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• Hispania Zapata

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Código de Red (CDR) para consumidores Jorge de los Reyes

Que es el Código de Red •

El Código de Red (CDR) es un documento emitido por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en donde se fijan las reglas de operación del sistema eléctrico nacional

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En términos generales, TODOS los participantes del mercado eléctrico ESTAN OBLIGADOS a acatar las reglas que ahí se fijan

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Entrará en vigor 3 años después de su publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF), esto es, el 8 de Abril del 2019

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Uno de los temas más importantes tratados a lo largo del Código de Red es la Calidad de Energía

Objetivo Salvaguardar la operación correcta del sistema eléctrico nacional en términos de la calidad de energía con el fin de darle continuidad, seguridad y sustentabilidad EXPIDE 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, CONFORME DISPONE EL ARTÍCULO 12, FRACCIÓN XXXVII DE LA LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

Quienes están obligados a cumplir con el código de Red TODOS los usuarios en Alta Tensión y En general, TODOS los participantes del Mercado Eléctrico

¿Cuáles son las sanciones?

¿Que es calidad de Energía?

POTENCIA=CORRIENTE, TIEMPO & TENSIÓN LA CORRIENTE ES GOBERNADA POR LA CARGA EL TIEMPO NO SE PUEDE MODIFICAR

SOLO LA TENSIÓN ES CONTROLABLE

PQ = CALIDAD DE TENSIÓN

¿Que parámetros eléctricos se evalúan en CDR?

Compromiso operador de la red

Compromiso del usuario

• Magnitud de Tensión • Frecuencia • Factor de Potencia • Calidad de Energía Armónicas en Corriente Fluctuación de Tensión Desbalance de Corriente

Tensión Se definen dos condiciones: • Estado Operativo Normal (de manera permanente) • Estado No Operativo Normal (hasta por 20 min como máximo) En cualquiera sea el caso, los centros de conusmo deberán operar dentro de los siguientes límites Estado Operativo Estado Operativo No Normal Normal Tensión Permanente Tensión hasta por 20 min Tensión Nominal (kV) 400 230 161 138 115 85 69 34.5 23 13.8

Máxima (kV) 420 245 170 145 123 92 72.5 38 25 15

Mínima (kV) 380 218.5 152.9 131.1 109.2 80.7 65.5 32.7 21.8 13.1

Tensión Tensión Máxima (kV) Mínima (kV) 440 360 253 207 177.1 144.9 151.8 124.2 126.5 103.5 93.5 76.5 75.9 62.1 37.9 31 25.3 20.7 15.1 12.4

Frecuencia Para la Frecuencia se establecen los siguientes límites

La conexión o desconexión de carga no deberá causar variaciones de frecuencia mayores a ±0.1 Hz en el Sistema Eléctrico Nacional, por lo que se deberán considerar los refuerzos de red necesarios que resulten de los estudios que realice el CENACE, así como el cambio en la operación y control de la carga para evitar dicha variación.

Compromiso del operador de la red eléctrica

Curva ITIC Es un grupo de curvas que delimitan las zonas de operación continua y zonas de daño para equipos electrónicos ante la incidencia de disturbios en la red eléctrica. Los rangos de tiempo críticos analizados en esta curva van del orden de microsegundos a unos cuentos segundos Solo es una referencia visual para ubicar en que zona caen los diferentes disturbios que se presentan en la operación de una red eléctrica No una obligación del transportista entregar voltaje dentro de las zonas de operación continua Para proteger sus equipos, el usuario puede basarse en los límites expresados en esta curva para seleccionar los equipos acondicionadores necesarios

El parámetro más importante Regulación de Voltaje

Flicker Factor de Potencia

Spikes

Armónicas

Sags/Swells

Factor de Potencia

Nodos de Calidad de Energía 19.3.1. Medición de la Calidad A fin de establecer las condiciones generales y criterios técnicos para la prestación del servicio público de distribución de la energía eléctrica, la medición de los parámetros de calidad de la energía se debe realizar en los nodos de calidad de energía en los buses de media tensión de las subestaciones, como se muestra en la Figura 1.

DOF: 16/02/2016 RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución de EnergíaEléctrica.

Interpretación de FP

Región de Cumplimiento

Región de No Cumplimiento

No se permite aportar potencia reactiva

Factor de Potencia 0%(+)

FP

100% 95% (-)

FP Adelantado

Región de Cumplimiento

0%(-)

Número de Muestras cincominutales por mes en %

5% de 30 días: 1.5 días

95% 100%

FP Atrasado

Medición del Factor de Potencia antes y después del CDR Antes Un usuario con FP de 98% (con equipo de compensación reactiva) podía tener un margen de 15 días para arreglar el problema en el caso de que se le dañara dicho equipo. Había dos escenarios para no incurrir en multa: • El peor: Falla en el equipo de compensación reactiva a principios de mes: se disponía de 15 días para corregirla • El mejor: Falla en el equipo de compensación reactiva a mitad de mes: se tenían los quince días restantes del mes en curso y los primeros 15 días del mes siguiente para corregir el problema

Ahora Es imprescindible enterarse en tiempo real porque… SOLO HAY 1.5 DÍAS PARA REACCIONAR Y CORREGIR

Acerca del Factor de Potencia Es el parámetro más importante a cuidar en el CDR Será vital contar con una medición especializada de Calidad de Energía, asi como tecnología para accesarlo desde cualquier parte del mundo Especificar compensación reactiva automática sobrada, de un 20 a un 50%, pues el costo no va ser significativo vs las sanciones que se pudieran recibir en caso de no cumplir No implementar escalones de potencia reactiva altos, en otras palabras, no corregir en media tension No quedarse en 95% de FP, sino ir más allá del 97% de FP el 100% del tiempo. ¿por qué? ----Para ir aprendiendo----

Armónicas de Corriente

Mas de 69 kV a 161 kV 161kV

Hasta 69 kV

Los límites de armónicas de Corriente se determinan en función de: • Tensión de suministro • Nivel de corto circuito en el punto de conexión • Corriente de demanda máxima medida durante un año. En caso de disponer de ella se puede usar como corriente de carga la corriente nominal del transformador Impedancia Relativa o razón de corto circuito (ICC / IL)

H < 11

11 ≤ h