KINENERGY - Insights #CREKINENERGY - Insights #CREhttps://www.kin.energy/blogs/tag/creTue, 28 Apr 2026 23:14:17 -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[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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]]>Fri, 13 Aug 2021 09:30:34 -0500<![CDATA[Importancia de implementar un Plan de Trabajo para el cumplimiento del Código de Red]]>https://www.kin.energy/blogs/post/importancia-de-implementar-un-plan-de-trabajo-para-el-cumplimiento-del-código-de-redEl Código de Red es la regulación técnica emitida por la Comisión Reguladora de Energía(CRE) cuyo objetivo es establecer las obligaciones que deben cumplir los usuarios del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).]]>

El Código de Red es la regulación técnica emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) cuyo objetivo es establecer las obligaciones que deben cumplir los usuarios del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que lleven a cabo actividades como planeación, control operativo, control físico, interconexión y conexión. Principalmente, tiene la finalidad de garantizar la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica y fomentar el desarrollo eficiente y confiable de la infraestructura del SEN para beneficio de todos sus usuarios.

 

El Cogido de Red entró en vigor el 9 de abril de 2016, se dio un plazo de máximo 3 años (dicho plazo venció el 9 de abril de 2019) para presentar a la CRE un “Plan de Trabajo” donde se detallen las acciones que serán implementadas por los usuarios del SEN. En este plan de trabajo se deben considerar los tiempos y prácticas prudentes de la industria eléctrica para asegurar el cumplimiento de lo establecido en el Manual de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga.

 

Contar con un plan de trabajo ayuda a minimizar las sanciones en caso de incumplimiento a los requerimientos especificados en el Manual, de seguir prevaleciendo los incumplimientos, se aplicarán en su totalidad las sanciones de conformidad con la normativa vigente, siendo:

 

  I.  Con multa del dos al diez por ciento de los ingresos brutos percibidos en el año anterior por:

a) Dejar de observar, de manera grave a juicio de la CRE, las disposiciones en materia de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.

 

  II.  Con multa de cincuenta mil a doscientos mil salarios mínimos por:

a) Incumplir las disposiciones en materia de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del SEN.

 

En KINENERGY te ayudamos a realizar tu “Plan Trabajo” para dar cumplimento con el Código de Red referente a su Manual de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga.

¿Cómo lo hacemos?

Entendemos que no solo es cumplir a una obligación técnica de la CRE, sino que también cumplir con el Código de Red es un beneficio a las instalaciones eléctricas, procesos que se desarrollan y protección al personal que las opera, aunado a que se refuerza la eficiencia, la calidad, la confiabilidad, la continuidad, y la seguridad en el Sistema Eléctrico Nacional.

 

Para lograr realizar el Plan de Trabajo, en KINENERGY realizamos las siguientes acciones:

1. Identificar

En esta etapa identificamos los requerimientos obligatorios que deberá cumplir el Centro de Carga en su punto de conexión en función de:

  •  Nivel de tensión 
  •  Clasificación 

2. Evaluar

Etapa que consiste en:

  • Evaluar el comportamiento de calidad de energía (también conocida como calidad de la potencia) y factor de potencia, para ello realizamos mediciones en el punto de conexión y en los nodos más influyentes, además de evaluar parámetros de mejora. 
  • Evaluación de los esquemas de protección que influyen en el punto de conexión.
  • Mediante un estudio de “Corto Circuito”evaluamos las capacidades interruptivas de los equipos eléctricos para determinar que su dimensionamiento sea adecuado. 

3. Determinar

La última etapa consiste en determinar los requerimientos del Código de Red que está incumpliendo el Centro de Carga, con la finalidad de establecer los equipos requeridos y acciones a ejecutar para solucionar los problemas de calidad de energía y factor de potencia, así como, los esquemas y protecciones requeridas con sus ajustes adecuados, sustitución de equipos eléctricos, entre otras acciones que surjan de los resultados de los estudios realizados con el fin de asegurar el cumplimiento del Código de Red.   

Si deseas que tus proyectos cumplan con los lineamientos establecidos en el Manual de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga emitidos por la CRE ¡nuestros expertos te pueden apoyar! 

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