de crecimiento, el incremento en la carga en un periodo 
det
 
 
…………………………….. (7) 
 
Donde: 
 
CN = Carga
CA . 
t = s 
N = ú
El factor de perdidas Fp se define como la relación entre el valor medio Pm y el valor 
máximo de la potencia disipada en pérdidas PM en un intervalo de tiempo 
considerado,
FCO = 1 / Fd ……………………………….. (6) 
 
 
Este factor será la demanda máxima a la que se deberá aplicar para seleccionar, 
en forma adecuada, el equipo (transformador o cable) de la red. 
 
 
h) TASA DE CRECIMIENTO. 
E
operación de un sistema eléctrico, ya que éste
 
Estas 
lo que aplicar una tasa generalizada a un siste
re
 
Los datos estadísticos e históricos detallados del comportamiento de un sistema, 
año con año, contribuirán en gran medida, a la predicción de
fu
 
Algunos de los datos mínimo
 
- Carga actual total del sistema. 
- Carga total por tipo de carga. 
o Comercial. 
o Domestica. 
- Carga en las SE´s
- 
- Carga individual por transformador de distribución. 
erminado de años se puede determinar de acuerdo con la siguiente expresión. 
CN = CA (1+ t) N ………
 en el año N. 
= Carga al inicio de operación de la red
Ta a de crecimiento de la red, en P.U.
 N mero de años. 
 
 
i) FACTOR DE PÉRDIDAS. 
 
 y se expresa como: 
 
 34
Fp = Pm / PM ……………………………………. (8) 
tema de distribución se entera que tiene una emergencia por 
iferentes medios. Por ejemplo, la llamada telefónica de uno o más clientes 
formando la falta de servicio, permite que el operador se entere y pueda proceder a 
so c emas de protección instalados a lo largo del 
limentador que al operar envían una señal al centro de control también permiten 
co
e
cl rvicio. 
 
 
 
 
LADO 
 
Al ocurrir una falla en un alimentador, el interruptor en la 
algún restaurador ubicado aguas arriba de la falla abre y cierra en forma 
determinado número de veces. Si la falla se despeja ante 
número de disparos y recierres, no se requiere 
revisar el alimentador ya que una falla como esta denominada temporal o transito 
puede traducirse mas adelante como una falla sostenida. 
in em queda 
loque n y 
eterm limentador, por algún método, y aísla la sección 
llada de la línea abriendo los interruptores apropiados. Luego restablece el servicio 
cerrando el interruptor del alimentador y reconfigurando el arreglo del alimentador 
onectando las secciones no falladas a una fuente alterna de suministro. 
 
 
3.11.- OPERACION EN EMERGENCIAS 
 
El operador de un sis
d
in
lu ionar el problema. Los sist
a
nocer que parte del alimentador esta fuera de servicio. Ante la necesidad de realizar 
n el sistema fallado composturas que tomarán tiempo, el operador puede avisar a los 
ientes el tiempo que estarán sin se
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
QUEJAS 
 
 
 
 
 
 
3.12.- ESTADO F
Figura 3.12 Una de las principales formas para localizar fallas es la 
llamada de los clientes. 
AL
cabecera del alimentador o
automática un
s de que se complete el
 ninguna acción posterior, excepto el
ria,
 
S bargo, si el interruptor en su último intento por despejar la falla, dispara y 
ado, el sistema de automatización (cuando se tiene) inicia una acció
ina la sección fallada del a
b
d
fa
re
c
 
 
 
 
 
 35
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Figura 3.13 En esta figura se muestra un ejemplo de como se 
 la observa el operador. presenta una falla y 
 
 
3.13.- CLASES DE FALLAS 
as fallas en los sistemas de distribución se cla
 en permanentes. Una falla temporal se define como aquella que puede ser 
espejada antes que se presente un daño serio, ya sea por auto despeje o por un 
ispositivo interruptor de falla lo suficientemente rápido para evitar el daño. Lo anterior 
bedece a que el aislamiento perdido se autorecupera o el tiempo entre recierres 
ermite que se recupere. 
jemplos de fallas temporales son los brincos eléctricos en los aisladores de 
orcela ntos por un 
omen onductores. La mayoría de las 
llas en sistemas de distribución aéreos son temporales por naturaleza. Una falla que 
icialmente es temporal por naturaleza, puede hacerse permanente si no es 
rmanente. La mayoría de las fallas en los sistemas de 
del cable son ejemplos de fallas permanentes en sistemas subterráneos. 
 
L sifican por su naturaleza en temporaleso
d
d
o
p
 
E
p na iniciados por descargas atmosféricas, conductores que oscilan ju
to, y contactos momentáneos entre árboles y cm
fa
in
despejada rápidamente. 
 
Una falla permanente es una que persiste independientemente de la velocidad con la 
que el circuito es desenergizado. Si dos o más conductores desnudos en un sistema 
aéreo se juntan, debido a la ruptura de un conductor, de una cruceta, o de un poste, la 
falla que se presenta puede ser permanente por naturaleza. El arco entre dos fases 
en un circuito con conductor de línea cubierto puede ser inicialmente una falla 
temporal, pero si la falla no es rápidamente aislada, los conductores pueden romperse 
 desarrollar una falla pey
distribución subterráneos son permanentes por naturaleza debido a que la 
desenergización, independientemente de la velocidad de la misma, no restablecerá el 
aguante del aislamiento dieléctrico del aparato fallado (cable, interruptor, 
transformadores, etc.) a un nivel que aguante la aplicación del voltaje normal de 60 Hz. 
La falla del aislamiento de los cables debido al sobre-voltaje, o a problemas mecánicos 
 36
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.14 Se muestran los tipos de interrupciones que se pueden 
tener en forma no controlada. 
 
Si los 
odrían ser causa de interrupciones para todos los clientes conectados a los 
limentadores. Esto llevaría a niveles de confiabilidad que serían inaceptables. Para 
crementar la confiabilidad hasta un nivel aceptable, existen dos métodos que puede 
mar el ingeniero de distribución. Uno es diseñar, construir, operar y mantener un 
istema de tal manera que el número de fallas sea mínimo. Por ejemplo, programas 
e corte de ramas de los árboles pueden conducir a una apreciable reducción en el 
úmero de fallas en sistemas aéreos. 
l segundo método consiste en instalar equipos de protección contra sobrecorrientes 
ue minimizan el efecto de las fallas que de otra manera disminuirían la confiabilidad 
del sistema. La meta final del ingeniero de distribución es emplear ambos métodos en 
la pr ervicio 
con u
 
.14.- INTERRUPCIONES EN EL SISTEMA 
• INTERRUPCIÓN PROGRAMADA ( Desconexión por razones de 
ia con la llamada del 
suario al RSC (Representante del Servicio al Cliente). El RSC registra su llamada de 
emergencia y la manda al SIC (Sistema de Información al Cliente). El SIC etiqueta la 
 circuitos de distribución se instalaran sin equipos de protección, las fallas
p
a
in
to
s
d
n
 
E
q
oporción adecuada, de tal forma, que a cada cliente se le proporcione el s
n nivel aceptable de confiabilidad, al menor costo posible. 
3
 
Las interrupciones en un sistema de distribución de energía eléctrica, se pueden 
clasificar y pueden ser originadas, por ejemplo, por alguna de las siguientes causas: 
 
• INTERRUPCIÓN NO CONTROLADA (tormenta, accidente, falla de equipo, 
etc.) 
• EVENTO RECONOCIDO POR EL CSAD ( relevador de protección o acción de 
un despachador / operador ) 
mantenimiento ) 
 
 a) INTERRUPCIÓN NO CONTROLADA 
 
Cuando sucede este tipo de interrupción, el seguimiento se inic
u
 37
llamada y el operador revisa el sistema por causa de una llamada de emergencia por 
 que manda una requisición de trabajo al SATA / AP (Sistema de Administración 
El S T a 
Móvil de Datos). El SMD manda a una cuadrilla a revisar la falla y a su vez manda dos 
avis 
orden a
 
En est el CSAD hace un reconocimiento y la telemetría 
SAD manda un registro al operador ya rectificado. Por su parte las cuadrillas mandan 
. Por lo que el CSAD hace una revisión y 
 otro al RSC y él regresa la llamada al 
bajo al SATA / AP. El SIC manda un reporte al RSC para que mande 
n aviso ya sea por medio de SIVR a los usuarios afectados por la desenergización. El 
uadrillas manda un estatus de orden de trabajo al 
MD. Por lo cual los de más sistemas se encargan de avisar que el sistema regresa a 
ace entre el SATA / AP y el operador del 
SAD. El SATA / AP manda una requisición para la interrupción planificada y el 
ionales como a una zona de casas establecidas o incluso una zona 
omercial. 
arga y conforme a eso se toma en cuenta el 
lo
del Trabajo) y a la vez manda un aviso al SIC de que se va a revisar la falla lo mas 
rápido posible. 
 
A A / AP manda una orden de trabajo a un despachador ubicado SMD (sistem
os uno al sistema CSAD y el otro a SATA / AP para avisar que ya procedió la 
 las cuadrillas de trabajo. 
e instante entra el control d
C
un aviso de que ya se reparo el desperfecto
anda el aviso al SIC y por consecuente mandam
usuario para confirmar que si tiene servicio. 
 
 b) EVENTO RECONOCIDO POR EL CSAD 
 
La telemetría CSAD reconoce un desperfecto en el sistema y manda un aviso al 
operador. El operador del CSAD manda un aviso de desenergización al SIC y una 
requisición de tra
u
SATA / AP manda una orden de trabajo al despachador del SMD. Mientras tanto el 
control – CSAD se encuentra revisando el sistema. El SMD manda a las cuadrillas a 
reparar la falla y por lo tanto manda avisos al operador del CSAD y al SATA / AP. 
Después de reparar la falla las c
S
la normalidad. 
 
 c) INTERRUPCIÓN PROGRAMADA 
 
La interrupción planificada básicamente se h
C
operador del CSAD confirma la interrupción. 
 
 
3.15 AMPLIACIONES DEL ALIMENTADOR 
 
Las ampliaciones de los alimentadores van en función del crecimiento de la carga en 
la zona. Así como también las necesidades de cada uno de los usuarios al ir 
comprando aparatos nuevos que requieren más energía. 
 
El alimentador va conforme a las necesidades de cada una de las colonias que se 
tienen que suministrar. Esto es por que no es lo mismo suministrar a una zona con 
unidades habitac
c
 
da año se revisa el crecimiento de la cCa
cambio del ramal o alimentador (troncal). Si durante ese año no hubo incremento de 
carga solo sé ira revisando toda la línea principalmente en las uniones (empalmes) 
para que no existan fugas de carga. 
 
 
 
 
 38
3.16 RECALIBRACIÓN DE CONDUCTORES 
 
Como ya sea había mencionado la recalibración de conductores se realiza solamente 
ados en un estudio de crecimiento de carga. Este estudio se lleva a cabo cada 
iza a consecuencia del crecimiento de las colonias y necesidades de más 
ga a causa de nuevos aparatos en la colonia. 
nsecuencia de nuevos fraccionamientos o nuevos 
sentamientos creados a las orillas de las colonias o fraccionamientos que se hacen 
n zonas a las orillas de las ciudades. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
bas
año, claro esta que no siempre se cambia ya que se toma en cuenta con porcentaje de 
crecimiento. 
 
Esto se real
car
 
3.17 EXTENSIÓN DEL ALIMENTADOR 
 
La extensión del alimentador es a co
a
e
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.15 Conforme el crecimiento de las 
necesidades de energía eléctrica en la ciudad 
se recalibran los conductores del alimentador. 
 
 39
4. PROCEDIMIENTOS PARA OPERAR UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Y 
PERSONAL QUE INTERVIENE. 
 
Para la operación de un sistema de distribución se realizan varias y diferentes 
actividades, para lo cual es necesario contar con personal capacitado en diferentes 
secciones o departamentos. 
 
4.1.- OPERADOR DE MEDIA Y BAJA TENSION 
 
Los operadores de media y baja tensión son los encargados de monitorear los 
parámetros de la potencia que suministran a través de los alimentadores, su voltaje y 
frecuencia, así como el perfil del voltaje a lo largo del circuito. También supervisan que 
la carga se conserve dentro del límite que soporta cada uno de los equipos instalados 
en la red. También tienen bajo su mando a varias cuadrillas en el campo para realizar 
maniobras que considere adecuadas para mantener los flujos de carga de tal manera 
que se tengan perdidas mínimas. Puede mandar operar en forma manual la conexión 
o desconexión de bancos de condensadores para mantener el perfil del voltaje o bien 
se puede dejar esta labor a una función de automatización de la red para que adquiera 
la información adecuada y realice los comandos remotos