170503R-Tesis-A00796282-Jaime-Roger-Mendez-VF

Vista previa del material en texto

Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey 
 
 
Campus Monterrey 
 
 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
 
 
 
 
 
 
Evaluación técnica y económica para la instalación de una subestación de 
potencia en el Valle de México mediante el modelado en SynerGEE. 
 
Tesis presentada por 
 
Jaime Roger Méndez González 
 
sometida a la 
 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
como un requisito parcial para obtener el grado académico de 
 
Maestro en Ciencias 
 
en 
 
Ingeniería Energética 
 
 
 
 
Monterrey Nuevo León, 15 de Mayo de 2017 
 
 
 
 
Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey 
 
Campus Monterrey 
 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
Los miembros del comité aquí citados certificamos que hemos leído la tesis 
presentada por el Ingeniero Jaime Roger Méndez González y consideramos que es 
adecuada en alcance y calidad como un requisito parcial para obtener el grado de 
Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética. 
 
Comité de Tesis: 
 
 
_________________________ 
 Dr. Armando Rafael Llamas Terrés 
Tecnológico de Monterrey 
Asesor 
 
 
 
________________________________ _______________________________ 
Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt M.C. Enrique Luis Cervantes Jaramillo 
 Tecnológico de Monterrey 
Sinodal Co- asesor 
 
 
 
Aprobado: 
 
__________________________ 
Dr. Rubén Morales Menéndez 
Director Nacional de Posgrado 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
 
 
Monterrey Nuevo León, 15 de Mayo de 2017 
 
 
 
 
 
Declaración de autoría 
 
Yo, Jaime Roger Méndez González, declaro que esta tesis titulada, ‘Evaluación 
técnica y económica para la instalación de una subestación de potencia en el Valle 
de México mediante el modelado en SynerGEE’, y el trabajo que se presenta en ella 
es de mi autoría. Adicionalmente, confirmo que: 
• Realice este trabajo en su totalidad durante mi candidatura al grado de 
Maestro en Ciencias en esta universidad. 
• He dado crédito a cualquier parte de esta tesis que haya sido previamente 
sometida para obtener un grado académico o cualquier otro tipo de titulación 
en esta o cualquier otra universidad. 
• He dado crédito a cualquier trabajo previamente publicado que se haya 
consultado en esta tesis. 
• He citado el trabajo consultado de otros autores, y la fuente de donde los 
obtuve. 
• He dado crédito a todas las fuentes de ayuda utilizadas. 
• He dado crédito a las contribuciones de mis coautores, cuando los resultados 
corresponden a un trabajo colaborativo. 
• Esta tesis es enteramente mía, con excepción de las citas indicadas. 
 
 
 
 
___________________________ 
Jaime Roger Méndez González 
 
Monterrey Nuevo León, 15 de mayo de 2017 
 
 
 
@2017 por Jaime Roger Méndez González 
 
Todos los derechos reservados 
 
 
 
 
Dedicatorias 
 
 
A Dios, por darme la vida y la oportunidad de poder llevar a cabo de este proyecto. 
 
A mis padres, Jaime Méndez Moreno y Ana González Cantoral, sin duda la guía y 
ejemplo de perseverancia. 
 
A mi esposa, Jerze Hernández Hernández, por su apoyo incondicional, amor y 
motivación, mi compañera idónea. 
 
A mis hijas, Hanna Sophia y Constanza Méndez Hernández, mi motor, mis mayores 
bendiciones. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Agradecimientos 
 
Al Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt, por su apoyo incondicional, consejos y 
conocimientos. 
 
Al Dr. Armando Rafael Llamas Terrés, por su apoyo, ejemplo y motivación. 
 
Al M.C. Enrique Luis Cervantes Jaramillo, por su asesoría y apoyo total, para la 
culminación de la presente tesis. 
 
Al Tecnológico de Monterrey, por permitirme ser parte de este extraordinario equipo 
de alumnos y por brindarme los conocimientos necesarios. 
 
A la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Distribución, por brindarme los recursos 
necesarios para el desarrollo de esta Maestría. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
i 
 
Resumen 
 
En la actualidad el diseño y la operación de las redes eléctricas de distribución en el 
Valle de México ha sido superado por la alta demanda de los usuarios que buscan 
un servicio de calidad y continuidad del suministro eléctrico, esto se debe en gran 
medida a que en su momento no se efectuó una correcta planificación, ni un estudio 
a largo plazo que permitiera enfocar los recursos financieros y humanos para la 
atención de estos requerimientos; cabe mencionar que dichas instalaciones eran 
operadas por la extinta Compañía de Luz y Fuerza del Centro y que la Comisión 
Federal de Electricidad tomó posesión de ellas en el año de 2009, habiéndose 
enfocado primeramente a la toma del control de las instalaciones del Valle de 
México y años más tarde en el reordenamiento de la red eléctrica de distribución. 
 
Por lo antes descrito se hace necesario qué el estudio de la planeación a corto y 
mediano plazo permita diseñar y crear nuevas instalaciones tales, como 
subestaciones de potencia y redes eléctricas de media tensión, que permitan 
abastecer de energía eléctrica a los usuarios del Valle de México cuya carga es muy 
concentrada, este proyecto recopiló la información del comportamiento eléctrico de 
la parte Sur del Valle de México, de manera particular en las instalaciones de las 
Delegaciones Tlalpan y Magdalena Contreras, cuya densidad de carga es 
considerable y las instalaciones con un alto grado de envejecimiento lo que provoca 
altas pérdidas técnicas y severas variaciones de voltaje. 
 
ii 
 
 
Se desarrollan dos propuestas mediante el método de evaluación técnica y 
económica mediante el modelado en SynerGee, de las cuales haré énfasis en la 
construcción de una subestación de potencia denominada El Rosal con 2 
transformadores de potencia de 60 MVA y la creación de 16 circuitos de media 
tensión en 23 kV, considerando el valor presente neto y la relación costo beneficio, 
así como la tasa interna de retorno, los cuales nos permitirán evaluar 
económicamente dicho proyecto. 
 
Asimismo, se presenta una descripción breve de la instalación de Eprosec (Equipo 
de Protección y Seccionamiento), que se propone en la red de media tensión para 
los circuitos de media tensión que alimentará esta subestación El Rosal, los cuales 
coadyuvarán con la reducción significativa del tiempo de interrupción por usuario, así 
como el tiempo promedio de restablecimiento en condiciones de contingencia; con la 
entrada en operación de esta subestación eléctrica se optimiza y robustece la 
operación en la red eléctrica de distribución, dando como resultado la satisfacción de 
los clientes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
 
Tabla de contenido 
 
Resumen ...................................................................................................................... i	
Índice de figuras. ....................................................................................................... vi	
Índice de tablas. ...................................................................................................... viii	
Capítulo I ..................................................................................................................... 1	
Introducción. ............................................................................................................... 1	
Capítulo II .................................................................................................................... 3	
SynerGEE .................................................................................................................... 3	
2.1- Modelado en SynerGEE ................................................................................... 3	
2.2.- Análisis que se pueden efectuar en SynerGEE. .............................................. 4	
2.2.1.- Flujos radiales balanceados: ..................................................................... 5	
2.2.2.- Flujos radiales desbalanceados:................................................................ 5	
2.2.3.- Análisis de circuitos con anillos: ................................................................ 5	
2.2.4.- Aplicación optima de capacitores: ............................................................. 5	
2.2.5.- Arranque de motores: ................................................................................ 5	
2.2.6.- Optimización de la configuración de la red: ............................................... 6	
2.2.7.- Análisis de corto circuito: ........................................................................... 6	
2.2.8.- Verificación de la coordinación de protecciones: ....................................... 6	
Capítulo III ................................................................................................................... 7	
Definición del problema y alcance de la investigación. ......................................... 7	
Capítulo IV ................................................................................................................... 9	
Objetivo. ...................................................................................................................... 9	
Capítulo V .................................................................................................................. 10	
Información básica. .................................................................................................. 10	
Capítulo VI ................................................................................................................. 25	
Formulación de opciones. ....................................................................................... 25	
Capítulo VII ................................................................................................................ 27	
Análisis de opciones de solución - Opción 1 ........................................................ 27	
7.1- Características. ............................................................................................... 33	
7.2- Costo de la inversión. ..................................................................................... 33	
7.3- Factor de Carga (P. U.) ................................................................................... 34	
7.4 - Tasa de Crecimiento (P. U.) .......................................................................... 35	
7.5 - Demanda máxima de las subestaciones involucradas. ................................. 36	
 
iv 
 
7.6 - Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación sin proyecto M.T. (MW) ................................ 37	
7.7 - Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación con proyecto M.T. (MW) .............................. 38	
7.8 - Observaciones generales de la evaluación económica propuesta 1 ............. 41	
Capítulo VIII ............................................................................................................... 43	
Análisis de opciones de solución - Opción 2. ....................................................... 43	
8.1- Características: ............................................................................................... 50	
8.2- Costo de la inversión ...................................................................................... 51	
8.3- Factor de carga (P. U.) ................................................................................... 51	
8.4- Tasa de Crecimiento (P. U.) ........................................................................... 52	
8.5 - Demanda máxima de las subestaciones involucradas .................................. 53	
8.6- Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación sin PROYECTO MT (MW) ........................... 54	
8.7- Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación con proyecto MT (MW). ............................... 55	
8.8 - Observaciones generales de la evaluación económica propuesta 2 ............. 59	
Capítulo IX ................................................................................................................. 60	
Conclusiones de la evaluación técnica- económica, opción 1 y opción 2 ......... 60	
Capítulo X .................................................................................................................. 61	
Puesta en servicio de nuevos alimentadores. ....................................................... 61	
Capítulo XI ................................................................................................................. 65	
Instalación de Equipo de Protección y Seccionamiento (EPROSEC) en ............ 65	
nuevos alimentadores. ............................................................................................ 65	
11.1- Criterios para complementar y determinar las necesidades de equipo de 
protección y seccionamiento a instalar. ......................................................... 68	
11.1.2- Para circuitos urbanos que cuentan con enlace: .................................... 68	
11.1.3.- Para circuitos rurales que cuentan con enlace: ..................................... 69	
11.1.4- Para circuitos rurales radiales: ................................................................ 71	
11.2.- Elaborar el plan de crecimiento y ubicación del equipo de protección y 
seccionamiento. ............................................................................................. 72	
11.3- Programa de acciones que se recomienda para la reubicación de 
EPROSEC. .................................................................................................... 74	
11.3.1.- Diagrama de flujo para la reubicación e instalación de EPROSEC. ...... 77	
11.3.2.- Reubicación de EPROSEC. ................................................................... 78	
Capítulo XII ................................................................................................................ 90	
 
v 
 
Resultados. ............................................................................................................... 90	
Capítulo XIII ............................................................................................................... 92	
Glosario de términos. .............................................................................................. 92	
Capítulo XIV ............................................................................................................ 112	
Bibliografía. ............................................................................................................. 112	
Capítulo XV ............................................................................................................. 114	
Currículum Vitae ..................................................................................................... 114	
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
vi 
 
Índice de figuras. 
Figura 1 - Diagrama unifilar en 230 kV, de la S.E. Parres Móvil (PRM). .................... 11	
Figura 2 - Diagrama unifilar en 23 kV, de la S.E. Parres Móvil (PRM), 
mostrándola disposición de los alimentadores en media tensión en arreglo simple. . 12	
Figura 3 - Diagrama unifilar 230 kV de la S.E Coapa (COA). Arreglo en 
subestación de interruptor y medio. ........................................................................... 14	
Figura 4 - Diagrama unifilar 23 kV de la S.E Coapa (COA), mostrando la 
distribución de alimentadores en 23 kV, el arreglo en subestación de interruptor y 
medio. ......................................................................................................................... 15	
Figura 5 - Diagrama unifilar 230 kV S.E Contreras (CRS). Arreglo de interruptor y 
medio. .........................................................................................................................18	
Figura 6 - Diagrama unifilar 23 kV S.E Contreras (CRS), arreglo de interruptor y 
medio. ......................................................................................................................... 19	
Figura7 - Diagrama unifilar 230 kV S.E Olivar (OLI), arreglo de barra 1 y barra 2. ... 21	
Figura 8 - Diagrama unifilar 23 kV S.E. Olivar (OLI), arreglo de interruptor y medio. 22	
Figura 9 - Distribución de energía, método de los polígonos. .................................... 25	
Figura 10 - Ubicación geográfica de las subestaciones Parres Móvil, Coapa y 
Contreras; así como la propuesta de la S.E. El Rosal. .............................................. 27	
Figura 11 - Condición geográfica de los alimentadores de la red de distribución 
involucrados a la S.E. Parres Móvil. ........................................................................... 28	
Figura12–Muestra de la topología de los circuitos involucrados en la opción 1, 
con la entrada en operación de la subestación El Rosal. ........................................ 30	
Figura 13 - Grafica de tendencia del beneficio esperado redituado la inversión a 
siete años, en la opción 1. .......................................................................................... 41	
Figura 14 - Ubicación proyectada S.E Biometropolis Anillo Periférico Boulevard 
Adolfo Ruiz Cortines, Jardines del Pedregal, Ciudad de México. .............................. 43	
Figura 15 - Muestra la topología de los circuitos involucrados en la opción 2. .......... 45	
Figura 16 - Muestra la topología propuesta en SynerGEE de los circuitos 
involucrados en la opción 2. ....................................................................................... 47	
Figura 17 - Gráfica de tendencia en el cual no se aprecia un beneficio a 
mediano o largo plazo, opción 2. ............................................................................... 58	
Figura 18 - Ejemplo 1 diagrama unifilar de una red eléctrica de distribución. ............ 69	
Figura 19 - Ejemplo 2 diagrama unifilar. .................................................................... 71	
Figura 20- Ejemplo 3 diagrama unifilar. ..................................................................... 72	
Figura 21 - Diagrama de flujo para la reubicación e instalación de EPROSEC ......... 77	
Figura 22 - Diagrama unifilar circuito RSL-53080-AJUSCO. ..................................... 78	
Figura 23 - Diagrama unifilar puesta en servicio RSL-53100-TLALPAN ................... 79	
Figura 24 - Diagrama unifilar propuesto RSL-53100-TLALPAN. ............................... 80	
Figura 25 - Diagrama unifilar RSL-53110-HOSPITALES II. ....................................... 81	
Figura 26- Diagrama unifilar puesta en servicio RSL-53130-MIGUEL HIDALGO. .... 82	
Figura 27 - Diagrama unifilar propuesto RSL-53140-FUENTES BROTANTES ......... 83	
Figura 28 - Diagrama unifilar puesta en servicio RSL-53150-CORREGIDORA. ....... 84	
Figura 29 - Diagrama unifilar propuesto RSL-53150-CORREGIDORA. .................... 85	
Figura 30 - Diagrama unifilar puesta en servicio RSL-53160-AMPLIACION 
HIDALGO. .................................................................................................................. 86	
Figuras 31 - Diagrama unifilar propuesto RSL-53160-AMPLIACION HIDALGO ....... 87	
 
vii 
 
Figura 32 – Muestra el diagrama unifilar de un alimentador eléctrico en media 
tensión. ....................................................................................................................... 92	
Figura 33 – Ilustra la conexión de un alimentador eléctrico para un cliente 
doméstico. .................................................................................................................. 93	
Figura 34 – Muestra una línea de alta tensión en 85 kV. ........................................... 93	
Figura 35 – Muestra el equipo de medición que nos determina los parámetros de 
calidad del servicio eléctrico. ...................................................................................... 94	
Figura 36 – Muestra la disposición del Centro de Control de Distribución para el 
desempeño de actividades. ........................................................................................ 94	
Figura 37 – Muestra la topología de un circuito de Distribución. ............................... 95	
Figura 38 – Muestra la topología de un circuito de Distribución con arreglo en 
anillo. .......................................................................................................................... 96	
Figura 39 – Muestra la topología de un circuito de Distribución con arreglo en 
anillo. .......................................................................................................................... 97	
Figura 40 – Ilustra la imagen del suministro eléctrico sin interrupciones en 
servicio doméstico. ..................................................................................................... 97	
Figura 41 – Ilustra la configuración de un sistema de Distribución abasteciendo 
de electricidad las casas. ........................................................................................... 98	
Figura 42 – Muestra el diagrama de bloques de un desconectador dentro de la 
red de Distribución y su correcta instalación en poste. .............................................. 99	
Figura 43 – Muestra un Equipo de Protección y Seccionamiento de la red 
eléctrica de Distribución montado en poste de concreto. ........................................... 99	
Figura 44 – Ilustra la imagen de una interrupción al usuario debido a efectos 
climatológicos. .......................................................................................................... 100	
Figuras 45 – Muestra la imagen de una línea de media tensión en 34 kV con 
personal de especializado realizando trabajos. ....................................................... 100	
Figura 46 – Ilustra la imagen de la red de baja tensión con cable forrado. .............. 101	
Figura 47 – Muestra la imagen de una línea de media tensión rural. ...................... 101	
Figura 48 – Muestra la imagen de una línea de media tensión urbana. .................. 102	
Figura 49 – Muestra la imagen de la disposición de una línea de media tensión. ... 103	
Figura 50 – Muestra la imagen de un diagrama de bloques para realizar 
maniobras en la red eléctrica de Distribución. ......................................................... 103	
Figura 51 – Muestra la imagen de restaurador con telecontrol montado en 
poste de concreto. .................................................................................................... 104	
Figura 52 – Muestra el ejemplo del diagrama de bloques para respaldar el 
servicio del sistema de transporte colectivo Metro en la Ciudad de México. ........... 105	
Figura 53 – Muestra el alcance de la red general de Distribución. .......................... 106	
Figura 54 – Muestra la imagen de una subestación eléctrica. ................................. 107	
Figura 55 – Muestra la imagen del servicio electrico en la red de Distribución. ...... 107	
Figura 56 – Muestra la imagen la disposición de un transformador de 
distribucion tipo poste. .............................................................................................. 108	
Figura 57 – Muestra la imagen de la Unidad Central Maestra en la red de 
distribución. .............................................................................................................. 110	
Figura 58 – Muestra la imagen de la Unidad Central Remota en arreglo con 
restaurador. .............................................................................................................. 111	
 
viii 
 
 
Índice de tablas. 
 
Tabla 1 - Hace referencia a las demandas esperadas con las condiciones 
actuales de la red eléctrica de distribución. ................................................21	
Tabla 2- Demandas máximas, pérdidas y regulación; en los circuitos de 
distribución de S.E Parres Móvil (PRM). ..................................................... 13	
Tabla 3 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de la S.E Coapa (COA). .. 16	
Tabla 4 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de distribución de 
la S.E. Contreras (CRS). ............................................................................. 33	
Tabla 5 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de distribución de 
la S.E Olivar (OLI) involucrados en el proyecto. .......................................... 23	
Tabla 6 - Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E. Parres 
Móvil (PRM). ................................................................................................ 40	
Tabla 7 - Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E 
Coapa (COA). .............................................................................................. 40	
Tabla 8 - Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E Contreras 
(CRS). .......................................................................................................... 40	
Tabla 9 - Demandas y pérdidas de las SE'S involucradas. ........................................ 41	
Tabla 10 - Muestra las demandas y pérdidas técnicas que tomará cada 
alimentador de la S.E El Rosal (RSL). ........................................................ 42	
Tabla 11 - Muestra una disminución en la demanda de los alimentadores de S.E 
Coapa (COA), con la redistribución de la S.E. El Rosal (RSL). .................. 43	
Tabla 12 - Muestra una disminución en la demanda de los alimentadores de S.E. 
Contreras (CRS), con la redistribución de la S.E. El Rosal (RSL). ............. 43	
Tabla 13 - Comparativo de cargas y demandas nuevas de las subestaciones 
involucradas. ............................................................................................... 43	
Tabla 14 - Costo de inversión opción 1, con 2 transformadores de potencia. ........... 33	
Tabla 15 - Costo de inversión opción 1 con transformador de potencia. ................... 34	
Tabla 16 - Hace referencia a las demandas esperadas con las condiciones 
actuales de la red eléctrica de distribución en forma mensual. ................... 35	
Tabla 17 - Demandas máximas por banco, S.E Coapa y Parres Móvil. ................... 37	
Tabla 18 - Capacidad instalada en S.E. Coapa (COA) y S.E. Parres Móvil (PRM). . 38	
Tabla 19 - Capacidad instalada en S.E. Coapa (COA) y El Rosal (RSL). ................. 38	
Tabla 20 - Tabla de beneficios y costos con S.E Rosal. ............................................ 51	
Tabla 21 - Muestra las demandas de las subestaciones involucradas en la 
opción 2 ....................................................................................................... 54	
Tabla 22 - Demandas y pérdidas de circuitos S.E. Contreras (CRS) involucrados 
en la opción 2. ............................................................................................. 45	
Tabla 23 - Demandas y pérdidas de circuitos S.E Odón de Buen (ODB), 
involucrados en la opción 2. ........................................................................ 46	
Tabla 24 - Demandas y pérdidas de circuitos involucrados S.E. Olivar (OLI), en la 
opción 2. ...................................................................................................... 46	
Tabla 25 - Muestra las condiciones operativas de las subestaciones involucradas 
en la opción 2 sin proyecto. ......................................................................... 46	
 
ix 
 
Tabla 26 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E Contreras (CRS), 
involucrados en la opción 2. ........................................................................ 48	
Tabla 27- Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E Odon de Buen (ODB), 
involucrados en la opción 2. ........................................................................ 48	
Tabla 28 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E Olivar (OLI), 
involucrados en la opción 2. ........................................................................ 48	
Tabla 29 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E proyectada 
Biometropolis (BIO) en la opción 2. ............................................................. 49	
Tabla 30 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E involucrados en la 
opción 2. ...................................................................................................... 60	
Tabla 31 - Costo de inversión opción 2 con transformador de potencia. ................... 61	
Tabla 32 - Demandas de las subestaciones Contreras (CRS), Odón de Buen 
(ODB) y Olivar (OLI) involucradas. .............................................................. 62	
Tabla 33 - Demandas y pérdidas 2009 - 2019 S.E. Contreras (CRS), Odón de 
Buen (ODB) y Olivar (OLI). .......................................................................... 63	
Tabla 34 - Demandas de bancos de subestaciones involucradas. ............................ 64	
Tabla 35 - Demandas máximas de subestaciones involucradas. .............................. 55	
Tabla 36 - Capacidad instalada proyectada con S.E. Biometropolis (BIO). ............... 56	
Tabla 37 - Tabla de beneficios y costos con S.E. Biometropolis ............................... 57	
Tabla 38 - Comparativo de opciones. ........................................................................ 70	
Tabla 39 - Datos básicos de circuitos involucrados en la puesta en servicio. ........... 72	
Tabla 40 - Datos básicos de los nuevos circuitos. ..................................................... 73	
Tabla 41 - Avance en reubicación de EPROSEC. ..................................................... 88	
Tabla 42 - Programa en instalación de EPROSEC. ................................................... 89	
 
 
 
1 
 
Capítulo I 
 
Introducción. 
En el presente documento se desarrolla un análisis técnico y económico modelado 
en SynerGee sobre la evaluación técnica y económica para la puesta en servicio de 
una nueva Subestación Eléctrica (S.E.) en el ámbito de la Zona Sur de la Ciudad de 
México, en respuesta a las condiciones de demanda actual que aqueja a la Comisión 
Federal de Electricidad (CFE). 
 
Como primera parte, se analiza la problemática a detalle del abastecimiento de 
energía eléctrica ante la creciente demanda de los clientes de la CFE, en donde 
además del crecimiento acelerado de la población que representa el sector 
doméstico, también se presenta un reto importante poder suministrar la energía 
eléctrica con calidad al sector industrial, que es uno de los principales consumidores 
del producto que se oferta en la empresa. 1 
 
La relevancia del proyecto aquí analizado tiene beneficios adicionales para la CFE, 
aunado a poder resolver el problema de la insuficiencia en la capacidad de 
suministro para los años futuros, pues a partir de las evaluaciones económicas y 
técnicas de viabilidad mediante el modelado en SynerGEE para la puesta en servicio 
de la Subestación El Rosal, se muestra el impacto que se tendrá en la reducción de 
las pérdidas técnicas de energía eléctrica2, así mismo dará mayor flexibilidad a la red 
 
1 SIRE 2015 
2 Normatividad CFE. Procedimiento para la determinación de Pérdidas de Energía en el 
Sistema Eléctrico de Distribución. (PESED). Subdirección de Distribución. 32 p. 
 
2 
 
eléctrica en caso de un disturbio para poder restablecer de manera oportuna, en 
menor tiempo y con menor número de usuarios afectados, repercutiendo en un 
indicador clave de esta CFE que es al Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). 
 
Como segunda parte se describen los criterios y la metodología de la instalación de 
Equipo de Protección y Seccionamiento (Eprosec) telecontrolado y/o manual, el cualpermitirá disminuir los tiempos de restablecimiento ante contingencias y 
desplazamiento del personal de campo en trabajos programados y de emergencia; 
logrando con ello, hacer más eficiente el proceso de mantenimiento de las redes 
eléctricas de media tensión con el recurso humano3. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 Normatividad CFE. Procedimiento N-4001-1855 para el análisis e instalación de equipos de 
protección y seccionamiento telecontrolados en circuitos de media tensión. 
 
3 
 
Capítulo II 
 
SynerGEE 
El SynerGEE es un paquete de programas desarrollado por Germanischer Lloyd 
(GL), diseñado para ayudar en la simulación, análisis, planificación de alimentadores, 
subestaciones y redes de distribución. El programa está basado en una 
programación orientada a objetos que consiste en un modelado altamente detallado 
de dispositivos eléctricos tales como líneas, transformadores, cargas, capacitores, 
etc.; provee una interfaz gráfica de fácil uso diseñada para hacer el modelado y la 
digitalización de una forma conveniente y sencilla, utilizando formas de “drag-and-
drop” (arrastre y suelte). El SynerGEE permite crear modelos de manera rápida que 
reflejen de forma precisa el sistema de distribución actual4. 
SynerGEE es capaz de modelar en los siguientes tres tipos diferentes de sistemas: 
• Radiales 
• Anillados 
• Mallados 
2.1- Modelado en SynerGEE 
 
La herramienta del SynerGEE nos permite en gran manera realizar simulaciones de 
la red eléctrica de media tensión, previo dibujo de las instalaciones de los circuitos de 
media y baja tensión, con sus atributos (tipo de conductor, calibre, impedancia, 
distancia, etc.) logrando identificar los segmentos, secciones de líneas en los cuales 
se tienen problemáticas específicas como lo son las pérdidas técnicas. Es muy 
 
4 SYNERGEE CFE. Modelado, digitalización y edición de elementos en SynerGEE, Uso 
Ejecutivo. Fecha de consulta noviembre 2012. 
 
4 
 
similar al programa FeederAll de la empresa ABB, pero este posee aspectos más 
operativos tales como el estudio del corto circuito en un punto específico, corridas de 
flujos eléctricos, instalación de bancos de capacitores, entre otros. 
SynerGEE trabaja principalmente con dos archivos para analizar el comportamiento 
de un sistema eléctrico de distribución: 
• Modelo: Archivo donde se encuentra la información geográfica y eléctrica 
de los elementos modelados en el programa. La información eléctrica se 
refiere a los ajustes, distancias que tiene cada elemento eléctrico. 
• Warehouse (o Almacén): Contiene las características eléctricas primitivas 
de cada elemento eléctrico que después se alterarán mediante los ajustes 
que se programan en el Modelo. 
2.2.- Análisis que se pueden efectuar en SynerGEE5. 
Los análisis que se pueden realizar en el sistema SynerGEE son los siguientes: 
1. Análisis de flujos radiales balanceados. 
2. Análisis de flujos radiales desbalanceados. 
3. Análisis de circuitos con anillos. 
4. Aplicación óptima de capacitores. 
5. Arranque de motores. 
6. Optimización de la configuración de la red. 
7. Análisis de corto circuito. 
8. Verificación de la coordinación de protecciones. 
 
5 Germanischer Lloyd, SynerGEE Electric 3.8.3, Technical Reference 2013. 
 
5 
 
2.2.1.- Flujos radiales balanceados: 
 
• Provee soluciones exactas para los voltajes de nodos y las cargas de los 
alimentadores, utilizando un algoritmo de flujos de potencia de C.A. 
• Los resultados son presentados en forma tabular o de gráficas de perfiles de 
voltaje, corriente, reactivos, etc. 
2.2.2.- Flujos radiales desbalanceados: 
 
• Provee soluciones exactas para los voltajes de nodos y las cargas de los 
alimentadores, utilizando un algoritmo de flujos de potencia de C.A. 
• Los resultados son presentados en forma tabular o de gráficas de perfiles de 
voltaje, corriente, reactivos, etc. 
2.2.3.- Análisis de circuitos con anillos: 
 
• Cuenta con un algoritmo de flujos de carga con un equivalente monofásico, 
para simular el análisis de circuitos con ramales monofásicos. 
2.2.4.- Aplicación óptima de capacitores: 
 
• Aplica la optimización en la localización y dimensionamiento (capacidad del 
banco) de capacitores, para minimizar los costos totales; satisfaciendo las 
restricciones. 
2.2.5.- Arranque de motores: 
 
• Calcula el abatimiento del voltaje y los requerimientos de corriente derivados 
del arranque de motores trifásicos grandes (de 10 a 10 000 H.P.), incluyendo 
el efecto de los capacitores de arranque. 
 
6 
 
2.2.6.- Optimización de la configuración de la red: 
 
• Permite el análisis de los circuitos en forma mallada, para encontrar la 
configuración óptima de la red; conforme al criterio seleccionado para 
reducción de pérdidas, mejora de la confiabilidad o mejora de los voltajes. 
2.2.7.- Análisis de corto circuito: 
 
• Determina las corrientes simétricas de falla, para fallas: trifásica, de línea a 
tierra, de línea a línea y de 2 líneas a tierra. 
2.2.8.- Verificación de la coordinación de protecciones: 
 
• Verifica la coordinación de los equipos de protección de los circuitos. 
• Las presentaciones gráficas dan las características de tiempo/corriente para 
los relevadores, fusibles y restauradores. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
 
Capítulo III 
 
Definición del problema y alcance de la investigación. 
 
En la ciudad de México existen áreas con una alta densidad de carga donde los 
circuitos de distribución operan con un alto valor de pérdidas de energía y los bancos 
de transformación en las subestaciones operan próximos al límite de su capacidad, 
una de estas áreas es Villa Coapa, Tlalpan, Coyoacán y sus alrededores; en donde 
la energía eléctrica es suministrada por las subestaciones Coapa, Taxqueña, 
Contreras y Odón de Buen. 
 
Los bancos de transformación de subestaciones como Coapa y Taxqueña se 
encuentran operando próximos al límite de su capacidad nominal. La demanda 
máxima de las Subestaciones o bancos involucrados que se espera registrar para el 
año 2019, según el mercado eléctrico de la zona en estudio es la siguiente: 
 
8 
 
Tabla 1 - Hace referencia a las demandas esperadas con las condiciones actuales de 
la red eléctrica de distribución. 
 
Este estudio tiene como alcance el ámbito de la Zona Universidad de la División de 
Distribución Valle de México Sur6, de la Comisión Federal de Electricidad, 
considerando únicamente las instalaciones actuales, los circuitos y los bancos 
existentes, para el año 2017 se esperan valores altos en las pérdidas de energía y 
una sobrecarga en algunos bancos de transformación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 Ingeniería básica S.E. El Rosal, CFE Oficina de Optimización (2016) 
 
 
9 
 
Capítulo IV 
 
 
Objetivo. 
 
Realizar un estudio de la situación actual que impera en las instalaciones eléctricas 
de media tensión que suministran energía eléctrica a los usuarios de la Zona Sur del 
Valle de México, en el cual se apreciarán las limitantes con las que se cuenta para 
atender las solicitudes que diariamente se demandan y, sobre todo, con calidad y 
continuidad en el suministro eléctrico. Asimismo, se propone un análisis del costo 
beneficio7 que puede brindar la instalación de una subestación eléctrica en el Valle 
de México para robustecer y dar mayor flexibilidad a la operación de dicha Zona, 
logrando con ello la satisfacción y lealtad de los clientes de esta CFE. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 CFE, (2016). Evaluación económica de proyectos de inversión, México: Sistema de 
Administración de Distribución SIAD. 
 
10 
 
Capítulo V 
Información básica. 
En las siguientes tablas se muestran la demanda de los circuitos de media tensión delas subestaciones involucradas, SIN PROYECTO en el área de estudio para el año 
2019, se apreciarán valores de regulación altos así mismo valores de demandas 
altas por el número de usuarios que cada circuito de media tensión tiene lo cual 
depende en gran manera de la propia topología de los circuitos los cuales en algunos 
casos superan los 30 km de longitud, con calibres de conductor no apropiados para 
la demanda.8 
 
S. E. Parres Móvil (PRM) 
 
La subestación Parres Móvil, es una subestación como su nombre lo indica móvil la 
cual fue instalada de manera emergente por la extinta Luz y Fuerza del Centro con la 
finalidad de atender los requerimientos de abastecimiento de energía eléctrica que se 
tenían en ese entonces (año 1980), ya que por cuestiones presupuestales no 
pudieron concluir con un proyecto que permitiera el suministro de energía eléctrica 
de manera formal, dicha subestación se encuentra ubicada en la calle 5 de Mayo y 
calle del Rosal, en la Colonia San Pedro Mártir, de la Delegación Tlalpan, está 
integrada por un banco móvil de 60 MVA conectado en derivación por las líneas de 
230 kV, PRM-93E20-CRS y PRM-93170-TOP,con una relación de transformación de 
230/23 kV, tal como se muestra en las figuras 1 y 2. 
 
8 Ingeniería básica S.E. El Rosal, CFE Oficina de Optimización (2016) 
 
 
11 
 
 
 
 
 Figura 1 - Diagrama unifilar en 230 kV, de la S.E. Parres Móvil (PRM). 
 
60 MVA 
 
12 
 
 
Figura 2 - Diagrama unifilar en 23 kV, de la S.E. Parres Móvil (PRM), mostrándola 
disposición de los alimentadores en media tensión en arreglo simple. 
 
 
 
 
13 
 
Derivado de lo anterior y pese a que no se tenía una infraestructura eléctrica de 
media tensión que permitiera la conducción de la energía de manera eficiente, se 
presentaban fuertes pérdidas de energía y porcentajes de regulación altos, los cuales 
se muestran en la siguiente tabla con los circuitos de media tensión (23 kV) de dicha 
subestación. 
 
Tabla 2- Demandas máximas, pérdidas y regulación; en los circuitos de distribución 
de S.E Parres Móvil (PRM). 
 
 
 
 
S. E. Coapa (COA). 
 
La subestación Coapa, se encuentra ubicada en la calle Ejido, de la Colonia 
Tepepan, en la Delegación Xochimilco; distribuye la energía eléctrica de media 
tensión en 23 kV con 12 circuitos de distribución, los cuales abastecen en un 80% la 
Delegación Xochimilco, 30% la Delegación Tlalpan, 30% la Delegación Coyoacán; lo 
cual hace que sea de suma importancia la confiabilidad de esta subestación. En 
aspectos de operación y mantenimiento; estos circuitos de media tensión se 
encuentran repartidos en 3 bancos de potencia de 60 MVA, con una relación de 
transformación de 230/23 kV, tal como se aprecia en las siguientes figuras 3 y 4: 
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
PRM-21 13 147 339 6,77
PRM-22 13 848 297 4,42
PRM-23 11 471 117 1,85
PRM-24 9 715 82 1,93
TOTAL 48 181 835 6,77
 
14 
 
 
Figura 3 - Diagrama unifilar 230 kV de la S.E Coapa (COA). Arreglo en subestación 
de interruptor y medio. 
 
 
 
 
 
15 
 
 
Figura 4 - Diagrama unifilar 23 kV de la S.E Coapa (COA), mostrando la distribución 
de alimentadores en 23 kV, el arreglo en subestación de interruptor y medio. 
 
 
16 
 
Cabe señalar que estos circuitos presentan demandas en promedio de 13.5 MW; así 
como pérdidas significativas, ya que por circuito se pierden en su trayectoria 290 kW 
en promedio por cada uno de ellos. Así mismo, se muestra que la subestación se 
encuentra al 90% de su capacidad instalada. 
 
Tabla 3 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de la S.E Coapa 
(COA). 
 
 
 
 
S. E. Contreras (CRS). 
 
La subestación Contreras se ubica la calle Gavillero S/N, en la colonia San Nicolás 
Totolapan; cuenta con 3 bancos de 60 MW con capacidad para 16 circuitos de 
distribución, de los cuales 10 están en operación y 2 en proceso de construcción, los 
cuales corresponden a la Zona de Distribución Universidad, 4 están en servicio y 
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
COA-21 18	709 877 10,31
COA-21X 9	949 178 3,44
COA-22 15	494 115 2,01
COA-23 16	609 418 4,53
COA-23X 8	057 96 2,11
COA-24 12	666 123 1,87
COA-25 16	530 497 5,45
COA-25X 7	221 76 1,69
COA-26 15	705 306 3,72
COA-27 16	438 261 3,41
COA-27X 7	936 139 4,79
COA-28 15	910 384 4,77
TOTAL 161	225 3	469 10,31
 
17 
 
corresponden a la Zona de Distribución Lomas. Una vez concluido el proceso 
constructivo de los alimentadores y su respectiva puesta en operación, ayudarán en 
la optimización de la red de distribución en el oriente de la delegación Tlalpan, dando 
como resultado una capacidad mayor en la red para la atención oportuna de las 
nuevas solicitudes que de esa área se generen, cabe señalar que dicha subestación 
da respaldo a la subestaciones Parres Móvil y Coapa para transferencias de carga 
en la red en caso de contingencias, logrando recuperar el 100% de la carga afectada 
entre esas subestaciones. 
 
La densidad de carga y usuarios es grande, en promedio cada alimentador 
suministra el flujo eléctrico a 13 mil usuarios con una demanda de 11 MW, toda vez 
que la topología que presentan es extensa en longitud atendiendo colonias populares 
y de nivel económico alto, originando el aumento de pérdidas técnicas y no técnicas 
en promedio de 184 kW por circuito. A continuación, se muestran los diagramas 
unifilares de la S.E. Contreras y sus tablas de demandas y pérdidas de la misma, las 
cuales nos permiten apreciar la particularidad de esta subestación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
18 
 
 
 
 
 
Figura 5 - Diagrama unifilar 230 kV S.E Contreras (CRS). Arreglo de interruptor y 
medio. 
 
 
 
19 
 
ÁREA DE CONTROL
CENTRAL
52011
T 01 T.P.
53081
52021
T 02
52031
T 03
55011
55010
C 01
55021
55020
C 02
53093
53070
53071
53073
53090
53091
58790
58791
58792
53080 
53083
53100
53103
53101
58800
58801
58802
53020
53021
53023
53060
53063
53061
58260
58261
58262
A
O
B
D
I
S
T
R
53010
53011
53013
53050
53053
53051
58150
58151
58152
53030
53031
53033
53110
53113
53111
58310
58311
58312
53040
53041
53043
53120
53123
53121
58420
58421
58422
T.P.
55031
55030
C 03
A
O
B
D
I
S
T
R
NOTA: AL NOMBRE DE LOS
EQUIPOS LE SIGUE EL NOMBRE DEL
CIRCUITO AL QUE PERTENECE
A
O
B
D
I
S
T
R
55037
55017
55027
ACTUALIZACIÓN:
2014/06/20 C.F.E
SUBESTACIÓN
CONTRERAS
NOMENCLATURA:
CRS 23 kV
52014
53135
58345
53137
52024
52034
T.P.
CENACE
ACCEL
SUBAREA DE CONTROL 
METROPOLITANA
TS
P 
152114
TS
P 
252234
53133
5C017
5C027
58341
53139
5314758342
53149
5C047
53143
5C037
53145
5C057
53141
53155
58565
5315753153
5C077
5C087
58561
53159
5316758562
53169
5C107
53163
5C097
53165
53151
5C067
INTERRUPTOR EN CELDA 
METALICA
BLINDADA EN SF6
53010-CRS21 53020-CRS23
53030-CRS25
53040-CRS27
53135-CHEMAX
53050-CRS22 53060-CRS24
53110-PEDREGAL 
SAN NICOLAS 53120-PADIERNA53145-ESPN TV
53155-ALIM 3
53070-CRS26 53080-CRS28
53165-ALIM 4
53090-CRS25X
53100-TIERRA
COLORADA
 
Figura 6 - Diagrama unifilar 23 kV S.E Contreras (CRS), arreglo de interruptor y 
medio. 
 
20 
 
 
Tabla 4 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de distribución de la 
S.E. Contreras (CRS). 
 
 
S.E. Olivar (OLI). 
Se localiza en la calle Rómulo O'Farril 372/b, Colonia Olivar de los Padres, en la 
Delegación Álvaro Obregón; cuenta con dos bancos de 60 MW los cuales se utilizan 
como respaldo para la red de distribución de los circuitos de la subestación Contreras 
pertenecientes a la Zona de Distribución Universidad y la Zona de Distribución 
Lomas; en promedio tienen una demanda de 9.5 MW por alimentador y pérdidas 
técnicas de 79 kW por circuito. A continuación, se muestra el diagrama unifilar de la 
subestación en 230 y 23 kV, así como su Tabla de demandas y pérdidas de los 
circuitos involucrados. 
 
 
 
CIRCUITODemanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
% 
CRS-25X 5	904 40 1,15
CRS-26 11	198 151 2,23
CRS-21 13	552 233 3,20
CRS-21X 9	291 218 3,99
CRS-23X 14	567 232 3,17
CRS-24 11	376 36 0,71
CRS-25 8	977 135 2,56
CRS-27 8	367 52 1,04
CRS-23 11	959 356 5,01
CRS	22 14	733 382 4,72
TOTAL 109	924 1	835 5,01
 
21 
 
ÁREA DE CONTROL
CENTRAL
99120 
B1 230 kV
9C017
93E30 OLI-93E30-ODBOLI-93E80-BRN 93E80
T1
9202092010
T2
T.P.T.P.
650 m.
CABLE
3 m. de
Línea
ALD
Apartarrayos
3 m. de
Línea
650 m.
CABLE
ALD
CABLE = 443 MVA* DE
POTENCIA
X LPE
SUBESTACIÓN
OLIVAR
NOMENCLATURA:
OLI 230 kV
ACTUALIZACIÓN:
2010/12/22CENACE
NOTA:
TODOS LOS NUMEROS LLEVAN LA 
ABREVIATURA DE LA INSTALACIÓN
C.F.E.
92011
92012
92021
92022
93E81
93E82
93E89 93E31
93E32
93E39
9C027
99127 99227
99121 99122 
B2 230 kV
93E87
9C037 9C047
9C07792017 9C087 92027
9C117 9C127
93E37
OLI-93F30-SNG OLI-93F40-SNG93F3093F39 93F31
93F329C0679C05793F37
93F4093F41
93F42
93F49
93F479C1079C097
 
Figura7 - Diagrama unifilar 230 kV S.E Olivar (OLI), arreglo de barra 1 y barra 2. 
 
 
 
 
22 
 
ÁREA DE CONTROL
CENTRAL
NOTA :
AL NOMBRE DE LOS EQUIPOS LE SIGUE EL
NOMBRE DEL CIRCUITO AL QUE PERTENECE
52029
T2
52019
SP2
58260
58263
58266
OLI -25
53020
53021
53029
OLI- 24
53060
53069
53061
55021
55020 
C 2
A
O
B
D
I
S
T
R
55B27
58370
58373
58376
53030
53031
53039
OLI -27
53070
53079
53071
OLI- 23
58480
58483
58486
53040
53041
53049
53080
53089
53081
SP1
OLI -29
(CENACE)
OLI- 26
(TELEVISA)
T.P.
55011
55010
C 1
A
O
B
D
I
S
T
R
55B1755A17 55C17
55C2755A27
T1
58150
58153
58156
53010
53011
53019
OLI- 21
53050
53059
53051
OLI- 22
(TV AZTECA)
T.P.
55031
55030 
C 3
A
O
B
D
I
S
T
R
55B3755A37 55C37
ACTUALIZACIÓN:
2006/06/28
REVISO:
P.M.U.P.
DIBUJO:
M.G.B.
SUBESTACIÓN
OLIVAR
NOMENCLATURA:
OLI 23 kV
escritorio\diagunif\23-kV-O-S-.ppt
52114
52124 52014
52024
 
 
Figura 8 - Diagrama unifilar 23 kV S.E. Olivar (OLI), arreglo de interruptor y medio. 
 
 
23 
 
Tabla 5 - Demandas máximas y pérdidas en los circuitos de distribución de la S.E 
Olivar (OLI) involucrados en el proyecto. 
 
 
 
De lo anterior, se observa que las S. E. Parres Móvil y Coapa operarán en los límites 
de su capacidad para el año 2017, por lo que es vital y urgente atender esta 
problemática presentando alternativas viables que permitan garantizar la continuidad 
y la confiabilidad de la red eléctrica de distribución hacia los usuarios existentes y 
futuros, por lo anterior se presentan dos opciones de solución, modeladas ambas en 
SynerGEE, considerando aspectos técnicos y económicos. 
 
• La primera opción para solucionar la problemática es la construcción de la 
nueva subestación eléctrica intercalada en anillo denominada EL ROSAL BCO 
1 y 2, ubicada en el terreno disponible adjunto a donde actualmente se 
encuentra la S. E. Parres Móvil. 
 
• La segunda opción es la construcción de una subestación eléctrica intercalada 
en anillo, con arreglo en derivación (TAP) denominada, BIOMETROPOLIS 
BCO 1 y 2, en un terreno propuesto por el Departamento de Construcción, de 
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
% 
OLI-22 12 688 126 1,88
OLI-23 10 309 104 2,00
OLI-25 11 102 73 1,16
OLI-26 3 966 12 0,50
TOTAL 38 065 315 2,00
 
24 
 
la División Valle de México Sur, donde la reconfiguración se llevaría 
principalmente en los alimentadores de media tensión de la S. E. Contreras.9 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 Ingeniería básica S.E. El Rosal, CFE Oficina de Optimización (2016) 
 
 
25 
 
Capítulo VI 
 
Formulación de opciones. 
 
Existen 3 variables por considerar en la localización de una subestación10, los cuales 
se enumeran y describen en la figura anexa: 
1. Centro geográfico. 
2. Centro de carga. 
3. Centro de pérdidas mínimas. 
 
Figura 9 - Distribución de energía, método de los polígonos. 
 
La distribución de energía eléctrica se satisface con un conjunto de subestaciones, 
las cuales deberán cubrir las necesidades de demanda de un territorio. Los 
 
10 Willis, H. L., Power Distribution Planning Reference Book, 2nd. Edition, Marcel Dekker, 
2004. 1467 p. 
 
 
26 
 
alimentadores emanan de cada subestación, distribuyendo energía dentro de sus 
propias áreas de servicio. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
27 
 
Capítulo VII 
Análisis de opciones de solución - Opción 1 
 
S.E. El Rosal, localizada entre calle 5 de Mayo y calle del Rosal, en la Delegación 
Tlalpan, en la Ciudad de México. En esta opción se plantea la redistribución de 
cargas para las subestaciones Parres Móvil, Coapa y Contreras; optimizando los 
flujos de energía eléctrica. 
 
 
Figura 10 - Ubicación geográfica de las subestaciones Parres Móvil, Coapa y 
Contreras; así como la propuesta de la S.E. El Rosal. 
 
S.E. EL ROSAL opción 1 
 
28 
 
De acuerdo con el área de influencia de la subestación propuesta, los circuitos que 
están involucrados son los siguientes y se muestran también sus demandas para el 
año 2016 SIN PROYECTO.11 
 
 
Figura 11 - Condición geográfica de los alimentadores de la red de distribución 
involucrados a la S.E. Parres Móvil. 
Derivado de lo anterior, se muestran los circuitos involucrados en la opción 1. 
 
 
11 Ingeniería básica S.E. El Rosal, CFE Oficina de Optimización (2016) 
S.E. CRS 
S.E. COA 
S.E. PRM 
 
29 
 
Tabla 6 - Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E. Parres Móvil 
(PRM). 
 
 
 
 
Tabla 7 - Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E Coapa (COA). 
 
 
 
 
Tabla 8- Demandas y pérdidas de los circuitos involucrados de la S.E Contreras 
(CRS). 
 
 
 
Por lo anterior, tendremos los siguientes datos en demanda, pérdidas y regulación de 
cada subestación en cuestión. 
 
 
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
PRM-21 13 147 339 6,77
PRM-22 13 848 297 4,42
PRM-23 11 471 117 1,85
PRM-24 9 715 82 1,93
SUBTOTAL 48 181 835 6,77
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
COA-23 16 606 535 6,04
COA-27X 7 936 139 4,79
COA-28 15 910 384 4,77
SUBTOTAL 40 452 1 058 6,04
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
% 
CRS-23 11 959 356 5,01
CRS 22 14 733 382 4,72
SUBTOTAL 26 692 738 5,01 
 
30 
 
Tabla 9 - Demandas y pérdidas de las SE'S involucradas. 
 
 
 
Se considera favorable la siguiente distribución de carga en los circuitos 
involucrados. 
 
 
 
Figura12–Muestra de la topología de los circuitos involucrados en la opción 1, con la 
entrada en operación de la subestación El Rosal. 
 
 
En las siguientes tablas se muestra la demanda de los circuitos de los bancos 
involucrados CON PROYECTO, en el área de estudio para el año 2016. 
 
SUBESTACIÓN Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
PARRES MÓVIL 48 181 835 6,77
COAPA 40 452 1 058 6,04
CONTRERAS 26 692 738 5,01
TOTAL 115 325 2 631 6,77
S.E. EL ROSAL 
S.E. CONTRERAS 
S.E. COAPA 
 
31 
 
Tabla 10 - Muestra las demandas y pérdidas técnicas que tomará cada alimentador 
de la S.E El Rosal (RSL). 
 
 
 
Tabla 11 - Muestra una disminución en la demanda de los alimentadores de S.E 
Coapa (COA), con la redistribución de la S.E. El Rosal (RSL). 
 
 
 
 
 
CIRCUITO Demanda [kW] 
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
% 
RSL53015 3 349 8 0,56
RSL53025 6 427 36 1,08
RSL53035 3 579 7 0,34
RSL53045 6 995 59 1,71
RSL 53055 5 344 73 2,26
RSL 53065 2 071 11 0,73
RSL 53075 3 997 16 0,61
RSL 53085 2 305 6 0,37
RSL 53095 4 465 72 2,55
RSL 53115 1 631 18 2,08
RSL 53125 3 396 7 0,38
RSL 53135 6 999 68 1,31
RSL 53145 6 693 61 2,06
RSL 53155 4 031 37 1,43
RSL 53165 5 382 41 1,07
RSL 53175 6 162 64 1,87
SUBTOTAL 72 819 585 2,26
CIRCUITO Demanda[kW] 
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
COA-23 9 632 112 2,21
COA-27X 6 302 66 2,02
COA-28 9 074 88 1,76
SUBTOTAL 25 009 267 2,21
 
32 
 
 
Tabla 12- Muestra una disminución en la demanda de los alimentadores de S.E. 
Contreras (CRS), con la redistribución de la S.E. El Rosal (RSL). 
 
CIRCUITO Demanda [kW] 
Pérdidas 
[kW] 
Reg. 
% 
CRS-23 10 456 250 4,05 
CRS 22 7 041 60 1,63 
SUBTOTAL 17 497 310 4,05 
 
 
Por lo anterior, a nivel subestación se tendría una reducción en demanda y pérdidas 
como se aprecia en la siguiente tabla: 
 
Tabla 13 - Comparativo de cargas y demandas nuevas de las subestaciones 
involucradas. 
 
 
 
Los alimentadores de media tensión de S.E. Parres Móvil se modifican y renombran 
con respecto a los alimentadores de S.E. El Rosal, así mismo los nuevos 
alimentadores de media tensión coadyuvarán en la reconfiguración de los circuitos 
existentes involucrados de la S.E. Coapa y la S.E. Contreras, permitiendo con ello la 
optimización de la zona geográfica que antes alimentaban, asegurado la confiabilidad 
del suministro eléctrico a 222 mil usuarios. 
 
CIRCUITO Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg. 
%
EL ROSAL 72 819 585 2,26
COAPA 25 009 267 2,21
CONTRERAS 17 497 310 4,05
TOTAL 115 325 1 162 5,45
 
33 
 
7.1- Características. 
La S.E. El Rosal estará conectada en anillo con las subestaciones Contreras y 
Coapa, mismas que al encontrarse la S.E. Parres Móvil daban el respaldo de manera 
radial. Ahora con este nuevo diseño, la confiabilidad en alta tensión se mejora con 
respecto al anterior diseño operativo, garantizando y robusteciendo la confiabilidad 
de la subestación, la cual se diseña para alimentar con 16 circuitos de distribución 
configurados estratégicamente, los cuales serán atendidos de la siguiente manera: 7 
para la Zona de Distribución Universidad y 9 para la Zona de Distribución Coapa, las 
características de diseño de construcción son las siguientes. 
 
Transformador: 2T-3F-60,0 MVA-230/23 kV 2/16/A – 0/7,2 MVAR 
Línea de Alta Tensión: 230 kV-2C- 0,8 km-1113-ACSR-PT 
Línea de Media Tensión: 23 kV-1C- 40,0 km- 500 Al XLP Y 23 kV-1C- 11,4 km- 477 
AAC 
 
7.2- Costo de la inversión. 
Este se obtiene de los estudios técnicos realizados en el Módulo de Inversiones del 
SIAD (Sistema Integral de Administración de Distribución de CFE), en el módulo de 
Planeación, considerando las obras relacionadas con el proyecto: 
 
Tabla 14 - Costo de inversión opción 1, con 2 transformadores de potencia. 
Descripción. U.M Inversión 
Subestación: k$ 140 518,84 
Construcción de Línea de Subtransmisión k$ 7 858,57 
Construcción de circuitos de Distribución: k$ 76 745,3 
Costo Total del PEM: k$ 225 122,71 
 
 
 
34 
 
 
Tabla 15- Costo de inversión opción 1 con transformador de potencia. 
Descripción U.M Inversión 
Subestación: k$ 69 399,03 
Construcción de Línea de Subtransmisión k$ 7 858,57 
Construcción de circuitos de Distribución: k$ 76 745,3 
Costo Total del PEM: k$ 154 002,90 
 
7.3- Factor de Carga (P. U.) 
Para calcularlo se consideró el total de la energía de la zona de estudio en un 
periodo del año 2015, dividiendo dicho valor entre el número total de horas que tiene 
el periodo (8,760), para posteriormente dividirlo sobre el valor de la suma de las 
demandas máxima del área de influencia de las Subestaciones involucradas (MW) 
desarrollado por el grupo interdisciplinario de la Gerencia de Planeación de la CFE. 
 
 
 
 
 
 
 
35 
 
Tabla 16 - Hace referencia a las demandas esperadas con las condiciones actuales 
de la red eléctrica de distribución en forma mensual. 
 
 
En la siguiente fórmula se calculó el factor de carga de la red. 
 
30,0
)22969)(8760(
392201909
))(8760(
)(.. ===
Demanda
VentasCF 
 
7.4 - Tasa de Crecimiento (P. U.) 
 
Con base en el pronóstico de carga para el área de estudio, se obtiene la tasa de 
crecimiento esperada en los próximos 10 años, tal como se muestra a continuación y 
basándonos en el mercado eléctrico desarrollado por el grupo interdisciplinario de la 
Gerencia de Planeación de la CFE. 
 
S.E BANCO MVA DEMANDA KW ENERO
DEMANDA KW 
FEBRERO
DEMANDA KW 
MARZO
DEMANDA KW 
ABRIL
DEMANDA KW 
MAYO
DEMANDA KW 
JUNIO
DEMANDA KW 
JULIO
DEMANDA KW 
AGOSTO
221-A 60 61081 65077 60717 64714 61081 61171 57538 52407
13193396 14056607 13114923 13978134 13193396 13213015 12428277 11319836
221-B 60 59582 55449 58537 57856 54087 62080 60944 57084
12869692 11977054 12644080 12496942 11682777 13409199 13163969 12330185
221-C 60 59491 55903 58901 57084 54541 55586 56948 52634
12850074 12075146 12722554 12330185 11780869 12006481 12300758 11368882
221-A 60 53406 56403 52497 51453 49319 53406 46003 47729
11535639 12183047 11339454 11113842 10652809 11535639 9936736 10309487
221-B 60 43279 42779 43597 41190 44414 43960 42234 40645
7749281 8207519 8277283 8347640 8418594 8490153 8562319 8635099
221-A 60 55222 54768 52634 51362 50863 50862 49864 49636
11928007 11829915 11368882 11094224 10986323 10996132 10770520 10721474P
A
R
R
ES
CONSUMO [kW/h]
C
O
A
PA
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO [kW/h]
C
O
N
TR
ER
A
S
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO [kW/h]
 
36 
 
De la tabla 1, a continuación, se muestra el cálculo de la tasa de crecimiento en el 
área de influencia del proyecto. 
 
 
Tasa de Crecimiento: Demanda Año Base: 189 MW (2009) 
 
 Demanda Año 10: 221 MW (2019) 
 
 
015,01
189
221.. 10 =-=CrT 
 
7.5 - Demanda máxima de las subestaciones involucradas. 
Se toma la demanda máxima del reporte del Mercado Eléctrico para las 
subestaciones con base a la guía de la Gerencia de Planeación de la CFE, 
involucradas para el año de entrada en operación de las obras (2016), dándonos un 
total de: 
 
37 
 
 
Tabla 17- Demandas máximas por banco, S.E Coapa y Parres Móvil. 
 
 
Nota: para efectos de análisis, se excluyen los bancos de la S.E. Contreras y se 
considera la demanda de los 2 circuitos involucrados, dentro de la demanda del 
banco de la S. E. Parres Móvil, ya que estas secciones de circuito se encuentran 
dentro del área de influencia de la S. E. Parres Móvil. 
 
7.6 - Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación sin proyecto M.T. (MW) 
 
Se considera la capacidad de transformación instalada en los bancos o 
subestaciones (AT/MT) involucradas, expresadas en MW, de la siguiente manera: 
S.E. COAPA BCO 1 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. COAPA BCO 2 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. COAPA BCO 3 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
 S.E. PARRES MOVIL BCO1 = 45 MVA X 0,95 = 43 MW 
 
 
SUBESTACIÓN DEMANDA MÁXIMA (MW)
COAPA BCO 1 68
COAPA BCO 2 60
COAPA BCO 3 33
PARRES MOVIL BCO 1 57
TOTAL 218
 
38 
 
 
Tabla 18 - Capacidad instalada en S.E. Coapa (COA) y S.E. Parres Móvil (PRM). 
 
 
 
7.7 - Capacidad instalada de las subestaciones o bancos involucrados en la 
fecha de entrada en operación con proyecto M.T. (MW) 
 
Se considera la capacidad de transformación instalada en los bancos o 
subestaciones (AT/MT) involucradas, expresadas en MW de la siguiente manera: 
 
S.E. COAPA BCO 1 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. COAPA BCO 2 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. COAPA BCO 3 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. EL ROSAL BCO 1= 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
S.E. EL ROSAL BCO 2 = 60 MVA X 0,95 = 57 MW 
 
Tabla 19 - Capacidad instalada en S.E. Coapa (COA) y El Rosal (RSL). 
 
 
 
CAPACIDAD
MW
COAPA BCO 1 57
COAPA BCO 2 57
COAPA BCO 3 57
PARRES MOVIL BCO 1 43
Total 214
SUBESTACION
CAPACIDAD
MW
COAPA BCO 1 57
COAPA BCO 2 57
COAPA BCO 3 57
EL ROSAL BCO 1 57
EL ROSAL BCO 2 57
Total 285
SUBESTACIÓN
 
39 
 
Con los datos anteriores procedemos a realizar la corrida en el SIAD, elaborando la 
Evaluación Económica de Proyectos de Inversión, (EEPRI)12, obteniendo los 
siguientes datos: 
 
COMISION FEDERALDE ELECTRICIDAD 
SUBDIRECCION DE DISTRIBUCION 
DN - DIVISION VALLE MEXICO SUR 
 
Evaluación económica de proyectos de inversión (EEPRI rev.8.0.3) 
 
Descripción: S.E. EL ROSAL 2T-3F-60MVA-230/23 KV-2/16 A-0/7.2 MVAR 
Formato: Nueva SE intercalada en anillo 
Tipo de evaluación: Especifica Clave EEPRI: DN701025E-1 
No. de proyecto: 25 Alternativa económica: 1 
 Área de influencia: 8 - CENTRAL CFE 
Inversión (miles $): 154 002 Soluciona problemas de: Caída de tensión 
 
Insumos para el cálculo de beneficios de: 
 
Insumos para el cálculo de beneficios en media tensión 
 
Demanda máxima de las subestaciones involucradas (kW):...........................................................218 500 
 Sin proyecto con proyecto 
Factor de carga (P.U.): 0,3 Capacidad instalada (kW) 213 750 285 000 
Factor de pérdidas (P.U.): 0,121 Pérdidas potencia (kW) 2 631 1 162 
Tasa de crecimiento (P.U.): 0,015 
 
Año de saturación energía incremental: 18 
 
Costos marginales y precios medios 
Costo operación y mantenimiento (%): 0,01 
 
 
 
 
Media tensión 
Costo marginal potencia ($/kW): 1 704 Costo marginal energía ($/kWh): 0,77930 
Cto. energ. aguas arriba ($/kWh): 0,98290 Cto. energ. aguas abajo ($/kWh): 0,15150 
Precio medio de la energía MT($/kWh): 1,88400 Distribución de la energía MT : 0,52200 
Precio medio de la energía BT($/kWh): 2,10680 Distribución de la energía BT : 0,47800 
Costo medio de la energía ponderado : 1,99050 
 
 
 
 
12 EEPRI CFE. Evaluación Económica del Proyecto. Uso Ejecutivo. Fecha de consulta agosto 
2014. 
 
40 
 
Resultados, Costos y Beneficios al primer año 
 
 Energía (MWh/año) Costos (miles $) Beneficios (miles $) 
Operación y mantenimiento 1 540,0 
Energía incremental MT 21 096,3 41 992,1 
Energía incremental aguas arriba 20 735,5 
Energía incremental aguas abajo 3 196,1 
Reducción pérdidas energía MT 1 563,5 1 218,4 
 Potencia (MW) 
Reducción pérdidas potencia MT 1,47 2 503,0 
 _____________________________ 
T O T A L 25 471,6 45 713,6 
 
Indicadores Económicos de la Evaluación Económica de CFE al año 30 
Benef/Costo : 1,48 
V.P.N. (miles $): 450 272,75 
TIR (%): 29,96 
[1] 
 
 
 
 
Tabla 20 - Tabla de beneficios y costos con S.E Rosal. 
COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD 
SUBDIRECCION DE DISTRIBUCION 
DN - DIVISION VALLE MEXICO SUR 
 
Año B.Anualizados C.Anualizados Benef.Acum. Costo Acum. Flujo Neto VPN B/C TIR 
0 0 154 002,00 154 002,00 -154 002,00 
1 45 713,59 25 471,63 36 442,59 174 307,83 20 241,96 -135 928,82 0,23 0,00 
2 63 115,47 35 389,09 81 366,94 199 497,08 27 726,39 -113 825,51 0,44 0,00 
3 80 778,39 45 455,30 132 703,06 228 384,75 35 323,08 -88 683,24 0,63 0,00 
4 98 706,24 55 672,52 188 711,63 259 974,83 43 033,73 -61 334,53 0,78 0,00 
5 116 903,02 66 042,99 247 938,34 293 434,26 50 860,03 -32 475,18 0,90 0,00 
6 135 372,74 76 569,01 309 174,09 328 070,19 58 803,73 -2 683,38 0,99 0,00 
7 154 119,51 87 252,93 371 420,38 363 310,19 66 866,58 27 563,66 1,07 17,03 
8 173 147,49 98 097,11 433 859,10 398 684,99 75 050,38 57 875,25 1,14 19,94 
9 192 460,88 109 103,95 495 826,35 433 813,54 83 356,93 87 934,60 1,19 22,97 
10 212 063,97 120 275,89 556 789,68 468 389,98 91 788,09 117 487,91 1,23 24,99 
11 231 961,12 131 615,41 616 328,32 502 172,38 100 345,71 146 334,90 1,27 26,38 
12 252 156,71 143 125,02 674 116,13 534 972,94 109 031,69 174 320,62 1,30 27,34 
13 272 655,24 154 807,28 729 906,80 566 649,58 117 847,96 201 328,33 1,33 28,04 
14 293 461,25 166 664,77 783 521,07 597 098,61 126 796,48 227 273,40 1,35 28,54 
15 314 579,35 178 700,13 834 835,78 626 248,47 135 879,23 252 098,03 1,37 28,90 
16 336 014,22 190 916,01 883 774,35 654 054,31 145 098,21 275 766,69 1,39 29,18 
17 357 770,62 203 315,13 930 298,69 680 493,32 154 455,49 298 262,26 1,40 29,38 
18 376 432,63 213 950,75 974 005,07 705 334,46 162 481,89 319 391,34 1,41 29,54 
19 376 432,63 213 950,75 1 013 028,62 727 514,04 162 481,89 338 256,58 1,42 29,65 
20 376 432,63 213 950,75 1 047 871,08 747 317,24 162 481,89 355 100,56 1,43 29,73 
21 376 432,63 213 950,75 1 078 980,42 764 998,66 162 481,89 370 139,82 1,44 29,79 
22 376 432,63 213 950,75 1 106 756,62 780 785,65 162 481,89 383 567,73 1,45 29,84 
23 376 432,63 213 950,75 1 131 556,79 794 881,18 162 481,89 395 556,93 1,45 29,87 
24 376 432,63 213 950,75 1 153 699,80 807 466,47 162 481,89 406 261,58 1,46 29,90 
25 376 432,63 213 950,75 1 173 470,35 818 703,33 162 481,89 415 819,31 1,46 29,91 
 
41 
 
26 376 432,63 213 950,75 1 191 122,62 828 736,25 162 481,89 424 352,99 1,47 29,93 
27 376 432,63 213 950,75 1 206 883,58 837 694,21 162 481,89 431 972,34 1,47 29,94 
28 376 432,63 213 950,75 1 220 955,87 845 692,39 162 481,89 438 775,34 1,47 29,95 
29 376 432,63 213 950,75 1 233 520,41 852 833,62 162 481,89 444 849,45 1,47 29,95 
30 376 432,63 213 950,75 1 244 738,74 859 209,72 162 481,89 450 272,75 1,48 29,96 
 
 
Figura 13 - Grafica de tendencia del beneficio esperado redituado la inversión a siete 
años, en la opción 1. 
 
7.8 - Observaciones generales de la evaluación económica propuesta 1 
En el proyecto evaluado de acuerdo a sus costos y beneficios anualizados, la 
inversión se justifica como se observa en el Resumen de Evaluación Económica del 
Proyecto. 
• El Valor Presente Neto (VPN) es de $ 450,272,75 positivo, 
• La relación beneficio / costo (B/C) es de 1,48 mayor a la unidad, ya que los 
beneficios son mayores que los costos, y una TIR es de 29,96. 
 
 
42 
 
Por lo anteriormente expuesto se llega a la conclusión que el proyecto es 
rentable y viable para su construcción, toda vez que los beneficios esperados 
serán mayores que el costo de la inversión en un lapso de 7 años. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
43 
 
Capítulo VIII 
Análisis de opciones de solución - Opción 2. 
 
La segunda opción que se enfoca en construir una subestación con la ubicación 
cercana a una línea de alta tensión que existe en una zona más próxima a la S. E. 
Contreras, y donde puede ser factible la adquisición de un terreno. 
 
 
 
Figura 14 - Ubicación proyectada S.E Biometropolis Anillo Periférico Boulevard 
Adolfo Ruiz Cortines, Jardines del Pedregal, Ciudad de México. 
 
S.E. BIOMETROPOLIS opción 2 
 
44 
 
Para esta opción se considera la demanda máxima de las Subestaciones o bancos 
involucrados en un escenario al año 2019, según el mercado eléctrico de la zona de 
influencia, teniendo lo siguiente: 
 
Tabla 21 - Muestra las demandas de las subestaciones involucradas en la opción 2 
 
 
De acuerdo con el área de influencia de la subestación propuesta, los circuitos que 
estarían involucrados son los siguientes y se muestran también sus demandas para 
el año 2016 SIN PROYECTO.13 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 Ingeniería básica S.E. El Rosal, CFE Oficina de Optimización (2016) 
S.E BANCO MVA DEMANDA KW 2009
DEMANDA 
KW 2010
DEMANDA 
KW 2011
DEMANDA 
KW 2012
DEMANDA 
KW 2013
DEMANDA 
KW 2014
DEMANDA 
KW 2015
DEMANDA 
KW 2016
DEMANDA 
KW 2017
DEMANDA 
KW 2018
DEMANDA 
KW 2019
221-A 60 47729 49588 50010 50435 50939 51372 51809 52249 52693 53141 53593
221-B 60 40645 41898 42255 42614 42976 43341 43710 44081 44456 44834 45215
221-A 60 57084 57655 58232 58814 59402 59996 60596 61202 61814 62432 63056
221-C 60 65168 65819 67840 68518 69204 69896 70595 71301 72014 72734 73461
O
LI
V
A
R
221-B 60 35876 37998 38321 38646 38975 39306 39640 39977 40317 40660 41005
300 247 253 257 259 261 264 266 269 271 274 276
C
O
N
TR
E
R
A
S
O
D
O
N
 D
E
 
B
U
E
N
 
 
 
 
TOTAL 
INVOLUCRADO 
(MW)
 
45 
 
 
 
Figura 15 - Muestra la topología de los circuitos involucrados en la opción 2.14 
 
Tabla 22 - Demandas y pérdidas de circuitos S.E. Contreras (CRS) involucrados en 
la opción2. 
 
 
 
14 SIGED CFE. Sistema de Información geográfica y eléctrica de distribución, disponible en 
intranet de CFE: http://d2300.cfemex.com/siecnac/indexs.php. Fecha de consulta agosto 2015. 
Demanda Reg 
 [kW] %
CRS-25X 5 904 40 1,15
CRS-26 11 198 151 2,23
CRS-27 8 367 52 1,04
CRS-23 11 959 356 5,01
CRS 22 14 733 382 4,72
SUBTOTAL 52 161 981 5,01
Circuito Pérdidas [kW]
S.E. 
CONTRERAS 
S.E. OLIVAR 
S.E. ODON DE BUEN 
 
46 
 
Tabla 23 - Demandas y pérdidas de circuitos S.E Odón de Buen (ODB), involucrados 
en la opción 2. 
 
 
 
Tabla 24- Demandas y pérdidas de circuitos involucrados S.E. Olivar (OLI), en la 
opción 2. 
 
 
 
 
Por lo anterior a nivel subestación se tendría una reducción en demanda y pérdidas 
como se aprecia en la siguiente tabla: 
 
Tabla 25 - Muestra las condiciones operativas de las subestaciones involucradas en 
la opción 2 sin proyecto. 
 
 
ODB-22X 14 472 186 2,22
ODB-27 12 076 200 2,53
ODB-28 15 343 164 1,95
SUBTOTAL 41 891 550 2,22
Reg 
%
Demanda 
[kW]Circuito
Pérdidas 
[kW]
OLI-22 12 689 126 1,88
OLI-25 11 104 73 1,16
SUBTOTAL 23 793 199 1,88
Reg 
%
Demanda 
[kW]Circuito
Pérdidas 
[kW]
CONTRERAS 52160 980 5.01
ODON DE BUEN 41891 550 2.22
OLIVAR 23793 199 1.88
TOTAL 117844 1729 5.01
Subestación Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg 
%
 
47 
 
En la siguiente tabla se muestra la demanda de los circuitos de los bancos 
involucrados CON PROYECTO en el área de estudio para el año 2016.Se considera 
favorable la siguiente distribución de carga en los circuitos. 
 
 
 
 
 
Figura 16 - Muestra la topología propuesta en SynerGEE de los circuitos 
involucrados en la opción 2. 
 
 
 
 
 
S.E. OLIVAR 
S.E. CONTRERAS 
S.E. BIOMETROPOLIS 
S.E. ODÓN DE BUEN 
 
48 
 
Tabla 26 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E Contreras (CRS), 
involucrados en la opción 2. 
 
 
 
 
Tabla 27- Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E Odón de Buen (ODB), 
involucrados en la opción 2. 
 
 
 
 
Tabla 28 - Demandas y perdidas nuevas de circuitos S.E Olivar (OLI), involucrados 
en la opción 2. 
 
 
 
 
CRS-25X 1 347 1 0,17
CRS-26 1 411 1 0,13
CRS-27 1 139 0 0,07
CRS-23 917 1 0,20
CRS 22 8 176 102 2,60
SUBTOTAL 12 990 107 2,60
Circuito Demanda [kW]
Pérdidas 
[kW]
Reg 
%
ODB-22X 9038 153 2,94
ODB-27 6132 45 1,21
ODB-28 11979 108 1,63
SUBTOTAL 27149 306 2,94
Pérdidas 
[kW]
Reg 
%Circuito
Demanda 
[kW]
OLI-22 7091 22 0,58
OLI-25 6563 21 0,63
SUBTOTAL 13654 43 0,63
Pérdidas 
[kW]
Reg 
%Circuito
Demanda 
[kW]
 
49 
 
Tabla 29 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E proyectada Biometropolis 
(BIO) en la opción 2. 
 
 
 
 
En la tabla 29 se aprecian la redistribución de demandas con base a los 16 circuitos 
de media tensión que serían alimentados por la S.E. Biometropolis, los cuales son 
óptimos en clientes y regulación, no obstante, se procede a realizar la evaluación en 
SIAD para identificar el retorno de la inversión, la cual se demostrará más adelante. 
Por lo anterior a nivel subestación se tendría una reducción en demanda y pérdidas 
como se aprecia en la siguiente tabla: 
 
BIO 53015 4442 23 0,81
BIO 53025 3475 20 0,89
BIO 53035 2765 8 0,45
BIO 53045 4227 21 0,79
BIO 53055 3521 11 0,49
BIO 53065 4542 25 0,87
BIO 53075 5274 15 0,53
BIO 53085 3073 6 0,32
BIO 53095 3692 10 0,40
BIO 53115 4551 40 1,25
BIO 53125 3268 17 0,72
BIO 53135 5201 28 0,76
BIO 53145 3306 6 0,29
BIO 53155 6582 98 2,19
BIO 53165 3347 7 0,28
BIO 53175 2785 30 1,28
SUBTOTAL 64051 365 2,19
Circuito Pérdidas [kW]
Reg 
%
Demanda 
[kW]
 
50 
 
 
Tabla 30 - Demandas y pérdidas nuevas de circuitos S.E involucrados en la opción 2. 
 
 
 
Los resultados obtenidos en la tabla 30 nos indican una reducción significativa en los 
valores de pérdidas y demandas en comparación la situación actual, por lo anterior a 
simple vista podemos concluir que también esta opción es factible. Sin embargo, 
continuaremos con las características y evaluación. 
 
8.1- Características: 
 
La subestación Biometropolis, estará conectada por una línea de alta tensión en 
derivación (TAP) con las subestaciones Olivar – Odón de Buen, dado que las 
condiciones geográficas únicamente así lo permitirían, podemos apreciar que de 
entrada no existiría confiabilidad para casos de contingencia en alta tensión y puede 
llegarse a presentarla posibilidad del tiro de carga, al no poder enlazar por media 
tensión el 100% de los usuarios, lo cual se tiene que proveer y evitar que suceda, 
máxime en la zona sur, de la Ciudad de México. 
 
 
 
CONTRERAS 12990 107 2,60
ODON DE BUEN 27149 306 2,94
OLIVAR 13654 44 0,63
BIOMETROPOLIS 64051 365 2,19
TOTAL 117844 822 2,60
Subestación Pérdidas [kW]
Demanda 
[kW]
Reg 
%
 
51 
 
Las características de construcción proyectadas son las siguientes 
 
Transformador 2 T-3F-60,0 MVA-230/23 kV 2/16/A – 0/7,2 MVAR 
Línea de Alta Tensión 230 kV-2C- 0,8 km-1113-ACSR 
Línea de Media Tensión 23 kV-1C- 33,5 km- 500 Al XLP 
 
8.2- Costo de la inversión 
Este se obtiene de los estudios técnicos realizados en el Módulo de Inversiones del 
SIAD, considerando las obras relacionadas con el proyecto: 
Tabla 31 - Costo de inversión opción 2 con transformador de potencia. 
Descripción. U.M Inversión. 
Subestación: k$ 140 518,84 
Construcción de Línea de Subtransmisión k$ 9 795,96 
Construcción de circuitos de Distribución: k$ 70 572,66 
Actividades Previas k$ 31 480,62 
Costo Total del PEM: k$ 252 368,08 
 
 
8.3- Factor de carga (P. U.) 
 
De manera similar que en la opción 1, para calcularlo se consideró el total de la 
energía de la zona de estudio en un periodo del año 2015, dividiendo dicho valor 
entre el número total de horas que tiene el periodo (8,760), para posteriormente 
dividirlo sobre el valor de la suma de las demandas máxima del área de influencia de 
las Subestaciones involucradas (MW) desarrollado por el grupo interdisciplinario de 
la Gerencia de Planeación de la CFE. 
 
 
52 
 
Tabla 32 - Demandas de las subestaciones Contreras (CRS), Odón de Buen (ODB) y 
Olivar (OLI) involucradas. 
 
 
Con los datos mostrados en la Tabla 32 se procede a determinar el factor de carga 
en las subestaciones involucradas, obteniendo los siguientes datos: 
30,0
)284933)(8760(
492363820
))(8760(
)(.. ===
Demanda
VentasCF 
 
8.4- Tasa de Crecimiento (P. U.) 
 
Con base en el pronóstico de carga para el área de estudio, se obtiene la tasa de 
crecimiento esperada en los próximos 10 años, tal como se muestra a continuación y 
basándonos en el mercado eléctrico desarrollado por el grupo interdisciplinario de la 
Gerencia de Planeación de la CFE. 
 
S.E BANCO MVA DEMANDA KW ENERO
DEMANDA KW 
FEBRERO
DEMANDA KW 
MARZO
DEMANDA KW 
ABRIL
DEMANDA KW 
MAYO
DEMANDA KW 
JUNIO
DEMANDA KW 
JULIO
DEMANDA KW 
AGOSTO
221-A 60 53406 56403 52497 51453 49319 53406 46003 47729
11535639 12183047 11339454 11113842 10652809 11535639 9936736 10309487
221-B 60 43279 42779 43597 41190 44414 43960 42234 40645
9348183 9240282 9416848 8896959 9593414 9495322 9122571 8779249
221-C 60 33106 31517 32879 30427 32062 29791 31971 30472
7150919 6807596 7101873 6572175 6925307 6434846 6905689 6581984
221-A 60 59355 64032 66530 58674 60717 55903 53769 57084
12820646 13830995 14370502 12673508 13114923 12075146 11614113 12330185
221-C 60 65849 69754 69981 70981 68120 67575 67802 65168
14223364 15066957 15116003 15331806 14713825 14596114 14645160 14076226
221-A 60 24977 32697 33606 34514 33606 32924 29064 32243
5395069 7062636 7258820 7455005 7258820 7111682 6277899 6964544
O
D
O
N
 D
E 
B
U
EN
 
 
 
 
CONSUMO [kW/h]O
LI
VA
R
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO [kW/h]
C
O
N
TR
ER
A
S
CONSUMO [kW/h]
CONSUMO