KINENERGY - Insights #Calidad de la EnergíaKINENERGY - Insights #Calidad de la Energíahttps://www.kin.energy/blogs/tag/calidad-de-la-energíaWed, 29 Apr 2026 19:08:37 -0700http://zoho.com/sites/<![CDATA[Lineamientos del Código de Red 2.0: Centros de Carga ]]>https://www.kin.energy/blogs/post/código-de-red-2.0.-centros-de-cargaEl Código de Red es la regulación emitida por la CRE, que establece los requerimientos técnicos-operativos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos asociados con el (SEN).]]>

¿Qué es el Código de Red? 

Es la regulación emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que establece los requerimientos técnicos-operativos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos asociados con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Regula las diversas actividades que se llevan a cabo en el SEN como son:

  • Planeación. 
  • Control operativo.
  • Control físico.
  • Operación de la Red Nacional de Transmisión (RNT).
  • Operación de las Redes Generales de Distribución (RGD).
  • Interconexión de Centrales Eléctricas.
  • Conexión de Centros de Carga.

Objetivo

Establecer los criterios técnicos que los integrantes de la industria eléctrica deben cumplir de manera obligatoria en el desarrollo de sus actividades en el Sistema Eléctrico Nacional para garantizar la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica.

¿A quién va dirigido?

El Código de Red es de cumplimiento obligatorio para todos los usuarios del SEN, como son:

  • El Centro Nacional de Control de Energía. 
  • Transportistas.
  • Distribuidores. 
  • Centrales Eléctricas.
  • Centros de Carga.
  • Generadores.
  • Suministradores.
  • Usuarios calificados participantes del mercado.
  • Comercializadores no suministradores.
  • Contratistas.
Fuente: CFE

Contenido del Código de Red

El contenido del Código de Red está dividido en las disposiciones generales administrativas de carácter general y en las disposiciones operativas.

Disposiciones Generales del SEN:

  • Planeación (P). 
  • Operación (OP).
  • Interconexión para Centrales Eléctricas.
  • Conexión de Centros de Carga.
  • Red Eléctrica Inteligente (REI) en materia de telemetría, interoperabilidad y seguridad de la información.
  • Aplicables a Sistemas Eléctricamente Aislados (SEA).

Manual Regulatorio:

  • Planeación del Sistema Eléctrico Nacional.
  • Estados Operativos del Sistema Eléctrico Nacional.
  • Control y Operación de la Generación y Recursos de Demanda Controlable.
  • Coordinación Operativa.
  • Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional.
  • Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN.

Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN

I. Objetivo


Establecer los requerimientos técnicos que deben cumplir los Centros de Carga conectados al SEN en Media o Alta Tensión, para garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.


II. Alcance y aplicación


Los requerimientos del Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN (Manual Regulatorio de Conexión) son de aplicación para todos los Centros de Carga conectados o que pretendan la Conexión SEN en los niveles de Media o Alta Tensión.


Por otro lado, para los Centros de Carga sujetos a la obligación prevista en el Capítulo 1 del Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga del Código de Red publicado en el DOF el 8 de abril de 2016. Se deberá entender que la obligación referida para Centros de Carga en Media Tensión o Alta Tensión continua vigente y exigible por la CRE, en un plazo que no podrá exceder de 3 años, debiendo presentar un Plan de Trabajodetallando las acciones que serán implementadas para asegurar el cumplimiento de lo establecido en este Manual. 


Los Centros de Carga en Baja Tensión, no son objeto del presente Manual Regulatorio de Conexión.


Finalmente, los Centros de Carga que se encuentren conectados en Media Tensión, y que tengan una demanda contratada mayor o igual a 1 MW, contarán con un periodo transitorio no mayor a dos años, contados a partir de la publicación en el DOF de la presente versión del Código de Red, para asegurar el cumplimiento con los requerimientos técnicos señalados en los numerales 2.4 y 2.8 del presente Manual Regulatorio de Conexión, referidos a factor de potencia y calidad de la potencia. 

Antes de hablar sobre los requerimientos del Código, vamos a mencionar dónde se aplica.


La evaluación de los requerimientos se debe realizar en el Punto de Conexión en donde el distribuidor, su equipo de medición y el centro de carga se conectan para recibir el suministro de energía eléctrica. Un Punto de Conexión es determinado por el CENACE, donde uno o varios Centros de Carga se conectan en un mismo nivel de tensión.


¿Qué es un Centro de Carga?


Son las instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten que un “Usuario Final” reciba el suministro eléctrico.


En otras palabras, un punto de conexión es la frontera donde limitan las responsabilidades del distribuidor y del Centro de Carga. 

Requerimientos Técnicos aplicables a los Centros de Carga

Los Centros de Carga conectados en Media Tención con demanda contratada <1 MW, así como los conectados en Media Tensión con demanda contratada ≤1 MW deben cumplir con los requerimientos estipulados en la siguiente tabla:

Tabla 1.1. A: Requerimientos aplicables a los Centros de Carga

RDC: Recursos de Demanda Controlable

Son Centros de Carga que tienen la capacidad de disminuir su consumo de energía eléctrica en tiempo real.

2.1 Tensión

Los Centros de Carga deberán soportar Variaciones de Tensión: En Estado Operativo Normal

  • +/- 5% de manera permanente, en condiciones distintas al Estado Operativo Normal.
  • +/- 10% hasta por 20 minutos.

2.2 Frecuencia

Los Centros de Carga deberán soportar variaciones de frecuencia:

  • +/- 1 Hz en estado permanente. 
  • +/- 2.5 Hz por 30 minutos.

2.3 Corto Circuito

Consideraciones para el cumplimiento del Código de Red

2.4 Factor de Potencia

El Factor de Potencia (FP) o Cos (φ), se define como la relación entre la potencia que produce el trabajo (Potencia Activa) y la potencia total (Potencia Aparente) consumida o suministrada. 

Consideraciones para el cumplimiento del Factor de Potencia

Los Centros de Carga Conectados en Media tensión con una demanda contratada igual o superior a 1 MW, tendrán un periodo transitorio no mayor a 2 años, contados a partir de la publicación del presente documento en el DOF, para asegurar el cumplimiento con el requerimiento de factor de potencia.

2.5 Protecciones

Los Puntos de Conexión de Centros de Carga en la RNT y en las RGD deben contar con esquemas de protección. En tanto no se cuente con Norma Oficial Mexicana o especificación técnica aprobada por la CRE, todos los esquemas de protección de los Centros de Carga en los Puntos de Conexión deben cumplir con los requerimientos señalados durante los procesos de Conexión o Modificación Técnica conforme al Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.


El Transportista y/o Distribuidor deberán verificar los sistemas de protección para asegurar su adecuada coordinación de protecciones para liberar fallas atendiendo los siguientes criterios y durante el proceso de Conexión o Modificación Técnica:

  1. Detección de fallas internas y externas a la Red particular.
  2. Operación ante baja y alta tensión.
  3. Operación ante baja y alta frecuencia.
  4. Operación ante sobrecarga de circuitos.
  5. Operación ante sobrecarga de transformadores.
  6. Operación de protecciones de respaldo.


Los Centros de Carga se deberán coordinar con el Transportista y/o Distribuidor para el ajuste de las protecciones en el Punto de Conexión.

  • Cualquier cambio o ajuste que el Centro de Carga desee realizar a los sistemas de protección en el Punto de Conexión deberá notificarlo previamente de conformidad con el Manual Regulatorio de Coordinación Operativa.


Los Centros de Carga son responsables de la implementación y funcionamiento de sus sistemas de protección. Las protecciones de los Centros de Carga en el Punto de Conexión que se encuentren conectados en Alta o Media Tensión se deberán coordinar con el Transportista o Distribuidor según corresponda para lograr este objetivo. Los sistemas de protección de los Centros de Carga deben estar coordinados y ser capaces de liberar las fallas causadas en sus instalaciones. 

Referencias:

  

RESOLUCIÓN Núm. RES/550/2021 de la Comisión Reguladora de Energía por la que se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red. https://dof.gob.mx/2021/CRE/CRE_311221.pdf

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]]>Wed, 21 Jun 2023 12:59:39 -0600<![CDATA[Sistema BESS. Una solución en el almacenamiento de energía  ]]>https://www.kin.energy/blogs/post/sistema-bess.-una-solución-en-el-almacenamiento-de-energíaEn la búsqueda por una energía más limpia y eficiente, los sistemas de almacenamiento de energía se han convertido en una pieza clave dentro del sistema energético actual. Uno de estos sistemas es el Sistema BESS, que utiliza baterías para almacenar y suministrar energía eléctrica.]]>

En la búsqueda por una energía más limpia y eficiente, los sistemas de almacenamiento de energía se han convertido en una pieza clave dentro del sistema energético actual. Uno de estos sistemas es el Sistema BESS (Battery Energy Storage System), que utiliza baterías para almacenar y suministrar energía eléctrica de manera eficiente.

 

Un sistema BESS se compone de varias baterías conectadas en serie o paralelo, las cuales trabajan juntas para almacenar y suministrar energía eléctrica. Estas baterías pueden ser de diferentes tipos, como de ion-litio, plomo-ácido, níquel-cadmio, entre otras. Cada tipo de batería tiene sus propias características y ventajas, por lo que la elección del tipo de batería que necesitamos instalar dependerá de las necesidades y requerimientos específicos del sistema.

 

La principal ventaja de un sistema BESS es que puede almacenar energía eléctrica en momentos de baja demanda para suministrarla en momentos de alta demanda, lo que ayuda a reducir los picos de demanda de energía y a optimizar el uso de la red eléctrica. Además, un sistema BESS también puede ser utilizado para suministrar energía de emergencia en caso de fallos en la red eléctrica.

 

Otra ventaja de este sistema es que puede ser utilizado en combinación con fuentes renovables de energía, como la energía solar o eólica, para asegurar un suministro constante de energía eléctrica. Esto es especialmente importante en regiones donde la energía renovable puede ser intermitente debido a la variabilidad del clima.

 

Además de sus beneficios técnicos, un sistema BESS también puede ser una inversión rentable a largo plazo. A medida que las tecnologías de baterías avanzan y los costos disminuyen, los sistemas de almacenamiento de energía se vuelven cada vez más accesibles para consumidores y empresas. La instalación de este sistema puede reducir los costos de energía a largo plazo y mejorar la eficiencia energética de una instalación.

 

En cuanto a la apariencia física del sistema BESS, puede variar ampliamente según la escala y el propósito de éste. Los sistemas BESS más pequeños pueden parecer una caja de metal o plástico, mientras que los sistemas BESS más grandes pueden requerir un contenedor o un edificio dedicado para su alojamiento.

Componentes de un sistema BESS

Un sistema BESS se conforma por varios componentes que trabajan juntos para almacenar y distribuir la energía eléctrica de manera eficiente y sostenible. A continuación, se describen los componentes principales de un sistema BESS:

 

  1. Baterías: Las baterías son el componente principal del sistema, se utilizan para almacenar la energía generada por la red eléctrica o por fuentes de energía renovable. Las baterías pueden ser de diferentes tipos, incluyendo baterías de iones de litio, de plomo-ácido o de flujo redox. 
  2. Inversor: Es un componente importante en el sistema, ya que se encarga de convertir la corriente continua (DC) de las baterías en corriente alterna (AC) que se utiliza en la red eléctrica, también se encarga de controlar la carga y descarga de las baterías para garantizar la eficiencia y seguridad del sistema.
  3. Controlador: El controlador es otro componente clave de este sistema, se encarga de monitorear la carga y descarga de las baterías y de controlar el flujo de energía en el sistema. Éste puede ser programado para optimizar el uso de la energía almacenada en las baterías y para garantizar la seguridad del sistema.
  4. Sistema de refrigeración: Dado que las baterías generan calor durante la carga y descarga, el sistema BESS también incluye un sistema de refrigeración que se encarga de mantener la temperatura adecuada en las baterías. Un sistema de refrigeración adecuado puede prolongar la vida útil de las baterías y mejorar la eficiencia del sistema.
  5. Sistema de gestión de la energía (EMS): El sistema de gestión de la energía es un componente importante del sistema BESS que se encarga de controlar y monitorear el flujo de energía en el sistema. El EMS puede ser utilizado para optimizar el uso de la energía almacenada en las baterías y para garantizar la eficiencia y seguridad. 
  6. Sistema de protección y seguridad: El sistema BESS también debe incluir un sistema de protección y seguridad que se encarga de garantizar la seguridad del sistema en caso de fallas o problemas en éste. Puede incluir sistemas de sobrecarga, cortocircuitos, y sistemas de extinción de incendios.
Fuente: Integra Sources

Peak Sheaving

El Peak Sheaving es una función importante que permite reducir los picos de demanda eléctrica en la red. Esto se logra almacenando energía en las baterías durante los períodos de baja demanda y liberando esta energía durante los períodos de alta demanda.

 

Durante los períodos de baja demanda, el sistema BESS carga sus baterías utilizando la energía generada por la red eléctrica o por fuentes de energía renovable como la solar o eólica. Luego, durante los períodos de alta demanda, el sistema BESS descarga la energía almacenada en sus baterías en la red para satisfacer la demanda eléctrica.


Esta estrategia de Peak Sheaving puede reducir los costos de energía y mejorar la estabilidad del sistema eléctrico. Además, el uso de un sistema BESS para Peak Sheaving puede reducir la necesidad de construir nuevas centrales eléctricas o de ampliar las infraestructuras existentes, lo que puede resultar en un ahorro significativo de costos a largo plazo.

 

El Peak Sheaving es solo una de las muchas funciones que un sistema BESS puede ofrecer. Además del Peak Sheaving, un sistema BESS puede utilizarse para el almacenamiento de energía de respaldo, para la regulación de frecuencia y voltaje en la red eléctrica, y para el suministro de energía durante los cortes o fallas en el suministro eléctrico.

Capacidad de un sistema BESS

El cálculo de la capacidad de un sistema BESS depende de varios factores, como la cantidad de energía que se desea almacenar, la duración del almacenamiento, la eficiencia del sistema y la capacidad del inversor.

 

En general, la capacidad de un sistema BESS se mide en kilovatios-hora (kWh) y se calcula multiplicando la capacidad nominal de la batería por su voltaje nominal.

 

Por ejemplo, si un sistema BESS utiliza una batería con una capacidad nominal de 100 kWh y un voltaje nominal de 400V, la capacidad del sistema sería de 40 mWh (100 kWh x 400V).

 

Además de la capacidad nominal de la batería, es importante considerar la profundidad de descarga (DOD) del sistema BESS. La DOD se refiere a la cantidad de energía que se puede extraer de una batería antes de que se agote completamente. Por lo general, se recomienda no descargar una batería más allá del 80% de su capacidad nominal para prolongar su vida útil. Por lo tanto, la capacidad útil del sistema BESS se calcula multiplicando la capacidad nominal de la batería por el porcentaje de DOD deseado.

 

Otro factor que demos considerar al calcular la capacidad de un sistema BESS es la eficiencia del sistema, que se refiere a la cantidad de energía que se pierde durante la conversión de corriente continua (DC) a corriente alterna (AC) y viceversa. La eficiencia típica de un sistema BESS varía entre el 85% y el 95%, por lo que es importante contemplar esto al calcular la capacidad real del sistema.

Cálculo de un sistema BESS

El cálculo de un sistema BESS (Battery Energy Storage System) implica una serie de pasos y consideraciones, que dependen de la aplicación específica y los objetivos del sistema. A continuación, se presentan algunos aspectos clave a considerar al calcular un sistema BESS:

 

1.  Análisis de carga: El primer paso para calcular un sistema BESS es analizar el perfil de carga energética de la aplicación en la que se será utilizado. Esto implica medir la demanda de energía en diferentes momentos del día y determinar los patrones de consumo de energía.

2.  Selección de baterías: Una vez que se comprende el perfil de carga, se pueden seleccionar las baterías que mejor se adapten a las necesidades de la aplicación. La selección implica considerar la capacidad nominal de la batería, el voltaje nominal, la eficiencia, la profundidad de descarga y la vida útil.

3.  Dimensionamiento del sistema: Una vez que se han seleccionado las baterías, se puede determinar el tamaño del sistema BESS, el cual se calcula en función de la demanda de energía y la capacidad de la batería seleccionada.

4.  Selección del inversor: Después de dimensionar el sistema BESS, se debe seleccionar el inversor que mejor se adapte al sistema.

5.  Diseño del sistema: Una vez que se han seleccionado los componentes principales, se debe diseñar el sistema en su totalidad. Esto implica diseñar el sistema de control y monitoreo, el sistema de refrigeración y el sistema de protección y seguridad.

6.  Instalación y puesta en marcha: Finalmente, se debe instalar y poner en marcha el sistema BESS. Esto implica conectar los componentes, programar el sistema de control y monitoreo y realizar pruebas para asegurarse de que esté funcionando correctamente.

Ventajas de los sistemas BESS

El BESS presenta varias ventajas en comparación con otros sistemas de respaldo de energía, entre las que se incluyen:

 

1. Mayor flexibilidad: El BESS es más flexible que otros sistemas de respaldo, ya que puede ser utilizado para una amplia variedad de aplicaciones, como el almacenamiento de energía renovable, la regulación de frecuencia, el pico de demanda y la reserva de capacidad. Además, puede ser utilizado tanto en aplicaciones a pequeña como a gran escala.

2. Alta eficiencia: Los sistemas BESS tienen una alta eficiencia energética, lo que significa que pueden almacenar y liberar energía con una pérdida mínima. Esto se debe a que las baterías utilizadas en los sistemas BESS son cada vez más eficientes y tienen una mayor vida útil.

3. Bajo costo: A medida que la tecnología de las baterías ha evolucionado, el costo de los sistemas BESS ha disminuido significativamente en los últimos años. Esto hace que sean cada vez más asequibles y competitivos en comparación con otros sistemas de respaldo.

4. Mayor fiabilidad: Los sistemas BESS pueden proporcionar un suministro de energía más fiable en comparación con otros sistemas de respaldo, ya que no están sujetos a las limitaciones de los combustibles fósiles. Además, pueden proporcionar energía instantáneamente sin tener que esperar la llegada de combustible o la activación de un generador.

5. Reducción de emisiones: El uso de estos sistemas puede reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero al permitir una mayor integración de fuentes de energía renovable en la red eléctrica. Esto se debe a que los sistemas BESS pueden almacenar energía renovable generada durante los momentos de baja demanda y liberarla durante los momentos de alta demanda, reduciendo así la necesidad de usar combustibles fósiles para generar energía.

Desventajas de un sistema BESS

A pesar de las ventajas que presenta el BESS (Battery Energy Storage System) en comparación con otros sistemas de respaldo de energía, también existen algunas desventajas que se deben tener en cuenta:

 

1. Costo inicial: A pesar de que el costo de los sistemas BESS ha disminuido significativamente en los últimos años, aún puede ser más elevado que otros sistemas de respaldo, especialmente para aplicaciones a gran escala.

2. Vida útil limitada: Aunque las baterías utilizadas en estos sistemas han mejorado en términos de eficiencia y durabilidad, todavía tienen una vida útil limitada en comparación con otros sistemas de respaldo.

3. Limitaciones de capacidad: Los sistemas BESS tienen limitaciones en cuanto a su capacidad de almacenamiento de energía, lo que puede limitar su uso para aplicaciones de alta demanda o a gran escala.

4.  Riesgo de incendio: Las baterías utilizadas en estos pueden presentar un riesgo de incendio en ciertas circunstancias, lo que requiere medidas especiales de seguridad.

5. Disposición de baterías: La disposición de las baterías utilizadas en los sistemas BESS puede ser un problema ambiental, ya que contienen metales pesados y otros materiales tóxicos que deben ser manejados de manera segura para su reciclaje o eliminación.

Aplicaciones de los sistemas BESS

Los sistemas BESS se pueden utilizar en una gran variedad de aplicaciones, incluyendo:

 

  • Integración de energía renovable: El BESS puede utilizarse para almacenar energía generada por fuentes renovables, para utilizarla posteriormente cuando sea necesario, ayudando así a mitigar la intermitencia de la generación de energía renovable y aumentando la fiabilidad del suministro eléctrico. 
  • Regulación de frecuencia: El BESS se puede utilizar para regular la frecuencia de la red eléctrica, manteniéndola estable y reduciendo la necesidad de ajustes manuales.
  • Reducción de picos de demanda: El BESS puede utilizarse para reducir los picos de demanda de energía, lo que ayuda a reducir el costo de la energía y reduce la necesidad de construir infraestructuras adicionales para satisfacer la demanda máxima.
  • Almacenamiento de energía de respaldo: El BESS se puede utilizar como sistema de respaldo de energía para proporcionarla en caso de cortes o fallas en la red eléctrica. 
  • Aplicaciones en vehículos eléctricos: Se puede utilizar en vehículos eléctricos para proporcionar almacenamiento de energía adicional y aumentar la autonomía del vehículo.
  • Mejora de la calidad de la energía: El BESS se puede utilizar para mejorar la calidad de la energía, proporcionando energía limpia y estable a los usuarios de la red eléctrica.

 

Los sistemas de almacenamiento BESS se pueden encontrar en:

 

  • Instalaciones industriales y de fabricación. 
  • Negocios. 
  • Hogares. 
  • Vehículos eléctricos. 
  • Sistemas marinos.
Fuente: Integra Sources

En KINENERGY contamos con gran expertise en temas eléctricos, ¡escríbenos y cuéntanos tus necesidades! 

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Alfredo Carpio

Especialista Eléctrico 

Alfredo cuenta con más de 3 años de experiencia en diseño y supervisión de proyectos de instalaciones eléctricas de baja y media tensión implementados en México. Alfredo es egresado de Ingeniería Eléctrica en la ESIME unidad Zacatenco del Instituto Politécnico Nacional.

Fuentes: 


-  DigiKey: https://www.digikey.es/es/articles/bess-a-solution-to-manage-energy-proactively

-  Energy Storage Association (ESA): https://energystorage.org/

-  US Department of Energy (DOE): https://www.energy.gov/eere/electricity/energy-storage

-  Smart Electric Power Alliance (SEPA): https://sepapower.org/

-  Navigant Research: https://www.navigantresearch.com/

-  Integra sources: https://www.integrasources.com/

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]]>Wed, 31 May 2023 14:06:18 -0600<![CDATA[Distorsión Armónica Total de Demanda y Distorsión Armónica Total de Corriente. Parámetros de Calidad de la Energía del Código de Red]]>https://www.kin.energy/blogs/post/distorsión-armónica-total-de-demanda-y-distorsión-armónica-total-de-corriente.-parámetros-de-calidadLa Distorsión Armónica Total de Demanda (DATD) es un parámetro de Calidad de la Energía que debe de cumplir un Centro de Carga Especial.]]>

Como vimos en el en artículo anterior “Cómo Calcular la Impedancia Relativa de un Centro de Carga”, es necesario determinar que requerimientos y cuáles son los límites correctos que debe de cumplir un Centro de Carga para dar cumplimiento con el Código de Red y así evitar sanciones; debido a esto, surge la necesidad de conocer de manera correcta la definición y  la representación de los parámetros eléctricos que se mencionan en el Código, ya que si no los interpretamos correctamente se podría seguir incumpliendo los lineamientos y requerimientos establecidos. 


A continuación, explicaremos que es la Distorsión Armónica Total de Demanda (DATD), la cual, es un parámetro de Calidad de la Energía que debe de cumplir un Centro de Carga Especial, también veremos que es la Distorsión Armónica Total de Corriente (DATC), ya que se puede llegar a confundir estos dos conceptos y por consecuencia reportarlos mal en el de Plan de Trabajo (conoce más de este en el artículo “Importancia de implementar un Plan de Trabajo para el cumplimiento del Código de Red”) que solicita la CRE, aunado esto, veremos cómo se reportan los valores de DATD en dicho Plan de Trabajo. 

Distorsión Armónica Total de Demanda (DATD) o Total Demand Distortion (TDD)

De acuerdo con la especificación CFE L0000-45 y el estándar IEEE 519 definen a la DATD o TDD como:

La razón de la raíz cuadrada media del contenido armónico, considerando componentes armónicos hasta el orden 50 y específicamente excluidos los interarmónicos, expresados ​​como un porcentaje de la corriente de demanda máxima.        

                 

La cual está expresada con la siguiente ecuación: 

Distorsión Armónica Total de Corriente (DATC) o Total Harmonic Distortion (THD) of Current

De acuerdo con la especificación CFE L0000-45 y el estándar IEEE 519 definen a la DATC o THD of Current como:


"La razón de la raíz cuadrada media del contenido armónico, considerando componentes armónicos hasta el orden 50 y específicamente excluidos los interarmónicos, expresados ​​como un porcentaje de la componente de frecuencia fundamental de corriente".


La cual esta esta expresada con la siguiente ecuación: 

De donde:

 

IL: Corriente Máxima de Carga, correspondiente al promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses.

 

I1: Componente de frecuencia fundamental de corriente.

 

Ih: Componente de la “h” armónica de corriente.

 

H: Orden máximo de armónicos a evaluar, se recomienda hasta el orden 50.

  

En estas dos ecuaciones que definen la DATD y el DATC, podemos observar que únicamente existe la diferencia de IL e I1. Como bien sabemos, el Código de Red exige que los Centro de Carga Especial cumplan con los límites de DATD(tablas 3.8.A, 3.8.B y 3.8.C del Código de Red) en su punto de conexión, sin embargo, los equipos de medición de la Calidad de la Energía desconocen a IL, por lo que los valores que nos arroja son de DATC, ya que estos son calculados en base corriente fundamental que se presenta en el momento de las mediciones.

Tabla 3.8.A. Límites de distorsión armónica máxima permisible en corriente para tensiones menores a 69 kV.
Tabla 3.8.B. Límites de distorsión armónica máxima permisible en corriente para tensiones mayores a 69 kV a 161 kV.
Tabla 3.8.C. Límites de distorsión armónica máxima permisible en corriente para tensiones mayores a 161 kV.

Debemos ser muy cuidadosos en el periodo que se vayan a realizar las mediciones, ya que podemos caer en un en un estado operativo anormal y esto nos arrojaría valores superiores de DATC que son generadas por una corriente inferior a la de la corriente normal de operación y por ende se tendría un mal cálculo de la DATD. Para esto, la especificación CFE L0000-45, en su Apéndice B, menciona que el periodo de medición debe ser bajo condiciones normales de operación y durante un periodo de 7 días como mínimo.

 

Supongamos la siguiente situación, tenemos la demanda de corriente (Gráfica 1) y la DATC (Gráfica 2) registrada en el punto de conexión de un Centro de Carga Especial. En la Gráfica 1, podemos observar que la condición normal de operación es cuando se presenta la mayor corriente de demanda (1,050 A) y también podemos ver que se presenta un periodo anormal de operación que demanda un a corriente de 92 A.

¿Cuánto tiempo debe de cumplir con el límite de DATD un Centro de Carga?

Cuando se presenta la operación anormal del Centro de Carga, observamos que la DATC (Ver Gráfica 2) es superior a la DATC en condiciones normales de operación. Para verificar que es incorrecto evaluar en condiciones anormales de operación, vamos a calcular la corriente que corresponde al porcentaje de la DATC, dando los resultados que se muestran en la siguiente tabla: 

Observado el valor de la corriente distorsionada para ambas condiciones de operación, podemos determinar que en condiciones anormales de operación resulta ser menor la corriente distorsionada, ya que esta es de 15.5 A en comparación a cuando se presenta la condición normal de operación donde se distorsiona 44.1 A. Es decir, 44.1 A afecta más a la Calidad de la Energía que 15.5 A, por lo tanto, comprobamos que es incorrecto evaluar bajo condiciones anormales de operación aun cuando se presenta la mayor DATC.


Ahora a bien, requerimos aplicar la ecuación de la DATD con los valores registrados de las componentes armónicas presentadas durante el periodo de medición bajo condiciones normales de operación, para así obtener una gráfica que nos demuestre el comportamiento de la DATD. Una vez que se tiene la gráfica de DATD se debe de ver cual es el periodo más crítico en estado operativo normal para poder evaluar si se cumple con el límite de DATD.

 

Vamos a tomar como caso de ejemplo las siguientes condiciones para evaluar el cumplimiento de la DATD:

 

Tenemos un Centro de Carga conectado a un nivel de tensión de 230 kV, se calculó la Corriente de Máxima Carga (IL) de 61 A, su valor de Impedancia Relativa (Icc/IL) es < 50, el límite de DATD a cumplir es de 2.5 % con base a la tabla 3.8.C del Código de Red. Las mediciones se realizaron bajo condiciones normales de operación por 7 días (para caso práctico se tomará solamente 12 horas de registro y se analizará únicamente una de las fases del sistema trifásico).

 

En la Gráfica 3, se muestra la DATC registrada en estas 12 horas bajo estudio, posteriormente, se aplicó la ecuación de la DATD para obtener la Gráfica 4, la cual considera a IL de 61 A. En la Grafica 3, observamos que la DATC cumple con el límite exigido de 2.5% de DATD, pero evaluar con esta gráfica seria incorrecto. La correcta forma de evaluar es con los datos cálculos de la DATD (Gráfica 4), donde podemos observar que no se estaría cumpliendo con el límite exigido de 2.5%. De esta manera estamos confirmando que, si existe una importante diferencia entre la DATC y DATD, y que no deben de confundirse estos dos conceptos ya que podríamos seguir incumpliendo el Código de Red, aunque se instalen los equipos para la solución de distorsión armónica en corriente (filtros de armónicas), lo cual podría generar una inversión nuevamente por parte del cliente.

Para responder esta pregunta, en el Código de Red no se da una respuesta concreta acerca del tiempo que se debe cumplir con el límite de DATD, sin embargo las tablas a las que hace mención en éste (tablas 3.8.A, 3.8.B y 3.8.C) están referidas al estándar IEEE 519, que su a su vez en su Clausula 4, menciona que las componentes armónicas y el total de distorsión armónica de demanda deben de cumplir con los límites establecidos a un percentil del 95 de los valores registrados durante una semana, asegurando que los datos sean bajo condiciones normales de operación del Centro de Carga. 


Los percentiles nos ayudan a saber cuánto porcentaje de los datos registrados en un determinado periodo de medición son menores o iguales al valor que nos arroja el percentil.

  

Para el ejercicio anterior estamos tomando 12 horas de muestreo para facilitar el ejemplo, en estas 12 horas existen 720 valores de DATD, ya que el registro de esta medición se ajustó por minuto. Si nos piden un percentil de 95, entonces estaríamos informando que el 95 % de los valores registrados son menores o iguales a 2.81% de DATD (se utiliza una función de Excel la cuál ordena los valores de menor a mayor y nos da el resultado del percentil). Si nos piden un percentil más alto, el valor del resultado de DATD sería más alto, debido a que la función percentil ordena de menor a mayor los datos registrados. Para el mismo ejercicio a un percentil de 97 tenemos un 2.88% de DATD. De esta manera estamos reafirmando que no se está cumpliendo con el límite establecido de 2.5% de DATD a un percentil de 95 y mucho menos a un percentil de 97.   


En el Plan de Trabajo que exige la CRE se solicita que se reporten los valores en percentil, ya que de esta manera se facilita visualizar y analizar los resultados de los registros obtenidos de cada parámetro eléctrico.

  

Otro punto importante para mencionar es que los límites de las tablas 3.8.A, 3.8.B y 3.8.C del Código de Red, aplican solamente en el Punto de Conexión del Centro de Carga y no debe ser aplicado a de equipos individuales o en ubicaciones dentro de las instalaciones de un usuario. Para ello es necesario realizar un estudio de flujos armónicos el cual nos ayuda a determinar que límites que se pueden establecer dentro de las instalaciones del Centro de Carga para cumplir en el Punto Conexión.

  

Recuerda que en KINENERGY podemos apoyarte para elaborar de manera adecuada tu “Plan de Trabajo” de acuerdo con los lineamientos que establece la CRE. ¡Contáctanos! 

Referencias:  


(1)  Comisión Reguladora de Energía (CRE), Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red.

(2)  Comisión Reguladora de Energía (CRE), Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga.

(3)  Secretaría de Energía (SENER), Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

(4)  Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), Recommended Practice and Requirements for Harmonic Control in Electric Power Systems: IEEE Std 519.

(5)    Comisión Federal de Electricidad (CFE), Desviaciones Permisibles en las Formas de Onda de Tensión y Corriente en el Suministro y Consumo de Energía Eléctrica: CFE L0000-45.

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]]>Thu, 02 Sep 2021 18:10:22 -0500<![CDATA[Cómo calcular la Impedancia Relativa de un Centro de Carga ]]>https://www.kin.energy/blogs/post/cómo-calcular-la-impedancia-relativa-de-un-centro-de-cargaEs necesario determinar que requerimientos y cuáles son los límites correctos que debe de cumplir un Centro de Carga, para ello debemos comprender que existen dos tipos de Centros de Carga que hace mención el Código de Red.]]>

Como se mencionó en el artículo Importancia de implementar un Plan de Trabajo para el cumplimiento del Código Red, el “Código de Red es la regulación técnica emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y entró en vigor el 9 de abril de 2016. Durante este periodo se ha agotado el plazo máximo de 3 años para entregar a la CRE un Plan de Trabajo que asegure el cumplimiento de dicho código referente al Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga; el tener y entregar el Plan de Trabajo ayuda a atenuar las sanciones por incumplimiento”.

  

A la fecha la CRE aún no cuenta con Unidades de Inspección de Código de Red para vigilar y monitorear su cumplimiento, aunado a que se encuentran en una etapa de revisión y actualización de dicho documento. Sin embargo, esto no limita a que la CRE con apoyo del CENACE (Centro Nacional de Control de Energía), Transportistas y Distribuidores solicite a los Centros de Carga conectados en Media Tensión o Alta Tensión un Plan Trabajo por incumplir los requerimientos que exige el manual.  

  

Es necesario determinar que requerimientos y cuáles son los límites correctos que debe de cumplir un Centro de Carga, para ello debemos comprender que existen dos tipos de Centros de Carga que hace mención el Código de Red y que a su vez estos están definidos en el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga como:

  

(3) Carga Convencional: Carga demandada por un Centro de Carga que por las características de sus procesos no presentan distorsiones armónicas, variaciones de tensión e índices de parpadeo (flickers), depresiones o abatimientos (sags) o sobretensiones (swells) con impacto en la calidad del servicio al resto de los Usuarios conectados al Sistema Eléctrico Nacional.

  

(3) Carga Especial: Carga demandada por un Centro de Carga en alta o media tensión y que por las características propias de sus procesos presentan distorsiones armónicas, fluctuación de tensión y desbalance de corriente más allá de los límites establecidos en el Código de Red vigente, aun cuando dispongan de filtros y controladores para Calidad de la energía.

Una vez comprendidas las definiciones anteriores, el Código de Red menciona referente a la Calidad de la Energía que:

  • Un Centro de Carga Convencional (pueden existir en Media Tensión o Alta Tensión) debe de cumplir únicamente con los límites establecidos de Desbalance de Corriente en su punto de conexión.
  • Un Centro de Carga Especial debe de cumplir en su punto de conexión con todos los requerimientos de Calidad de la Energía: Distorsión Armónica en Corriente, Fluctuación de Tensión (flicker) y Desbalance de Corriente.

 

A continuación, te presentamos un ejercicio para determinar correctamente el valor de la Impedancia Relativa (Icc/IL) y el límite que debe de cumplir de Distorsión Armónica Total de Demanda (DATD) y Desbalance de Corriente de un Centro de Carga Especial.

Cálculo de la Impedancia Relativa (Icc/IL)

También es conocida como Razón de Corto Circuito y su definición está expresada por la siguiente formula:

Donde:

  

IL: Corriente Máxima de Carga, correspondiente al promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses. Si no se dispone de este valor, se asume la corriente nominal de los transformadores de corriente del equipo de medición del suministrador.

  

Icc = Corriente de Corto Circuito en el punto de acometida.

  

Dicho resultado determinará los límites de DATD y Desbalance de Corriente con los que debe de cumplir el Centro de Carga Especial de acuerdo con las tablas 3.8.A, 3.8.B, 3.8.C y 3.8.E del Código de Red.

  

Los valores de Corriente de Corto Circuito (Icc) en el punto de acometida de los de Centros de Carga conectados en Media Tensión (≤ 35 kV) deberán ser proporcionados por el distribuidor, estos datos deberán ser los que se muestran en la siguiente tabla: 

Nota: los valores presentados en esta tabla son correspondientes al ejercicio de ejemplo.

En cuanto a los Centros de Carga conectados en Alta Tensión (> 35 kV), podrán consultar los valores de la tabla anterior en el documento “Niveles de cortocircuito de la Red Nacional de Transmisión”, el cual es publicado por el CENACE anualmente o podrán solicitarlos directamente con su suministrador.

  

En este ejercicio Icc puede ser la Corriente de Corto Circuito mínima de 17.96 kA ola Corriente de Corto Circuito máxima de 21.04 kA. ¿Cuál es el valor correcto que se debe de considerar?, esto lo determinaremos posteriormente.

En cuanto a los Centros de Carga conectados en Alta Tensión (> 35 kV), podrán consultar los valores de la tabla anterior en el documento “Niveles de cortocircuito de la Red Nacional de Transmisión”, el cual es publicado por el CENACE anualmente o podrán solicitarlos directamente con su suministrador.

 

En este ejercicio Icc puede ser la Corriente de Corto Circuito mínima de 17.96 kA ola Corriente de Corto Circuito máxima de 21.04 kA. ¿Cuál es el valor correcto que se debe de considerar?, esto lo determinaremos posteriormente.

 

¿Cómo se determinar IL?

 

La primera manera de determinar IL, es con el promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses. Como ejemplo tomaremos los datos de las demandas máximas de los últimos 12 meses de facturación de energía eléctrica del Centro de Carga Convencional bajo estudio. 

¿Cómo se determina IL?

La primera manera de determinar IL, es con el promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses. Como ejemplo tomaremos los datos de las demandas máximas de los últimos 12 meses de facturación de energía eléctrica del Centro de Carga Convencional bajo estudio. 

En este cálculo IL tiene un valor de 51 A. Ahora bien, si no contáramos por alguna razón con los datos anteriores, IL tendría que ser el valor de la corriente nominal del lado primario del Transformador de Corriente (TC) de medición de CFE. Sin embargo, debemos de cerciorarnos que el TC de medición esté dimensionado correctamente para medición y no para protección y que también esté de acorde con la demanda contratada.

 

Para este caso se tiene la siguiente demanda contratada: 

Considerando la demanda contratada de 2,175 kW y un factor de potencia de 0.8, obtenemos que la corriente del lado primario del TC de medición debe ser cercana a: 

Por lo que la relación del TC de medición debe de ser de 200:5, de esta manera la corriente IL correspondería a 200 A. 

Con los dos resultados obtenidos de la Corriente Máxima de Carga y tomando en cuenta los valores de Corriente de Corto Circuito mínima y máxima proporcionadas por el suministrador, tendremos los siguientes casos:

De acuerdo con los valores obtenidos de los cuatro casos mostrados en la tabla anterior y utilizando la tabla 3.8.A y 3.8.E, podemos determinar cuál es el límite de DTAD y Desbalance de Corriente que debe de cumplir el Centro de Carga Convencional. Observamos que caemos en dos límites diferentes si consideramos los cuatro casos.

Tabla 3.8.A Los límites de distorsión armónica máxima permisible en corriente para tensiones menores o iguales a 69kV.
Tabla 3.8.E Desbalance máximo permitido en el corriente en el punto de acometida.

Elegir 12% o 15% de DATD y 6% o 7.5% de Desbalance de Corriente como límite, representa una diferencia de inversión en los equipos que se deben implementar para dar cumplimiento, siendo mayor la inversión si se selecciona como limite el 12% de DATD y 6% de Desbalance de Corriente.

  

La CRE puede tomar como valido cualquiera de los dos límites de ambos parámetros, ya que no está especificado en el Código de Red que valor de Icc (mínimo o máximo)se debe de tomar en cuenta, sin embargo, si hace mención que como primera opción debe de considerar a IL como el promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses y como segunda opción ILcomo la corriente nominal del lado primario del TC de medición.

Conclusiones

La Corriente de Corto Circuito (Icc) debe de ser considerada como la falla trifásica mínima. Ya que asignándole este valor a Icc, se obtiene una Impedancia Relativa más baja, la cual corresponderá a un límite DATD más estricto y por ende favorece a la Calidad de la Energía en el Sistema Eléctrico.

 

La Corriente Máxima de Carga (IL) debe de ser el promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses, ya que estos valores de corriente mensuales son los más colindantes al comportamiento real de la corriente que genera la DATD que se incumple. Como última opción se puede considerar a IL como la corriente nominal de los TC del equipo de medición del suministrador, sin embargo, se debe verificar que el TC no esté sobredimensionados, si es así, el valor de la impedancia relativa sería muy bajo y estaríamos seleccionando un límite incorrecto de DATD.

 

Dicho lo anterior, el caso más correcto para el cálculo de la impedancia relativa es el número uno.

 

Recuerda que en KINENERGY te ayudamos a realizar tu “Plan Trabajo” para dar cumplimento con el Código de Red.

Referencias:


1. Comisión Reguladora de Energía (CRE), Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red. 

2. Comisión Reguladora de Energía (CRE), Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga. 

3. Secretaría de Energía (SENER), Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

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Energía y Sostenibilidad

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