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Todo para Aprender

1/11/2022

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Anatomía I

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INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Análisis de la Interconexión de Pequeñas Plantas de Generación
a las Redes Rurales de Media Tensión
TESIS
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO
ACADÉMICO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA ENERGÉTICA

ELABORADA POR:
SALOMÓN SANTOS ERAPE

MONTERREY, N.L. DICIEMBRE DE 2008
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Los miembros del Comité de Tesis recomendamos que la presente Tesis del Ingeniero Salomón
Santos Erape sea aceptada como requisito parcial para obtener el grado académico de:

Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética
Especialidad en Eléctrica
Comité de Tesis:

______________________________
Dr. Armando Rafael Llamas Terrés
Asesor

________________________________ ________________________________
M. C. Enrique Luis Cervantes Jaramillo Dr. Federico Angel Viramontes Brown
Sinodal Sinodal

Aprobado:
__________________________
Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa
Director de Investigación y Posgrado
Diciembre, 2008

3
Í N D I C E
Página
CAPÍTULO

I DEDICATORIA.........................................................................................................................................................5
II AGRADECIMIENTOS ...........................................................................................................................................6
III LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................................................7
IV LISTA DE TABLAS .............................................................................................................................................10
V RESUMEN DE CAPÍTULOS ...............................................................................................................................12
1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................ 13
1.1 ANTECEDENTES ..............................................................................................................................................13
1.2 OBJETIVO ..........................................................................................................................................................15
1.3 ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN ..............................................................................................................15
1.4 METODOLOGÍA................................................................................................................................................16
1.5 TERMINOLOGÍA USADA ................................................................................................................................16
2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA........................................................................... 19
2.1 ÁREAS DE ESPECIALIDAD EN LAS COMPAÑÍAS ELÉCTRICAS ............................................................19
2.2 INTERCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ...........................................................................19
2.3 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS ..........................................................22
2.4 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE ALTA TENSIÓN ......................23
2.5 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN.......................24
2.6 LA PROBLEMÁTICA DEL ANÁLISIS DE DISTRIBUCIÓN CON GENERACIÓN.....................................25
3 DESCRIPCIÓN DE LOS CASOS BASE Y ADQUISICIÓN DE LA INFORMACIÓN
……………………………………………………………………………………………….27
3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CASO BASE .............................................................................................27
3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES..........................................28
3.3 DESCRIPCIÓN DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN........................................................................................30
3.4 DESCRIPCIÓN DEL CASO BASE REAL.........................................................................................................31
3.5 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN .............................................33
3.6 INFORMACIÓN ELÉCTRICA DISPONIBLE DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN.......................................36
3.7 DEMANDAS MÁXIMAS-MÍNIMAS Y ESTADÍSTICAS DE CONSUMOS..................................................39
3.8 INFORMACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA DE POTENCIA.....................................................................41
3.9 PROBLEMÁTICA DEL SOFTWARE DE ANÁLISIS PARA MEDIA TENSIÓN ..........................................44
3.10 ADECUACIÓN DEL SOFTWARE DE POTENCIA PARA USO EN MEDIA TENSIÓN ..............................45
4 ANÁLISIS DE REGULACIÓN Y PÉRDIDAS DEL CASO BASE REAL.................... 48
4.1 PRUEBA DE SIMULACIÓN DEL CASO BASE REAL...................................................................................48
4.2 CONDICIÓN ACTUAL DEL CASO BASE REAL EN DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA .........................51
4.3 OBRAS NECESARIAS PARA LA INTERCONEXIÓN EN MEDIA TENSIÓN Y SU COSTO
APROXIMADO ..................................................................................................................................................55
4.4 FORMAS DE OPERACIÓN DE LAS PLANTAS Y CASOS A SIMULAR CON EL CASO BASE REAL....60
4.5 ANÁLISIS DEL CASO BASE REAL MODIFICADO EN DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA SIN
GENERACIÓN CONECTADA ..........................................................................................................................62
4.6 CASO BASE REAL MODIFICADO CON GENERACIÓN OPERANDO A FACTOR DE POTENCIA
CONSTANTE......................................................................................................................................................66
4.7 ANÁLISIS DEL CASO BASE REAL MODIFICADO CON GENERACIÓN (PV) CON DEMANDA
MÍNIMA Y MÁXIMA DE LA CARGA.............................................................................................................69
4.8 CÁLCULO APROXIMADO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL CASO BASE REAL ANTE LA
INTERCONEXIÓN DE LAS PLANTAS Y SU EFECTO EN EL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE LA ZONA....77
4.9 ANÁLISIS DEL CASO BASE REAL CON CRECIMIENTO EN LA DEMANDA .........................................84
4.10 ANÁLISIS DEL CASO BASE REAL MODIFICADO CON CRECIMIENTO EN LA DEMANDA Y
GENERACIÓN CONECTADA ..........................................................................................................................87
4.11 PROBLEMÁTICA DEL CASO BASE REAL CON GENERADORES ASÍNCRONOS..................................89
5 ANÁLISIS DE OTROS CASOS BASE.............................................................................. 92
5.1 ANÁLISIS DE UN CASO IDEAL......................................................................................................................92
5.2 ANÁLISIS DEL CASO BASE 115-23 EN DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA..............................................96
4
5.3 ANÁLISIS DEL CASO BASE 115-23 MODIFICADO SIN GENERACIÓN CON DEMANDA MÍNIMA Y
MÁXIMA DE LA CARGA...............................................................................................................................101
5.4 ANÁLISIS DEL CASO BASE 115-23 CON GENERACIÓN (PV) CON DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA
DE LA CARGA.................................................................................................................................................104
5.5 CÁLCULO APROXIMADODE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL CASO BASE 115-23 ANTE LA
INTERCONEXIÓN DE LAS PLANTAS Y SU EFECTO EN EL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE LA ZONA..107
5.6 OBRAS NECESARIAS Y SU COSTO APROXIMADO PARA LA INTERCONEXIÓN EN ALTA TENSIÓN
……………………………………………………………………………………………………………...110
5.7 ANÁLISIS EN DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA DE LA RED DE ALTA TENSIÓN ..............................112
5.8 ANÁLISIS EN DEMANDA MÍNIMA Y MÁXIMA DEL CASO BASE AT MODIFICADO CON
GENERACIÓN CONECTADA ........................................................................................................................113
5.9 CÁLCULO APROXIMADO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL CASO BASE AT ANTE LA
INTERCONEXIÓN DE LAS PLANTAS Y SU EFECTO EN EL ÍNDICE DE PÉRDIDAS DE LA ZONA..114
6 CÁLCULOS DE CORTO CIRCUITO ............................................................................ 118
6.1 EL INTERÉS POR EL CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO Y EL SOFTWARE A USAR...........................118
6.2 INFORMACIÓN DE LA RED DE SECUENCIA Y CONSIDERACIONES ..................................................119
6.3 TIPOS DE CONEXIÓN USADOS EN LA INTERCONEXIÓN .....................................................................121
6.4 INSUMOS Y ADECUACIÓN PARA LOS CÁLCULOS DE CORTO CIRCUITO........................................122
6.5 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO DEL CASO BASE REAL .....................................................................125
6.6 CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO DEL CASO BASE REAL MODIFICADO...........................................126
6.7 CAPACIDADES INTERRUPTIVAS DE LOS EQUIPOS ACTUALES DE MEDIA TENSIÓN...................127
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................... 131
7.1 RESUMEN DE RESULTADOS DE LOS CASOS BASE................................................................................131
7.2 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................................................................................................133
REFERENCIAS .......................................................................................................................................................137
ANEXOS ...................................................................................................................................................................139

5
I DEDICATORIA

Dedico con mucho cariño la presente Tesis a mí querida familia, en especial a mi
esposa Rosalina M. y mis hijos Paola J. y Salomón.

Por su gran comprensión y apoyo en el tiempo que dejé de atenderlos.

6
II AGRADECIMIENTOS

A mi querida esposa Rosalina M. y a mis hijos Paola J. y Salomón, por su apoyo y
comprensión en todo momento.

A mis padres, quienes fueron parte importante de mi formación profesional, y en
especial a mi difunta madre, quien fue guía de mi vida y aunque ya no puedo gozar
de la alegría de su presencia, sus bendiciones siempre me acompañan y está ante mí
en los momentos más difíciles… ¡Gracias queridos padres!.

A todos mis hermanos: Evalicia, Marlon, Raquel, Celiflora, Leticia y María N, por
su apoyo en todo momento.

Al Dr. Armando R. Llamas Terrés y M.C. Aníbal Morones Ruelas, por su
colaboración en la realización de este trabajo.

A mi querida Universidad Michoacana de San Nicolás de Hidalgo y de manera
especial a la Facultad de Ingeniería Eléctrica, por haber sido partícipe en mi
formación profesional como Ingeniero Electricista.

Al Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus
Monterrey; por haber sido partícipe en mi formación profesional para alcanzar el
grado de Maestro en Ciencias.

A la Comisión Federal de Electricidad y en especial a la División de Distribución
Jalisco, quien además fue la empresa que me brindó la oportunidad de ejercer mi
profesión dentro de ella y me apoyó incondicionalmente a cursar la Maestría.

A todos ellos… ¡GRACIAS!

7
III LISTA DE FIGURAS

Figura 1.2.1 Sistema de potencia convencional. ........................................................................... 15
Figura 2.2.1 Generador síncrono PH Jumatán (CFE), Nayarit...................................................... 20
Figura 2.2.2 Generador asíncrono, cortesía de PH Cajón de Peña, Jalisco. .................................. 21
Figura 2.4.1 Diagrama unifilar de un sistema de potencia. ........................................................... 23
Figura 2.5.1 Diagrama unifilar de un circuito de distribución. ..................................................... 24
Figura 2.6.1 Diagrama unifilar de un circuito de distribución con generación y flujo cero.......... 25
Figura 2.6.2 Diagrama unifilar de un circuito de distribución con generación. ............................ 26
Figura 3.1.1 Ubicación de la Zona Costa y Caso Base en el estado de Jalisco. ............................ 27
Figura 3.1.2 Presas Tacotán y Trigomil. ....................................................................................... 27
Figura 3.1.3 Ubicación relativa de las presas Tacotán y Trigomil. ............................................... 28
Figura 3.2.1 Diagrama unifilar del sistema de subtransmisión y subestaciones Zona Costa. ....... 29
Figura 3.3.1 Trayectoria geográfica de los circuitos de distribución de Zona Costa. ................... 31
Figura 3.4.1 Diagrama unifilar actual de la subestación San Clemente. ....................................... 32
Figura 3.4.2 Trayectoria geográfica del circuito SCM-5150, componente del Caso Base. .......... 32
Figura 3.5.1 Ubicación de las plantas en el circuito SCM-5150. .................................................. 33
Figura 3.5.2 Diagrama unifilar de las plantas del permisionario................................................... 35
Figura 3.6.1 Ubicación de las instalaciones con GPS. .................................................................. 36
Figura 3.6.2 Sigedw y su relación con dos sistemas. .................................................................... 36
Figura 3.6.3 Circuito SCM-5150 en FeederAll. ............................................................................ 37
Figura 3.7.1 Demanda coincidente de Zona Costa........................................................................ 40
Figura 3.7.2 Demanda coincidente de Zona Costa en verano. ...................................................... 40
Figura 3.8.1 Ubicación del sistema de subtransmisión de Zona Costa en el sistema
interconectado............................................................................................................. 42
Figura 3.8.2 Modelado de líneas con utilerías del PSS/E.............................................................. 43
Figura 3.9.1 Circuito SCM-5150 en FeederAll y generación conectada....................................... 45
Figura 3.10.1 Ubicación de la red de media tensión con respecto a la red de subtransmisión...... 47
Figura 4.1.1 Diagrama de bloques para determinar la demanda de cada nodo del circuito SCM-
5150. ........................................................................................................................... 48
Figura 4.1.2 Diagrama en PSS/E del SCM-5150 con generación desconectada........................... 49
Figura 4.1.3 Voltaje mínimo calculado en FeederAll. .................................................................. 49
Figura 4.1.4 Voltaje mínimo en demanda máxima calculado en PSS/E. ...................................... 50
Figura 4.2.1 Voltajes mínimos del Caso Base Real con demanda mínima y sin generación....... 53
Figura 4.2.2 Voltajes mínimos del Caso Base Real con demanda máxima y sin generación. ...... 54
Figura 4.2.3 Voltajes MT del Caso Base Real con demanda máxima y sin generación. .............. 55
Figura 4.2.4 Voltajes AT del Caso Base Real sin generación....................................................... 55
Figura 4.3.1 Diagrama actual del circuito SCM-5150 con generación conectada........................ 56
Figura 4.3.2 Carga de los conductores originales del SCM-150 con generación (original en
colores). ...................................................................................................................... 56
Figura 4.3.3 Modificación de la red de media tensión del Caso Base Real. ................................. 57
Figura 4.3.4 Modificación de la red de media tensión del Caso Base Real. ................................. 58
Figura 4.3.5 Carga de los conductores de la red de media tensión del Caso Base Real Modificado
con generación máxima y demanda mínima de la carga (original en colores)........... 59
Figura 4.3.6 Carga de los conductores de la red de subtransmisión con generación máxima y
demanda mínima de la carga (original en colores)..................................................... 59
Figura 4.5.1 Red de media tensión modificada del Caso Base Real (antes SCM-5150)............... 63

8
Figura 4.5.2 Voltajes mínimos del Caso Base Real Modificado con demanda mínima y sin
generación................................................................................................................... 63
Figura 4.5.3 Voltajes en las plantas del Caso Base Real Modificado con demanda mínima de la
carga............................................................................................................................ 64
Figura 4.5.4 Voltajes mínimos del Caso Base Real Modificado con demanda máxima y sin
generación................................................................................................................... 65
Figura 4.5.5 Voltajes en las plantas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima de la
carga............................................................................................................................ 66
Figura 4.6.1 Voltaje en las plantas con demanda mínima y generación operando a factor de
potencia unitario. ........................................................................................................ 67
Figura 4.6.2 Voltaje en las plantas con demanda mínima y generación suministrando reactivos. 67
Figura 4.6.3 Voltaje de trayectoria SCM al final de ramal pasando por planta Tacotán, ............. 68
Figura 4.6.4 Elevación de voltaje al aumentar penetración FP=1, Caso Base 115-23 Modificado
.................................................................................................................................... 69
Figura 4.7.1 Voltaje y reactivos en las plantas con demanda mínima de la carga. ....................... 70
Figura 4.7.2 Voltajes mínimos del Caso Base Real Modificado con demanda mínima de la carga
y con generación. ........................................................................................................ 71
Figura 4.7.3 Voltaje y reactivos en las plantas con demanda máxima de la carga........................ 72
Figura 4.7.4 Voltajes mínimos del Caso Base Real Modificado con demanda máxima de la carga
y con generación. ........................................................................................................ 73
Figura 4.7.5 Voltaje de trayectoria SCM al final de ramal pasando por planta Tacotán. ............. 74
Figura 4.7.6 Voltaje de trayectoria subestación Acatlán a subestación Talpa. ............................. 74
Figura 4.7.7 Efecto del banco de capacitores en la planta Trigomil. ............................................ 75
Figura 4.7.8 Elevación de voltaje al proporcionar reactivos los generadores. .............................. 76
Figura 4.8.1 Identificación de las líneas que cambian de factor de carga en AT. ......................... 80
Figura 4.8.2 Identificación de las líneas que cambian de factor de carga en MT. ........................ 80
Figura 4.9.1 Voltajes del Caso Base Real con demandas año 2012 y sin generación................... 86
Figura 4.9.2 Voltajes del Caso Base Real con demandas año 2012 y sin generación................... 86
Figura 4.10.1 Voltajes del Caso Base Real Modificado con demandas año 2012 y con generación.
.................................................................................................................................... 88
Figura 4.10.2 Voltajes del Caso Base Real Modificado con demandas año 2012 y con generación.
.................................................................................................................................... 89
Figura 4.11.1 Caso Base Real Modificado con generadores asíncronos compensados al 75 % de
reactivos...................................................................................................................... 90
Figura 4.11.2 Caso Base Real Modificado con generadores asíncronos compensados al 100 % de
reactivos...................................................................................................................... 90
Figura 5.1.1 Diagrama del Caso Base Ideal. ................................................................................. 92
Figura 5.1.2 Pérdidas vs % penetración Caso Base Ideal, generación nodo 41. ........................... 94
Figura 5.1.3 Pérdidas vs % penetración Caso Base Ideal, generación nodo 23. ........................... 94
Figura 5.1.4 Pérdidas vs % penetración Caso Base Ideal, generación nodo 5. ............................. 95
Figura 5.1.5 Pérdidas vs % dispersión Caso Base Ideal................................................................ 96
Figura 5.2.1 Diagrama del sistema de subtransmisión en 115 kV. ............................................... 97
Figura 5.2.2 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 con demanda mínima de la carga y sin
generación................................................................................................................... 98
Figura 5.2.3 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 con demanda máxima de la carga y sin
generación................................................................................................................... 99
Figura 5.2.4 Voltaje de trayectoria SCM al final de ramal pasando por planta Tacotán, ........... 100
Figura 5.2.5 Voltaje de trayectoria subestación Acatlán a subestación Talpa ............................ 100

9
Figura 5.3.1 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 Modificado con demanda mínima y sin
generación................................................................................................................. 101
Figura 5.3.2 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 Modificado con demanda máxima y sin
generación................................................................................................................. 102
Figura 5.3.3 Voltaje de trayectoria SCM al final de ramal pasando por planta Tacotán. ........... 103
Figura 5.3.4 Voltaje de trayectoria subestación Acatlán a subestación Talpa. ........................... 103
Figura 5.4.1 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 Modificado con demanda mínima y con
generación................................................................................................................. 104
Figura 5.4.2 Voltajes mínimos del Caso Base 115-23 Modificado con demanda máxima y con
generación................................................................................................................. 105
Figura 5.4.3 Voltaje de trayectoria SCM al final de ramal pasando por planta Tacotán. ........... 106
Figura 5.4.4 Voltaje de trayectoria subestación Acatlán a subestación Talpa. ........................... 106
Figura 5.6.1 Obras necesarias para la interconexión de las plantas generadoras en alta tensión.110
Figura 5.6.2 Diagrama de interconexión de las plantas en alta tensión....................................... 111
Figura 5.8.1 Voltaje de trayectoria subestación Acatlán a subestación Talpa. ........................... 113
Figura 6.2.1 Modelo de las componentes de secuencia para el generador. ................................. 119
Figura 6.2.2Componentes de secuencia de un transformador Delta- Estrella aterrizada. .......... 120
Figura 6.2.3 Componentes de secuencia para una línea. ............................................................. 120
Figura 6.3.1 Diagrama para determinar el tipo de conexión del transformador de interconexión.
.................................................................................................................................. 121
Figura 6.4.1 Red de alta tensión del Caso Base Real en Aspen OnLiner.................................... 122
Figura 6.4.2 Red de media tensión del Caso Base Real en Aspen OnLiner................................ 123
Figura 6.6.1 Red de media tensión del Caso Base Real Modificado en Aspen OnLiner. ........... 126
Figura 6.7.1 Ubicación de los equipos de protección Caso Base Real sin generación. .............. 128
Figura 6.7.2 Ubicación de los equipos de protección Caso Base Real Modificado con generación.
.................................................................................................................................. 128

10
IV LISTA DE TABLAS

Tabla 3.2.1 Líneas de subtransmisión de Zona Costa. .................................................................. 29
Tabla 3.2.2 Transformadores de la subestaciones de Zona Costa. ................................................ 30
Tabla 3.3.1 Circuitos de distribución de Zona Costa. ................................................................... 30
Tabla 3.5.1 Características eléctricas de los generadores síncronos de las plantas hidroeléctricas.
.................................................................................................................................... 34
Tabla 3.5.2 Características eléctricas de los transformadores de las plantas hidroeléctricas........ 34
Tabla 3.5.3 Estadística de generación de la planta Tacotán. ......................................................... 34
Tabla 3.5.4 Estadística de generación de la planta Trigomil......................................................... 35
Tabla 3.7.1 Demandas máximas no coincidentes reales y esperadas de las subestaciones de Zona
Costa. .......................................................................................................................... 39
Tabla 3.7.2 Estadística de mediciones de las subestaciones de Zona Costa. ................................ 41
Tabla 3.8.1 Impedancia de las líneas de subtransmisión de Zona Costa....................................... 44
Tabla 3.8.2 Impedancia de los transformadores de las subestaciones de Zona Costa................... 44
Tabla 3.10.1 Datos del Circuito SCM-5150 obtenidos del FeederAll........................................... 46
Tabla 3.10.2 Impedancias del circuito SCM-5150 (Caso Base Real). .......................................... 46
Tabla 4.1.1 Demanda máxima coincidente de subestaciones, circuitos y nodos del SCM-5150.. 48
Tabla 4.1.2 Pérdidas del circuito SCM-5150 calculada por FeederAll y PSS/E........................... 50
Tabla 4.2.1 Demanda mínima coincidente de subestaciones, circuitos y nodos del SCM-5150. . 52
Tabla 4.2.2 Pérdidas del Caso Base Real con demanda mínima y sin generación........................ 52
Tabla 4.2.3 Pérdidas del Caso Base Real con demanda máxima y sin generación. ...................... 53
Tabla 4.3.1 Impedancias de la red de media tensión del Caso Base Real Modificado. ................ 58
Tabla 4.3.2 Costo de las obras de interconexión en media tensión. .............................................. 60
Tabla 4.5.1 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda mínima y sin generación. ... 64
Tabla 4.5.2 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima y sin generación. .. 65
Tabla 4.7.1 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda mínima y con generación... 71
Tabla 4.7.2 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima y con generación. . 73
Tabla 4.7.3 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima, generación y
capacitores nodo 35035. ............................................................................................. 75
Tabla 4.7.4 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima, generación y
capacitores nodo 35032. ............................................................................................. 76
Tabla 4.7.5 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima y generación
proporcionando reactivos. .......................................................................................... 76
Tabla 4.8.1 Factores de carga de los componentes del Caso Base Real sin generación. .............. 79
Tabla 4.8.2 Factores de carga de las plantas Tacotán y Trigomil. ................................................ 79
Tabla 4.8.3 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base Real sin generación. ......................... 79
Tabla 4.8.4 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base Real Modificado con generación. .... 81
Tabla 4.8.5 Factores de carga de los componentes del Caso Base Real Modificado con
generación................................................................................................................... 81
Tabla 4.8.6 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base Real sin generación. ......................... 82
Tabla 4.8.7 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base Real Modificado sin generación. ..... 82
Tabla 4.8.8 Resumen del cálculo aproximado de la reducción de pérdidas.................................. 82
Tabla 4.8.9 Efecto de la generación en el índice de pérdidas de la Zona Costa............................ 84
Tabla 4.9.1 Pérdidas del Caso Base Real con demanda mínima año 2012 y sin generación........ 85
Tabla 4.9.2 Pérdidas del Caso Base Real con demanda máxima año 2012 y sin generación. ...... 85
Tabla 4.10.1 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda mínima año 2012 y con
generación................................................................................................................... 87
11
Tabla 4.10.2 Pérdidas del Caso Base Real Modificado con demanda máxima año 2012 y con
generación................................................................................................................... 88
Tabla 5.1.1 Pérdidas del Caso Base Ideal con diferentes niveles de penetración en nodo 41....... 93
Tabla 5.1.2 Pérdidas del Caso Base Ideal con diferentes niveles de dispersión............................ 95
Tabla 5.2.1 Pérdidas del Caso Base 115-23 con demanda mínima y sin generación.................... 98
Tabla 5.2.2 Pérdidas del Caso Base 115-23 con demanda máxima y sin generación. .................. 99
Tabla 5.3.1 Pérdidas del Caso Base 115-23 Modificado con demanda mínima y sin generación.
.................................................................................................................................. 101
Tabla 5.3.2 Pérdidas del Caso Base 115-23 con demanda máxima y sin generación. ................ 102
Tabla 5.4.1 Pérdidas del Caso Base 115-23 Modificado con demanda mínima y con generación.
.................................................................................................................................. 104
Tabla 5.4.2 Pérdidas del Caso Base 115-23 Modificado con demanda máxima y con generación.
.................................................................................................................................. 105
Tabla 5.5.1 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base 115-23 sin generación. ................... 107
Tabla 5.5.2 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base 115-23 Modificado con generación.
.................................................................................................................................. 108
Tabla 5.5.3 Factores de carga de los componentes del Caso Base 115-23 Modificado con
generación................................................................................................................. 108Tabla 5.5.4 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base 115-23 sin generación. ................... 108
Tabla 5.5.5 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base 115-23 Modificado sin generación. 109
Tabla 5.5.6 Resumen del cálculo aproximado de la reducción de pérdidas................................ 109
Tabla 5.5.7 Efecto de la generación en el índice de pérdidas de la Zona Costa.......................... 109
Tabla 5.6.1 Costo de las obras de interconexión en alta tensión. ................................................ 111
Tabla 5.7.1 Pérdidas de las líneas actuales (69 y 115 kV) en demanda mínima........................ 112
Tabla 5.7.2 Pérdidas de las líneas actuales (69 y 115 kV) en demanda máxima. ....................... 112
Tabla 5.8.1 Pérdidas del Caso Base AT Modificado en demanda mínima y generación conectada.
.................................................................................................................................. 113
Tabla 5.8.2 Pérdidas del Caso Base AT Modificado en demanda máxima y generación conectada.
.................................................................................................................................. 113
Tabla 5.9.1 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base AT sin generación. ......................... 114
Tabla 5.9.2 Pérdidas de energía en 9 meses del Caso Base AT Modificado con generación. .... 115
Tabla 5.9.3 Factores de carga de los componentes del Caso Base AT Modificado con generación.
.................................................................................................................................. 115
Tabla 5.9.4 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base AT sin generación. ......................... 115
Tabla 5.9.5 Pérdidas de energía en 3 meses del Caso Base AT Modificado sin generación. ..... 116
Tabla 5.9.6 Resumen del cálculo aproximado de la reducción de pérdidas................................ 116
Tabla 5.9.7 Efecto de la generación en el índice de pérdidas de la Zona Costa.......................... 117
Tabla 6.3.1 Ventajas y desventajas de los tipos de conexión del transformador del permisionario.
.................................................................................................................................. 121
Tabla 6.4.1 Valores base. ............................................................................................................ 124
Tabla 6.4.2 Valores de falla de las subestaciones........................................................................ 124
Tabla 6.4.3 Impedancias de Thévenin. ........................................................................................ 124
Tabla 6.5.1 Falla monofásica en el bus de 23 kV de subestación San Clemente. ....................... 125
Tabla 6.5.2 Valores de falla del Caso Base Real (sin generación).............................................. 125
Tabla 6.6.1 Valores de falla del Caso Base Real Modificado con generación............................ 127
Tabla 6.7.1 Características de los equipos actuales y sus valores de falla con generación......... 129
Tabla 7.1.1 Resumen general de los estudios de interconexión. ................................................. 131
Tabla 7.1.2 Incremento porcentual de los valores de falla con generación................................. 132

12
V RESUMEN DE CAPÍTULOS

La presente tesis trata un tema relacionado con generación distribuida, trata específicamente de
un caso real de la solicitud de interconexión de 2 plantas de generación hidroeléctricas con
generadores síncronos propiedad de un permisionario que pretende interconectarse a la red de
media tensión, esta interconexión tiene una particularidad que no hacen tan sencillo el análisis,
esta característica es de que tiene una potencia de generación muy superior a la demanda local de
la carga. El análisis se enfoca principalmente en los efectos de regulación y pérdidas, así también
se hacen cálculos de corto circuito y revisión de capacidades interruptivas, a continuación se hace
una breve descripción de lo más relevante que se trata en cada capítulo.
Capítulo 1.- Es una introducción al tema, antecedentes de la generación distribuida, cual es el
alcance de la investigación, metodología, definición de términos y abreviaturas que se usan en el
documento.
Capítulo 2.- En este capítulo se hace el planteamiento del problema, se hace una descripción de
los antecedentes de análisis de sistemas de potencia, de sistemas de distribución y se plantea la
problemática que se tiene cuando el generador tiene potencia suficiente para enviar energía hasta
niveles de subtransmisión.
Capítulo 3.- Este capítulo trata esencialmente de la adquisición de la información para el
análisis, en ella se define la ubicación del Caso Base, descripción de la infraestructura eléctrica
que participa en el estudio, información estadística de la capacidad de generación de las plantas,
información de la red de media tensión que se exporta de un programa de estudios de distribución
a un programa de flujos para alta tensión. En este capítulo también se describe como se obtiene la
demanda mínima y máxima coincidente, así también se describe la forma en que se obtienen o
calculan las componentes de secuencia para ser usados en los cálculos de corto circuito.
Capítulo 4.- Este capítulo es la parte esencial de la tesis, se hacen diversas simulaciones de un
caso denominado Caso Base Real ante diversas condiciones de operación, se hacen cálculos de
regulación y pérdidas, problemáticas en estado estable que nos pueden causar los generadores. En
esta parte de la tesis se describen la forma de operación de las plantas, también se hace una
cuantificación aproximada de las pérdidas de energía (kWh) y también se describe un panorama
general sobre los generadores asíncronos.
Capítulo 5.- Este capítulo trata de otros casos que tiene como objeto el ampliar el conocimiento
sobre el tema, se analiza un caso ideal para definir los términos que se usan en generación
distribuida, se analiza otro caso de interconexión en media tensión con un sistema de
subtransmisión más robusto, también se analiza la posible interconexión en alta tensión. Se hacen
cálculos aproximados de las pérdidas de energía de dos de los casos tratados.
Capítulo 6.- Se calcula el corto circuito en la condición actual y con generación, se describen las
componentes de secuencia de los elementos que participan, tipos de conexión del transformador
del permisionario, al término de este capítulo se hace una revisión de las capacidades
interruptivas de los equipos actuales.
Capítulo 7.- La tesis termina con este capítulo, en donde se hace un resumen general de los casos
analizados así también las conclusiones finales con recomendaciones sobre futuros trabajos.
El tema tratado en esta tesis, se acompaña con muchas tablas, figuras y anexos que tiene como
objetivo el hacer más fácil la comprensión del tema.

13
1 INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

Las formas de energía puede ser clasificadas como fuentes de energía renovables y no
renovables, las fuentes renovables son aquellas cuyo potencial es considerada como inagotable
como puede ser la energía solar, eólica, hidráulica, mareomotriz, la biomasa, la geotermia y las
celdas de combustibles; las fuentes no renovables son aquellas que existen en una cantidad
limitada en la naturaleza como el carbón, petróleo, gas natural y la energía nuclear. Desde
tiempos inmemoriales las formas de energía renovables han sido utilizadas por el hombre para
aplicaciones prácticas como por ejemplo la utilización del viento para impulsar embarcaciones
que contribuyeron en acontecimientos históricos como el descubrimiento del nuevo mundo por
Colón, las llamadas ruedas de agua que aprovechan la fuerza de las corrientes y caídas de agua,
fueron por muchos años mecanismos útiles para mover molinos y otras piezas de maquinaria en
las primeras etapas del proceso de industrializaciónen varios países. A partir de la revolución
industrial, las fuentes renovables de energía empezaron a ser abandonadas paulatinamente,
conforme la sociedad descubría otras fuentes de energía más convenientes y aparecían nuevas
tecnologías para su aprovechamiento, así fue el desplazamiento de la energías renovables hasta
llegar al uso del petróleo y sus derivados que actualmente constituyen el eje central del
suministro energético en el mundo.
Con el uso de las formas de energía apareció la electricidad en forma de corriente alterna como
medio ideal para la generación, transporte y uso final de la energía, con esto nace la industria
eléctrica. Los primeros generadores instalados eran de pequeña escala y estaban cercanos a las
fuentes de consumo, concepto que se conoce actualmente como Generación Distribuida, en
México las primeras compañías de electricidad que se establecieron o cooperativas estaban cercas
de los centros de consumo; pero los desarrollos en la tecnología de generación y de transmisión
eléctrica, combinados con la necesidad de las empresas eléctricas de rendir mejores dividendos a
los inversionistas (economías de escala positiva), constituyeron el principal motor para la
conformación del sistema eléctrico centralizado que conocemos hoy en día, en este esquema,
grandes centrales de generación producen cantidades impresionantes de electricidad, la cual es
transportada hasta los puntos más remotos por medio de grandes redes de transmisión y
distribución. El sistema eléctrico actual ha demostrado sus bondades a lo largo de muchas
décadas de existencia, ha facilitado el desarrollo económico y social de muchas naciones, y ha
sido palanca para la innovación en diversos ámbitos. Bajo el esquema actual (centralizado), la
generación de electricidad es en su mayor parte con fuentes de energía no renovables.
En México, con la creación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en 1937 y la
nacionalización de la industria eléctrica en 1960, esta empresa se constituye como una empresa
paraestatal cuya función principal es la generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica. Esta empresa al igual que sus similares en el mundo, ha desarrollado un gran Sistema
Eléctrico Nacional comparable con las que tienen las mejores empresas privadas.
El esquema actual de generación centralizada empieza a dar muestras de sus limitaciones, de los
cuales se mencionan algunos:

14
• Al proceso de generación eléctrica mediante la quema masiva de combustibles fósiles se
atribuye, en gran medida el fenómeno del cambio climático, uno de los problemas
ambientales más serios que se enfrenta a nivel mundial.
• Dificultad para obtener combustibles a precios accesibles.
• Incremento en los costos de las grandes centrales y de los dispositivos para evitar la
contaminación.
• Incremento en los costos de transmisión y distribución, también se enfrentan dificultades
para su crecimiento. En el caso de CFE, se enfrentan serios problemas en la obtención de
los derechos de servidumbre de las nuevas líneas de transmisión.
• Cuestionamiento a las actividades de monopolio.
• Al esquema eléctrico centralizado se culpa también de ser uno de los principales factores
del endeudamiento que padecen muchos países en desarrollo, los cuales para construir un
gran sistema eléctrico, han recurrido a fuertes endeudamientos con la banca internacional.
• Las compañías suministradoras enfrentan cada vez mayores problemas ante la banca
internacional para justificar y obtener los créditos necesarios para continuar con el
esquema centralizado.
• Otros de los aspectos que han contribuido para el cambio del sistema centralizado fueron
los atentados terroristas del 11 de septiembre de 2001 en Nueva York, que hace pensar
que una gran planta es más vulnerable a este tipo de actos.
Ante los problemas que enfrenta el Sistema de Generación centralizado, se buscan nuevos
esquemas para satisfacer la demanda de energía eléctrica, bajo este escenario las fuentes de
energía renovables vuelven a renacer como alternativa en la generación de electricidad,
normalmente estas fuentes son de capacidad pequeña y se pueden ubicar cerca de los centros de
consumo o donde exista el potencial energético como es el caso de las caídas y corrientes de
agua, la generación distribuida vuelve a tener auge como en los inicios, pero con la diferencia que
ahora se puede interconectar a la red del gran sistema centralizado. En México, la generación
distribuida ha estado incrementando su participación y sobre todo por parte de la iniciativa
privada, y es que la legislación considera la generación a los particulares, quienes pueden generar
bajo alguna de las modalidades que considera el marco normativo.
Considerando el sistema convencional centralizado, casi en todas las empresas incluyendo CFE,
han destacado tres áreas técnicas: Generación, Transmisión y Distribución, los cuales tienen
personal especializado para sus áreas de responsabilidad, así también los programas de análisis
(software) están especialmente diseñados para sus respectivas áreas, tal es el caso que un
programa de flujos de potencia eléctrica usado en un Sistema de Transmisión no será tan directo
para usarlo en el análisis de un Sistema de Distribución con red de media tensión. Una red de
Distribución, como su nombre lo indica es la parte de distribución y como tal, tradicionalmente
está diseñado para suministrar energía únicamente a cargas y no considera puntos de generación.
En el presente documento se analizan algunos efectos de la interconexión de una fuente de
energía renovable obtenida de la caída de agua de dos presas, esta interconexión al sistema
eléctrico se hace necesaria para aprovechar la energía que se tiene disponible. En la fecha que se
elaboró este documento, los análisis de la interconexión de este tipo de plantas a voltajes de
distribución son relativamente nuevos, y representan un verdadero reto para los Ingenieros
Electricistas que desempeñan su ejercicio profesional en el área de distribución.

1.2 OBJETIVO

El objetivo del presente trabajo es el análisis técnico de los efectos que pueden causar las plantas
de generación hidroeléctricas que se interconectan a las redes rurales de media tensión, este
análisis va encaminado a determinar el comportamiento de las pérdidas, regulación y valores de
corto circuito. Otro objetivo que se pretende alcanzar en forma simultánea es que este documento
sirva como guía técnica para los Ingenieros del área de Distribución que tienen la responsabilidad
de la atención de las solicitudes de interconexión de plantas a la red de media tensión, ya que
estas solicitudes actualmente no son muy comunes, así también no existe gran variedad de
bibliografía precisa y concisa que sirva de apoyo en los análisis.

GENERACION
TRANSMISION
DISTRIBUCION
GENERACION
TRANSMISION
DISTRIBUCION

Figura 1.2.1 Sistema de potencia convencional.

1.3 ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN

El alcance de la investigación es el cálculo de la regulación y pérdidas (estado estable) de una
instalación que se definirá como Caso Base Real conformada por un circuito de distribución de
media tensión rural, subestaciones y su red de subtransmisión ante la presencia de plantas
hidroeléctricas con generadores síncronos que se interconectan en este nivel de tensión, el estudio
se enfoca en analizar el efecto en el Sistema de Distribución. El Caso Base Real, es un problema
real y se considera muy ilustrativo desde el punto de vista analítico, ya que puede ser usado como
referencia para el análisis de otro caso similar usando para ello los programas de análisis con que
cuenta la Comisión Federal de Electricidad. También se pretende analizar el impacto en los

16
valores de falla del circuito de distribución ante la interconexión de estos generadores. Por otro
lado se tratan otros casos de estudio con el objeto de obtener mayor informaciónsobre el tema,
estos casos no son tratados con el mismo detalle que el Caso Base Real. Por la gran relación que
existe, en este documento se menciona también algunos aspectos relacionado con generadores
asíncronos.
El desarrollo de la investigación se hace en el ámbito de la Comisión Federal de Electricidad
(CFE), específicamente en la Zona de Distribución Costa de la División Jalisco, con sede en
Autlán, Jalisco.

1.4 METODOLOGÍA

Para el desarrollo del tema, se parte de una problemática real existente al que se le llama Caso
Base Real, a este caso se le hacen diversos tipos de análisis en base a simulaciones usando
programas comerciales del que dispone la Comisión Federal de Electricidad. Al Caso Base Real
se le hacen modificaciones para simular otros escenarios posibles y de las diferentes simulaciones
se obtienen conclusiones. Para el desarrollo del tema se sigue la siguiente secuencia:
• Planteamiento del problema.
• Definición de los casos base.
• Obtención de la topología de la red.
• Obtención de demandas máximas y mínimas coincidentes.
• Método de análisis propuesto, adecuando la información de la red para usar un programa
de flujos de potencia.
• Análisis en condiciones de demanda mínima y máxima del Caso Base Real, usando un
programa de flujos de potencia.
• Análisis de otros casos para obtener mayor información sobre los efectos de la
interconexión de generadores.
• Obtención de los datos para cálculo de corto circuito para el Caso Base Real.
• Análisis de resultados.
• Conclusiones.
Para el desarrollo del tema, se hace necesario de apoyo bibliográfico y de una gran variedad de
información técnica y estadística, también se toman en cuenta las mejores prácticas,
recomendaciones y hasta los criterios adquiridos con la experiencia.

1.5 TERMINOLOGÍA USADA

Dentro de este documento es necesario definir algunos términos, abreviaturas y componentes del
sistema eléctrico:

Comisión Federal de Electricidad (CFE, suministrador).- Empresa paraestatal a cargo de la
generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica en México.
Permisionario.- Persona física o moral que tiene permiso (título) para generar energía eléctrica.
CENACE (Centro Nacional de Control de Energía).- Dependencia de CFE que se encarga del
control y despacho de energía eléctrica en el ámbito del Sistema Eléctrico Nacional.
Línea de transmisión.- Línea con tensión de fase a fase igual o mayor a 220 kV.
Línea de subtransmisión.- Línea con tensión de fase a fase mayor de 35 kV, pero menor a 220
kV.
Línea de alta tensión.- Se llamará con este nombre a cualquier línea de transmisión o
subtransmisión, en este documento el término alta tensión se abreviará como AT.
Línea de distribución, circuito de distribución o línea de media tensión.- Línea con tensión de
fase a fase mayor a 1 kV y menor o igual a 35 kV, en este documento el término media tensión se
abreviará como MT.
Línea de baja tensión.- Línea con tensión de fase a fase menor o igual a 440 Volts.
Subestación de potencia.- Se les denomina con este nombre a las subestaciones con gran
capacidad de transformación y normalmente transforman voltajes de alta - alta tensión, pero
también se encuentran en esta clasificación las subestaciones elevadoras de gran capacidad.
Subestación de distribución.- Son las subestaciones cuya salida en el secundario del
transformador es en media tensión y va a los centros de consumo, normalmente transforman
tensiones de subtransmisión a media tensión.
Interruptor o alimentador.- Se les denomina así al equipo que sirve para seccionar o aislar una
parte del sistema, tienen capacidad interruptiva en condición normal y de sobrecorriente;
normalmente son usados en combinación con relevadores de protección y se ubican en
subestaciones tanto de distribución como de potencia.
Transformador de distribución.- Es aquel transformador conectado a cualquier circuito de
distribución y que transforma de media tensión a baja tensión, este equipo puede ser propiedad de
CFE o particular.
Otros equipos de seccionamiento.- Definiremos otros equipos utilizados en los circuitos de
distribución como los que a continuación se enlistan:
a).- Restaurador.- Equipo de seccionamiento que tiene capacidad interruptiva bajo
condiciones normales y de sobrecorriente; tiene la capacidad de realizar recierres automáticos
ante cualquier eventualidad, el número de pruebas es programable según la necesidad de la
coordinación de protecciones.
b).- Seccionalizador.- Equipo de seccionamiento que no tiene capacidad interruptiva
bajo condiciones de sobrecorriente, pero tiene la capacidad de detectar el número de veces que
las sobrecorrientes circulan por sus bobinas y en combinación de otro equipo (restaurador o
interruptor) puede seccionar un tramo fallado, normalmente estos equipos tienen capacidad
interruptiva solamente bajo corriente nominal.
c).- Cortacircuitos fusible.- Equipo de seccionamiento que tiene capacidad interruptiva
solamente en condiciones de sobrecorriente y no tiene capacidad de realizar recierres.
18
d).- Cuchillas tripolares.- Equipos que se operan en grupo (abren o cierran las tres
fases) en forma manual o automatizada, normalmente estos equipos tienen capacidad interruptiva.
e).- Cuchillas monopolares.- Equipos que se operan por fase en forma manual, estos no
tienen capacidad interruptiva en condiciones de falla ni con corriente nominal.
Troncal de un circuito.- Definiremos con este nombre a la trayectoria principal del circuito de
media tensión que está conectada directamente al interruptor sin ningún otro equipo de protección
que tenga capacidad de interrupción automática ante cualquier evento, ante cualquier falla en el
troncal obligará que dispare el alimentador. Esta parte del circuito deberá estar conformada por
mejores calibres de conductor que sus ramales y deben estar presentes las tres fases.
Ramal de un circuito.- Definiremos con este nombre a aquella parte del circuito de media
tensión que no está conectada directamente al interruptor del circuito, antes de este equipo existe
un equipo de protección (restaurador, seccionalizador, cortacircuitos fusible etc.) que ante un
evento debe interrumpir antes que el alimentador. Esta parte del circuito, normalmente se
conforma con calibres más delgados y no necesariamente deben estar presentes las tres fases.
Sistema eléctrico de distribución.- Se llama así al sistema eléctrico conformado por diversos
tipos de instalaciones, desde las líneas de subtransmisión, subestaciones de distribución, hasta las
líneas de media y baja tensión; son el medio que permite que la energía sea entregada a los
centros de consumo una vez que esta ha sido generada en las centrales eléctricas.
FeederAll.- Programa comercial de la empresa Asea Brown Bouveri (www.abb.com), usado por
la Comisión Federal de Electricidad en la planeación de la Distribución a corto plazo. Este
programa se usa para el análisis de la red media tensión.
SynerGEE.- Programa comercial de la empresa Advantica (www.advantica.biz) usado para el
análisis de la red de media tensión, en la fecha de elaboración de este documento, este programa
está en proceso de implantación en Comisión Federal de Electricidad y en este documento
únicamente se hace mención de este sistema.
PSS/E.- Programa comercial de la empresa Siemens (www.pti-us.com), usado por la Comisión
Federal de Electricidad en el análisis de la red de alta tensión. En la División Jalisco de CFE,
este programa se usa más comúnmente en la planeación de la red, en este documento se hace uso
de la versión 30.3.
Aspen.- Programa comercial de la empresa Aspen (www.aspeninc.com), usado por la Comisión
Federal de Electricidad en el análisis de la red de alta tensión. En la División Jalisco de CFE,
este programa se usa más comúnmente en el cálculo de corto circuito y coordinación de
protecciones, a estemódulo del Aspen se denomina OnLiner, en este documento se hace uso de
la versión 10.10 de este módulo.
Volt.- Unidad de medida de la tensión eléctrica (diferencia de potencial).
Amperes.- Unidad de medida de la corriente eléctrica.
Watts.- Unidad de medida de la potencia eléctrica (potencia real).
Var.- Unidad de medida de la potencia reactiva.
kWh.- Unidad de medida de energía eléctrica.

19
2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

2.1 ÁREAS DE ESPECIALIDAD EN LAS COMPAÑÍAS ELÉCTRICAS

Dentro de las empresas eléctricas que tienen a su cargo un sistema eléctrico de potencia, siempre
destacan 3 áreas técnicas: Generación, Transmisión y Distribución, esto debido a la naturaleza de
las actividades que se realiza en cada una de estas, por esta razón el personal especializado de
Distribución puede desconocer en gran parte las actividades que se realizan en Generación y es
que el arreglo más común para la Generación, es una gran planta conectado al sistema mediante
una subestación elevadora, el personal que labora en esta instalación no tiene ningún contacto con
el usuario final que pudiera ser una casa habitación.
Como se mencionó en la sección 1.1 el sistema convencional ha enfrentado ciertas dificultades y
esto ha despertado cierto interés en construir plantas relativamente pequeñas que tienden a
orientar la generación convencional puntual a una generación dispersa, pero en muchos casos por
la capacidad y ubicación de estas plantas, resulta costoso las obras de interconexión a la red de
transmisión o subtransmisión y la única alternativa es la red de media tensión.
En México dentro de la Comisión Federal de Electricidad, es muy raro (casi nulo) encontrar
plantas de generación conectadas a la red de media tensión, pero de acuerdo al marco legal
vigente, la iniciativa privada puede generar bajo alguna de las modalidades que la ley establece e
interconectarse al nivel de tensión disponible que funcione técnica y económicamente, el nivel de
media tensión es uno de los niveles disponibles, pero el análisis técnico del efecto que pueden
causar estas plantas puede ser novedoso y representar cierta incertidumbre para el personal
especializado del área de Distribución, y es que a veces el software usado para su análisis esta
diseñado específicamente para usarse en su área. El análisis anterior se dificulta cuando la
capacidad de la planta es relativamente mayor a la demanda de un circuito de distribución con
longitud considerable y calibres delgados, como es el caso de los circuitos que suministran
servicio a poblados rurales.
El presente documento es el análisis técnico del efecto que pueden producir plantas de generación
interconectadas a redes rurales de media tensión.

2.2 INTERCONEXIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Como se mencionó en una sección anterior, la energía puede prevenir de fuentes renovables o no
renovables; para el caso de fuentes pequeñas su incorporación o interconexión al sistema
eléctrico de 60 Hertz puede realizarse principalmente por medio de maquinas rotatorias que
pueden ser de 2 tipos:
• Generadores síncronos.- Es el equipo principal usado en la mayoría de las fuentes de
energía distribuida, también es el usado en las grandes centrales eléctricas. Este equipo
tiene la característica de girar a una velocidad constante determinada por su numero de

20
polos y la frecuencia de generación, por medio de la excitación de su devanado de campo
se pueden controlar el flujo de potencia reactiva que se reflejará como control de voltaje
en sus terminales o en algún otro punto.
• Generadores asíncronos (inducción).- Actualmente, este equipo se empieza a usar en
aplicaciones de generación distribuida y es en sí un motor de inducción el cual es operado
en forma inversa o sea su rotor es impulsado por alguna fuente de energía mecánica para
generar potencia real, requiere de ser impulsado a una velocidad superior a la síncrona y
también requiere de una fuente de potencia reactiva que puede provenir del sistema al
cual está interconectado o de un banco de capacitores.
Es importante mencionar que existe también la interconexión de la generación distribuida por
medio de inversores con electrónica de potencia, en donde hay conversiones de corriente alterna
(frecuencia variable por ejemplo) a corriente directa y luego a corriente alterna para entrar en
sincronía con la red, esta aplicación es usada por ejemplo en las fuentes de energía eólica. El
tema de interconexión con electrónica de potencia no se analiza en este documento.
En el presente trabajo se trata el análisis de plantas hidroeléctricas con generadores síncronos y
para la realización de la investigación fue necesario ubicar centrales hidroeléctricas
interconectados en el nivel de media tensión con el objeto visitarlas y conocer la operación real
de estas centrales para hacer el estudio del Caso Base Real lo más apegado a la realidad. En el
ámbito de la División Jalisco de la CFE, que cubre los estados de Jalisco y Nayarit, la única
planta similar al caso de estudio fue la Planta Hidroeléctrica Jumatán (PH Jumatán) a cargo de la
Región de Producción Occidente de CFE ubicado en el estado de Nayarit, la diferencia de esta
planta con el Caso Base Real es de que es muy pequeña comparada con la demanda del área, esta
muy cerca de la subestación, únicamente tiene un usuario conectado en el tramo planta-
subestación (5 de mayo) y se interconecta en 34.5 kV. En la figura 2.2.1 se muestra un generador
síncrono de la PH Jumatán.

Figura 2.2.1 Generador síncrono PH Jumatán (CFE), Nayarit.

A manera de información general para el lector, a continuación se describe en forma general la
secuencia de sincronización de un generador síncrono impulsado por una turbina hidráulica tipo
Pelton, partiendo del hecho que ya esta acoplado a su turbina (se conoce el giro del rotor):

21
• El interruptor de interconexión con CFE y el del generador (ver figura 3.5.2), se
encuentran abiertos inicialmente; se cierra primero el interruptor de interconexión para
tener voltaje en un lado del interruptor de generador.
• Se abre la válvula de paso para alimentar a la turbina Pelton.
• Se abren los inyectores de la turbina hasta hacer girar el generador a una velocidad igual o
ligeramente mayor a la velocidad síncrona.
• Se cierra el interruptor de la excitación del devanado de campo (rotor).
• Se regula con los controles de la turbina la velocidad y con la excitación el voltaje en
terminales.
• Una vez obtenido el voltaje del sistema y la velocidad síncrona (misma frecuencia), con el
apoyo del sincronoscopio se cierra el interruptor del generador, lográndose la
interconexión de la máquina. Es importante identificar que en la planta hay interruptor de
cada generador e interruptor de interconexión con la red de media tensión, tal como se
muestra en la figura 3.5.2.
• Una vez sincronizado el generador se procede a controlar la potencia de generación con la
apertura de mayor caudal a la turbina, la potencia reactiva se controla con la excitación.
• Al haber un problema en el generador (sobrecorriente, sobrecalentamiento etc.) o en la
línea de media tensión, dispara su interruptor, el generador tiende a acelerarse, actúa el
inyector de la turbina cortando el flujo de agua y después también se cierra la válvula de
alimentación en forma automática.
• Para volver a sincronizar se vuelve hacer la misma secuencia de pasos.
• En las plantas modernas, todos los pasos anteriores pueden estar automatizados.
En la descripción del proceso de sincronización anterior, se trata de un generador de capacidad
pequeña conectado a un gran sistema, por esta razón este equipo no puede tener control en la
frecuencia.

Figura 2.2.2 Generador asíncrono, cortesía de PH Cajón de Peña, Jalisco.

Para el caso de un generador asíncrono como el mostrado en la figura 2.2.2, este equipo es
impulsado por una turbina hidráulica,su interconexión a la red de CFE en términos muy
generales, es como a continuación se describe:
• El interruptor de interconexión con CFE y el de generador (ver figura 3.5.2), se
encuentran abiertos inicialmente; se cierra primero el interruptor de interconexión para
tener voltaje en un lado del interruptor de generador.
• Se abre la válvula de paso para alimentar a la turbina hidráulica.
• Se abren los inyectores de la turbina hasta hacer girar el generador a una velocidad igual a
la velocidad síncrona (según el número de polos del generador).
• Con el generador girando a la velocidad síncrona, se cierra el interruptor del generador e
inmediatamente se abre más el inyector de la turbina hasta lograr inyectar al sistema de
CFE la potencia requerida, el generador gira a una velocidad ligeramente superior a la
velocidad síncrona.
• Al haber un problema en el generador (sobrecorriente, sobrecalentamiento etc.) o en la
línea de media tensión, dispara su interruptor, el generador tiende a acelerarse, actúa el
inyector de la turbina cortando el flujo de agua. Cuando el problema es del generador la
turbina deja de girar totalmente y cuando es de la red de CFE, continúa girando a una
velocidad ligeramente menor a la síncrona esperando que se normalice la red para volver
a reconectarse.
• En las plantas modernas, todos los pasos anteriores pueden estar automatizados.
Los generadores asíncronos, al igual que los motores de inducción requieren de potencia reactiva
para poder generar electricidad. En la sección 4.11, se vuelve tratar el tema de los generadores
asíncronos y su compensación reactiva.

2.3 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

El análisis de circuitos eléctricos de corrientes alterna en estado estable usando el método de
mallas o nodos, resulta relativamente fácil cuando el circuito a analizar tiene información de las
fuentes de voltaje y corriente como es la magnitud y los ángulos con respecto a una referencia,
pero esta condición cambia cuando se analiza un sistema de potencia, en donde se tiene la
información de la topología de la red, generadores, cargas, etc., pero se desconocen los voltajes y
su ángulo, por lo tanto estas son las variables iniciales a calcular, el problema se complica debido
a que las ecuaciones resultantes a resolver son ecuaciones algebraicas no lineales, de tal manera
que su solución requiere necesariamente de un método numérico iterativo. En un sistema de
potencia, el número de nodos puede ser tal, que la solución debe ser calculada con el apoyo de
una computadora digital y con un software especializado.
Para realizar un estudio de flujos de carga, es necesario modelar los diferentes dispositivos que
integran al sistema de potencia y que participan en el estudio como son generadores, líneas de
transmisión, cargas, etc., el análisis se inicia considerando que se tiene los siguientes datos:
• Topología dada.

23
• Inyecciones netas de potencia real y reactiva (generaciones y/o cargas nodales).
Se aplica la formulación nodal y con algún método iterativo como Gauss-Seidel, Newton
Raphson etc. se llega a la solución para obtener:
• Todos los voltajes nodales.
• Los flujos de potencia activa y reactiva en líneas.
• Las pérdidas.
No es el objeto de este trabajo en analizar las técnicas de solución o modelar muy detalle los
componentes del sistema, si no más bien usar las herramientas computacionales en la solución
práctica del problema que se plantea en la sección 2.6.

2.4 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS
DE ALTA TENSIÓN

En la siguiente figura se muestra el diagrama unifilar de un sistema de potencia de 5 nodos.

Figura 2.4.1 Diagrama unifilar de un sistema de potencia.

En la figura anterior, se conocen los parámetros de las líneas, transformadores, generadores
(dependiendo del tipo de nodo) y los valores de la carga. En esta forma es como se presenta un
problema real de un sistema de potencia, para su solución habría que aplicar un programa de
flujos de potencia y de esta manera la aplicación del programa de flujos es casi directa. Dentro de
la Comisión Federal de Electricidad se usan los programas comerciales PSS/E o Aspen para la
solución de este tipo de problemas.
Las cargas que se muestran son las demandas medidas y para el caso de una subestación de
distribución puede ser la demanda medida en el bus de alta tensión o en media tensión si se tiene
el modelo hasta ese nivel.

24
En los análisis de un problema como el de la figura 2.4.1 se puede invertir un mayor tiempo en la
adquisición de los datos de los elementos del sistema, una vez capturada la información en la
base de datos del programa de flujos, es relativamente rápido el análisis cuando se tiene la
experiencia y conocimiento sobre el tema. En secciones posteriores se realizaran varios análisis
del sistema de potencia involucrado.

2.5 ANTECEDENTES SOBRE ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS
DE DISTRIBUCIÓN

En la figura 2.5.1 se muestra el diagrama unifilar de un circuito de distribución de media tensión.

Figura 2.5.1 Diagrama unifilar de un circuito de distribución.

El circuito de distribución, tiene carga conectada a lo largo de su trayectoria y esto puede llegar a
cientos de transformadores de distribución, también se incluyen otros tipos de equipos y cargas
como: bancos de capacitores, equipos de protección y seccionamiento. En este tipo de
instalaciones lo que se tiene disponible es la medición en la subestación de distribución
(subestación fuente), ya que en la practica no es factible disponer de las mediciones en cada
transformador, a excepción de aquellos usuarios que por su demanda tiene medición con
capacidad de perfil de carga.
Para su análisis es necesario hacer el “reparto” de las mediciones en todos los nodos con carga
distribuida (sin medición) tomando en cuenta los usuarios mayores; para la distribución se
aplican técnicas y opcionalmente se pueden hacer correcciones por pérdidas.
25
Una vez que se hace la distribución de la carga, se aplican métodos iterativos para encontrar las
soluciones de voltajes, flujos, regulación, pérdidas etc. En el caso de CFE, para este tipo de
análisis se aplican programas computacionales como el FeederAll de la compañía ABB o
SynerGEE de Advantica.

2.6 LA PROBLEMÁTICA DEL ANÁLISIS DE DISTRIBUCIÓN CON
GENERACIÓN

En la figura 2.6.1 se muestra el diagrama unifilar de un circuito de distribución de media tensión
con generación conectada.

Figura 2.6.1 Diagrama unifilar de un circuito de distribución con generación y flujo cero.

En la figura anterior la capacidad de generación no sobrepasa la demanda del circuito, en este
caso en un punto de la trayectoria no hay flujo de potencia (flujo cero).
Cuando la capacidad del generador supera la demanda del circuito y más aún cuando puede
suministrar la demanda de los circuitos conectados a la misma subestación, se presenta el caso
que se muestra en la figura 2.6.2.

Figura 2.6.2 Diagrama unifilar de un circuito de distribución con generación.

La situación mostrada en la figura anterior, es más factible que se presente en un circuito de
distribución rural, en donde las demandas de los circuitos pueden ser pequeñas y las distancias a
mover la potencia son grandes.
En base a lo que se muestra en las figuras anteriores se plantean los problemas a resolver en este
documento:

¿Cual es el comportamiento de la regulación en el circuito de distribución ante la
interconexión del generador?

¿Cual es el comportamiento de las pérdidas en el circuito de distribución ante la
interconexión del generador?

¿Qué obras hay que llevar a cabo cuando se presenta un generador relativamente mayor a
la demanda de la subestación?

¿Cuáles serán los nuevos valores de corto circuito?

¿Los equipos actuales tienen suficiente capacidad interruptiva ante la presencia delgenerador?

Los cuestionamientos anteriores son resueltos durante el desarrollo del presente documento.

27
3 DESCRIPCIÓN DE LOS CASOS BASE Y
ADQUISICIÓN DE LA INFORMACIÓN

3.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CASO BASE

El área de influencia de la Zona de Distribución Costa de CFE, se localiza en la parte sur del
estado de Jalisco; su función principal es la distribución y comercialización de la energía eléctrica
de esta área, en ella se encuentran 23 municipios del mismo estado.
El Caso Base al que se refiere este documento, se encuentra ubicado en el área de influencia de la
Zona de Distribución Costa y la generación a interconectarse se ubica en el municipio de Unión
de Tula, Jalisco; municipio en donde se encuentran ubicadas las presas Tacotán y Trigomil,
consideradas como fuentes potenciales de energía eléctrica. En la figura 3.1.1 se muestra la
ubicación del Caso Base.

Figura 3.1.1 Ubicación de la Zona Costa y Caso Base en el estado de Jalisco.

En la figura 3.1.2 se muestran fotos de las presas Tacotán y Trigomil, los cuales se ubican en el
municipio de Unión de Tula, Jalisco.

Figura 3.1.2 Presas Tacotán y Trigomil.

En la figura 3.1.3 se muestra la ubicación relativa de las presas.

Figura 3.1.3 Ubicación relativa de las presas Tacotán y Trigomil.

El Caso Base de estudio se dividirá a su vez en cuatros casos base:
• Caso Base Real.- Se refiere al sistema actual existente con red de subtransmisión en 69 y
115 kV, media tensión en 23.8 kV. Para recibir la generación se hace necesario modificar
la red y capacidad de la subestación, a este nuevo caso se le llama Caso Base Real
Modificado.
• Caso Base Ideal.- Se refiere a un caso ideal con red de media tensión y generadores
conectados en cada uno de sus nodos.
• Caso Base 115-23.- Se refiere a un sistema con red de media tensión igual al Caso Base
Real (23.8 kV) pero con red de subtransmisión en 115 kV. Para recibir la generación se
hace necesario modificar la red, a este nuevo caso se le llama Caso Base 115-23
Modificado.
• Caso Base AT.- Es idéntico al Caso Base Real, pero con la diferencia que la interconexión
es en el nivel de alta tensión (69 kV). A esta red, pero con las líneas que interconectan las
plantas se le llama Caso Base AT Modificado.
En el capítulo 4 y 6 se analiza el Caso Base Real y en el capítulo 5 se tratan los demás casos.

3.2 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Y
SUBESTACIONES

En el área de influencia de la Zona Costa se suministra la energía eléctrica por medio de las
líneas de subtransmisión, quienes conectan a 7 subestaciones de distribución para llegar a todos
sus clientes por medio de las redes de media y baja tensión. El sistema de subtransmisión de Zona
Costa tiene 2 voltajes de operación: El sistema de 69 kV proveniente de la subestación Acatlán
Potencia (Área de Transmisión Jalisco CFE) y 115 kV proveniente de Colomos Potencia (Área
de Transmisión Colima), ambos sistemas llegan hasta la subestación de distribución El Grullo

29
(GRU) en donde se tiene el punto normalmente abierto y se pueden interconectar en anillo en
casos de contingencias por medio de un autotransformador 115/69 kV. En la figura 3.2.1 se
muestra el diagrama unifilar del sistema de subtransmisión y subestaciones de Zona Costa, el bus
de media tensión se representa por una sola carga que involucra todos los circuitos de media
tensión.

Figura 3.2.1 Diagrama unifilar del sistema de subtransmisión y subestaciones Zona Costa.

En la siguiente tabla se muestran las líneas de subtransmisión con su número de línea, voltaje
nominal, longitud y el calibre del conductor, todas estas líneas participan en los casos de estudio
que se analizan, pero en forma más directa la red de 69 kV.

Tabla 3.2.1 Líneas de subtransmisión de Zona Costa.

2 3 4 5 6
LINEA CONECTADO ENTRE LONGITUD CALIBRE VOLTAJE
LOS NODOS (km) CONDUCTOR NOMINAL (kV)
63830 3792 (ATN) --- 35002(TCT) 60.29 477ACSR 69
63570 35002(TCT) --- 35003(SCM) 32.89 477ACSR 69
63890 35003(SCM) --- 35004 (ENT VCS) 42.00 266.8 ACSR 69
63890 35004 (ENT VCS) --- 35005(TPA) 38.42 266.8 ACSR 69
73300 35008(GRU) --- 35009(AUT) 18.72 477ACSR 115
63880 35003(SCM) --- 35006 (ENT MZI) 29.50 4/0 ACSR 69
63880 35010(MZI) --- 35006(ENT MZI) 5.50 4/0 ACSR 69
63890 35011(VCS) --- 35004(ENT VCS) 0.10 266.8 ACSR 69
63880 35007(GRU) --- 35006(ENT MZI) 13.00 477ACSR 69
73050 3956(TCS) --- 35009(AUT) 33.17 477 ACSR 115

En la tabla 3.2.2 se muestran las características generales de los transformadores de cada una de
las subestaciones que conforman el área de influencia de la Zona Costa, se incluye el
autotransformador 115/69 kV.
30

Tabla 3.2.2 Transformadores de la subestaciones de Zona Costa.

1 2 3 4 5 6 7 8 9
No. ZONA CLAVE NUMERO MARCA AÑO CAP kV kV
BANCO SERIE FAB (MVA) AT MT
1 COS AUT-T2 10726 VOLTRAN 94 12/16/20 115 23.8
2 COS GRU-T1 8390-1-1 IESA 88 7.5/9.375 115 23.8
3 COS MZI-T1 26-0306-1 IEM 80 7.5/9.375 69 23.8
4 COS SCM-T1 29834 VIGGERS 75 5/6.25 66 23
5 COS TCT-T1 C-4445-1 ESA 87 7.5/9.375 69 23.8
6 COS VCS-T1 24-5177-1 IEM 69 3 69 22
7 COS TPA-T1 29125 VIGGERS 75 5/6.25 66 13.8
8 COS GRU-T2 26-0614 IEM 85 20/25 115 69

Todos los transformadores se toman en cuenta en los análisis, pero el de la subestación San
Clemente es el que se involucra directamente con la red de media tensión.

3.3 DESCRIPCIÓN DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

La red de media tensión de la Zona Costa está conformada actualmente por 22 circuitos, los
cuales 19 operan en 23.8 kV y 3 en 13.8 kV, la tabla 3.3.1 muestra la lista de los circuitos de la
Zona así como sus características generales.

Tabla 3.3.1 Circuitos de distribución de Zona Costa.

1 2 3 4 5 6
CLAVE NOMBRE NUMERO TRONCAL CALIBRES RAMALES
CIRCUITO CIRCUITO USUARIOS LONG km TRONCAL LONG km
AUT-5110 GRANA 4059 7 1/0-3/0-266.8 ACSR 17.8
AUT-5120 VICTORIA 3109 5.9 1/0-3/0-4/0-266.8 ACSR 7.6
AUT-5130 INFONAVIT 2060 16.9 1/0-266.8-4/0 ACSR 44.8
AUT-5140 BARCENAS 2592 3.6 266.8 ACSR 8.2
AUT-5150 SANTANA 5324 9 266.8 ACSR 48.0
GRU-5110 LIMON 2977 25 1/0-266.8 ACSR 63.8
GRU-5120 IMO 9 579 12.4 266.8-1/0 -4/0 ACSR 95.8
GRU-5130 TONAYA 3 688 31.0 266.8 ACSR 90.79
MZI-5160 CORCOVADO 1331 12 1/0 ACSR 26.1
MZI-5170 MEZQUITAN 856 6.7 4/0 ACSR 21.1
SCM-5120 TENAMAXTLAN 4684 40 266.8-1/0 ACSR 112.0
SCM-5130 JUCHITLAN 3142 23 336.4 - 266.8 ACSR 101.7
SCM-5140 AYUTLA 4026 30 266.8 ACSR, 1/0 ACSR 44.4
SCM-5150 U. DE TULA 6875 13.5 2- 4 ACSR, 266.8 ACSR 212.2
TCT-5110 GASERA 3795 12.0 1/0-2 ACSR, 4 Cu 23.3
TCT-5120 OJO DE AGUA 2627 8.3 266,8 ACSR (336,4) 99.6
VCS-5110 ATENGUILLO 4356 33.4 266.8 ACSR, 1/0-2 ACSR 170.5
VCS-5120 CUAUTLA 968 24.8 1/0 ACSR 44.9
TPA-4110 COLORADA 1 792 21.0 266.8 ACSR, 2 ACSR 5.3
TPA-4120 MASCOTA 3934 22.3 266.8 ACSR 142.8
TPA-4130 BASILICA 5181 6.3 266.8 ACSR 176.5
CLA-5130 CALTECO 1257 28.1 266.8-2 ACSR 35.5

31
En la figura 3.3.1 se muestra la trayectoria geográfica de todos los circuitos de distribución de la
Zona Costa.

Figura 3.3.1 Trayectoria geográfica de los circuitos de distribución de Zona Costa.

En los análisis que se llevan a cabo en este documento, el circuito de media tensión involucrado
es el SCM-5150 Unión de Tula, lo demás circuitos participan en la forma de un equivalente de
carga que se representa en los buses de media tensión de cada uno de los transformadores de las
subestaciones.

3.4 DESCRIPCIÓN DEL CASO BASE REAL

En el ámbito de la Zona Costa, se han tenido solicitudes de interconexión de generadores
particulares a las redes de media tensión, pero el caso más representativo y que ha representado
un verdadero análisis de Ingeniería, ha sido el caso de la interconexión de 2 plantas
hidroeléctricas ubicados en diferentes puntos del mismo circuito de distribución, en la figura
3.4.1 se presenta el diagrama unifilar de la subestación San Clemente, el cual