Procedimiento Elaboraci.n del Desarrollo Mercado...

PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DEL DESARROLLO DEL MERCADO ELÉCTRICO DE

DISTRIBUCIÓN

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN Subdirección de Distribución

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

DE DISTRIBUCIÓN (PEMED)

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FECHA DE ELABORACIÓN

30 05 05

Día Mes Año

I N D I C E

Página

1.- Prólogo 3

2.- Marco Normativo 4

3.- Objetivo 4

4.- Alcance 4

5.- Política 5

6.- Normas 5

7.- Descripción del Procedimiento 7

8.- Diagrama de Flujo 9

9.- Mecanismos de Control 10

10.- Control de cambios 11

11.- Glosario 12

12.- Hoja de distribución 13

10.- Anexos 14




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Día Mes Año

1. PRÓLOGO Para satisfacer las necesidades de suministro de energía eléctrica en los próximos años, es necesario tener una planeación ordenada del crecimiento de instalaciones eléctricas. Parte medular de éste es el estudio del comportamiento de las demandas esperadas de los usuarios, las cuales se pronostican mediante el Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución. La elaboración del Mercado Eléctrico de Distribución sigue una metodología que nos permite determinar las demandas esperadas, considera el análisis de su comportamiento histórico para obtener un pronóstico con alta certidumbre. Este pronóstico nos permite conocer las demandas futuras que deberán ser satisfechas y por consecuencia las instalaciones requeridas para ello. Los principales actores del Sistema Eléctrico de Distribución (SED) son: Subestaciones, Bancos, Circuitos, usuarios importantes en media y alta tensión, para lo cual requerimos contar con información del comportamiento eléctrico de los mismos con un historial hasta por 7 años.

Hasta antes del año 2002, el Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución era elaborado mediante hojas de cálculo electrónicas, que fueron diseñadas por cada una de las Divisiones de Distribución, lo cual nos permitía integrar la información a nivel nacional, con la desventaja de que podían existir diferentes criterios en su integración y con la necesidad de mayor esfuerzo para obtener una integración nacional. Con la finalidad de dar mayor eficiencia a la integración de dicha información, a partir del 2003, la Subdirección de Distribución implemento un módulo en su “Sistema Integral de Administración de Distribución” (SIAD), sistema que opera con acceso y resumen de información a nivel nacional, dicho módulo se denomina “Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución” (DMED). La finalidad de este nuevo módulo es facilitar al ingeniero de Planeación la difícil tarea de predecir los valores de demanda de nuestros usuarios en los próximos años, optimizando el uso de la información existente y automatizando los cálculos y control de información. Es indispensable contar con elementos que satisfagan las necesidades que los tiempos actuales exigen, cada vez debe ser mayor la certidumbre de los beneficios en las nuevas inversiones que CFE realiza; el nuevo módulo DMED y el presente procedimiento, tienen el propósito de uniformizar y regular los criterios para tener un Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución confiable.

USUARIOSAT

M

OTRASZONAS

USUARIOSMT

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

C.L.F.C

P.E.

M M M M

OTRASZONAS

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

C.L.F.C

P.E.

SubsistemaAlta Tensión

SubsistemaMedia Tensión

SubsistemaBaja Tensión

Sistema DistribucionSistemaGeneraciónTransmisión

USUARIOSAT

M

OTRASZONAS

USUARIOSMT

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

C.L.F.C

P.E.

M M M M

OTRASZONAS

OTRASDIVISIONES

IMP.EXP.

C.L.F.C

P.E.

SubsistemaAlta Tensión

SubsistemaMedia Tensión

SubsistemaBaja Tensión

Sistema DistribucionSistemaGeneraciónTransmisión

Representación esquemática de los principales componentes y subsistemas de un SED.




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2. MARCO NORMATIVO Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica DOF 22-XII-1975, última reforma DOF 22-XII-1993 Ley de Planeación DOF 05-I-1983 última reforma DOF 13-VI-2003 Procedimiento para realización de los estudios de planeación a corto plazo de un sistema de distribución, mediante la aplicación del modulo FEEDERALL del CADPAD. PLA-0560, ultima version 29-XI-2000

3. OBJETIVO Establecer una metodología de aplicación en todas las Divisiones de Distribución para la elaboración del Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución, que permita conocer anualmente y para un periodo de 10 años, las necesidades de demanda de energía eléctrica en los sistemas eléctricos de distribución, integrando automáticamente la información de demanda necesaria para los diferentes análisis del comportamiento eléctrico del sistema de distribución en condiciones de operación actuales y futuras.

4. ALCANCE El empleo de este procedimiento aplica a todas las Divisiones de Distribución de Comisión Federal de Electricidad, mismo que es parte del proceso de planeación de la expansión del sistema eléctrico de distribución que tienen bajo su responsabilidad cada una de estas áreas.

5. POLÍTICA La adición, ampliación o sustitución de subestaciones de distribución o de sus bancos de transformación, es propiciada por el incremento de demanda, modificación de la densidad de carga en su área de influencia, obsolescencia o vida útil concluida, resultando de vital importancia el conocimiento del comportamiento eléctrico histórico, actual y esperado del sistema eléctrico de distribución, mismo que se sustentará con la integración estadística de mediciones de demanda, energía y factor de potencia de cada uno de los elementos que lo integran.




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6. NORMAS Toda innovación a lo establecido en este procedimiento, deberá ser autorizado por la Subdirección de Distribución. Todos y cada uno de los elementos principales de los sistemas de distribución deben contar con medición, de tal forma que podamos conocer su comportamiento eléctrico, los parámetros a registrar deben ser suficientes para identificar el comportamiento horario de demanda activa, reactiva y nivel de tensión, a fin de contar con la información adecuada para los modelos de simulación que analizan el comportamiento eléctrico de los sistemas de distribución. Para la integración estadística de comportamiento de carga de los bancos de transformación, éstos deberán contar con medición con perfil de carga. Para la integración estadística de comportamiento de carga de los circuitos de distribución, preferentemente se utilizará la medición con perfil de carga, en caso de no contar con la misma, se podrá utilizar medición de demandas máximas periódicas, información de control supervisorio, y en caso extremo mediciones de campo. El período de información que se debe considerar en la integración del Mercado Eléctrico de Distribución será de un año móvil, y el mes de cierre será definido por la Subdirección de Distribución. Para definir la capacidad de saturación de los elementos del sistema (Transformadores y Redes), se identificarán los bancos de transformación que registren demandas reales o pronosticadas al 100% de su capacidad (en su último paso de enfriamiento), previendo acciones para evitar dicha saturación. Para definir las obras requeridas en redes de media tensión será necesario la realización de los estudios de optimización, por lo que se deberá emplear las herramientas de planeación, atendiendo a la siguiente secuencia: optimizar el aprovechamiento de las instalaciones existentes, identificar obras en la red de media tensión que permitan mejorar sus parámetros operativos, y de persistir la saturación, determinar la mejor ubicación de nuevos bancos, iniciando las propuestas con las obras registradas en el POISE. Las áreas responsables para las actividades señaladas en el presente procedimiento deberán adecuarse a cada División de Distribución, definiendo así el área ejecutora de la misma, pudiendo ser las áreas de Planeación, Distribución, Operación, CSC, Eléctrico, etc. Se registraran dos clasificaciones de integración de información; la administrativa; formada por usuario, circuito, banco de transformación, subestación, Zona de Distribución, División y Nacional, y la operativa integrada por; usuario, circuito, banco de transformación, subestación, SED, Subárea, Área y Sistema Interconectado Nacional. Cada uno de los usuarios a registrar serán clasificados según su comportamiento ante el sistema de distribución en: individual, con porteo, generación en media tensión, generación en alta tensión y desarrollo normal. La información obtenida mensualmente de los medidores instalados en los elementos del SED, deberán ser procesadas, validadas y graficadas.




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La información que se registre en la base de datos que integra el mercado eléctrico, debe ser depurada antes de su registro, para asegurar que la misma, se encuentre libre de afectaciones por transferencias temporales entre circuitos, derivadas de contingencias operativas. La demanda de usuarios con porteo, debe integrarse con la componente de demanda máxima registrada para facturación y la convenida para porteo, para lo cual se considerará la demanda total medida en el punto de entrega. El valor de demanda a considerar en el historial para pronóstico de los usuarios individuales (base, intermedia, punta), será definido dependiendo del periodo horario en que se presenta la demanda máxima de la Subárea. La demanda de los circuitos que tienen usuarios con generación en media tensión se obtiene con la suma de los perfiles de carga tanto del circuito como de los permisionarios de generación conectados al circuito. Lo anterior con la finalidad de prever la operación del circuito sin las aportaciones de estos usuarios a la red. El pronóstico de la demanda de los usuarios individuales, se determinará considerando sus expectativas de crecimiento, fijando como límite máximo su carga contratada, salvo que exista conocimiento de otro nivel de demanda. En la proyección del desarrollo normal se incluye el crecimiento de todos los usuarios, tanto nuevos como por incremento de carga, por lo que debe ser superior a cero, en caso de no tener una referencia confiable, como mínimo, debemos utilizar el índice de crecimiento registrado en el año anterior en el SED que lo alimenta. La proyección de desarrollos específicos: fraccionamientos residenciales, parques industriales, centros comerciales, desarrollos turísticos y bombeo agrícola, serán agregados a la proyección del desarrollo normal, amortiguando el registro de la demanda total en varios años, de acuerdo a la experiencia de saturación de este tipo de desarrollos en cada Zona de Distribución, iniciando dicho registro en el año solicitado por el interesado. Cuando no existan comportamientos históricos la División definirá el tiempo de saturación del desarrollo que se trate. Al integrar el resultado del pronóstico en bancos de transformación, subestaciones, SED, Subáreas y Áreas, se vigilará que: • Los factores de diversidad resultantes se encuentren dentro del rango aceptable de 1 a 1.2. • Los valores de demanda obtenidos en el pronóstico sean acordes a los resultados del pronóstico del

año anterior, de existir diferencias mayores al 10%, determinar la razón de dicha diferencia y comentarla en los reportes correspondientes.

Se integrarán mapas geográficos donde se ubicarán las subestaciones, por SED, indicando su área de influencia, capacidad y demanda, se requerirá un mapa diferente para los años que sea necesario modificar el área de influencia de subestaciones, propiciado principalmente por la entrada en operación de nuevas obras. Se registrarán específicamente bancos de transformación con relación de transformación de alta y muy alta tensión a media tensión. Las subestaciones correspondientes a transformación de media tensión a media tensión, se registraran como uno o más usuarios importantes del tipo desarrollo normal.




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7. DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO

No ÁREA RESPONSABLE DESCRIPCIÓN

1 Planeación Distribución Operación de Zona

Verifica mensualmente y en su caso da de alta en el SIAD nuevos elementosen operación dentro del SED, como: subestaciones, bancos, circuitos,usuarios en media y alta tensión, asegurando su registro en cada uno de susniveles del sistema interconectado nacional. Anexo 1

2 Medición de Zona

Entrega al Departamento de Planeación, dentro de los primeros 10 días decada mes, el perfil de demanda activa y reactiva, así como la energía total delperíodo de los elementos que integran a cada uno de los SED, operados por la Zona de Distribución, dicha información deberá ser previamente procesada,validada y graficada. Anexo 2

3 Planeación de Zona

Recibe y analiza dentro de los primeros 15 días de cada mes la informaciónproporcionada por el Departamento de Medición y selecciona y registra en elDMED, los valores que describen el comportamiento histórico de loselementos del SED, discriminando demandas afectadas por operación deelementos bajo condiciones de contingencia. Anexo 2

4 Planeación Divisional

Verifica mensualmente durante la tercer semana, la información registrada en el DMED por los Departamentos de Planeación Zona correspondientes a suDivisión, para que el comportamiento histórico de los SED de las Zonas de Distribución, se encuentre debidamente registrados, cuidando que este librede inconsistencias y de existir, cuenten con una explicación satisfactoria. Ensu caso efectuará las acciones o gestiones correspondientes para suadecuación.


Solicita a CENACE o integra mediante sumatoria de demandas horarias debancos de transformación, las demandas máximas del SED, registrándolas enel DMED mensualmente durante la tercer semana, Anexo 3


Solicita a CENACE o integra mediante sumatoria de demandas horarias debancos de transformación, las demandas máximas de la Subárea y Área, registrándolas en el DMED mensualmente entre los días 16 y 20, Anexo 3


Verifica mensualmente durante la tercer semana, que los factores de diversidad de los elementos de los SED correspondientes a las Zonas deDistribución, se encuentren dentro del rango esperado, de los contrario,efectuará las acciones o gestiones correspondientes para su adecuación.


Previo al análisis del mercado eléctrico, se debe solicitar a los Gobiernos Estatales y Municipales el plan rector de crecimiento de las ciudades quealimenta cada uno de los SED de las Zonas de Distribución.




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No ÁREA RESPONSABLE DESCRIPCIÓN


Previo al análisis del mercado eléctrico, se debe solicitar los planes de expansión a los usuarios de alta y media tensión.

10 Coordinación de Distribución

Comunica a las Divisiones de Distribución el mes en que se debe hacer elcierre del año móvil para la Integración del Desarrollo del Mercado Eléctrico deDistribución y su fecha de entrega.


Solicita al CENACE los reporte del A al F, previendo su entrega conoportunidad para la integración de la información base para el Mercado Eléctrico Regional, atendiendo a la fecha de entrega indicada por la Coordinación de Distribución. Anexo 3


Efectuará el cierre de año en el DMED seleccionando la demanda máxima porelemento de cada SED, para obtener el último registro del historial anual.Anexo 4


Realiza en el DMED el pronóstico de demanda para el desarrollo normal yusuarios importantes, considerando los planes de expansión, planes rectoresde crecimiento, convenios y pronóstico del mercado eléctrico del año inmediato anterior. Anexo 5


Verifica que los Departamentos de Planeación Zona hayan efectuado elpronóstico de demanda cumplimiento con la normatividad vigente, en su casoefectuará las acciones correspondientes para que se efectúen los ajustesnecesarios. Anexo 7


Integra y envía a la Coordinación de Distribución la Información Base para elMercado Eléctrico Regional. Anexo 7, esto en la fecha que para tal efecto le sea indicada por la Coordinación.

16 Coordinación de Distribución

Envía en la fecha convenida a la Gerencia de Programación de SistemasEléctricos, la información enviada por los Departamentos de Planeación Divisional que integra la Información Base para el Mercado Eléctrico Regional.


Define nuevas subestaciones y modificaciones a existentes, así comoalimentadores de media tensión, a programar para entrar en operación en los próximos 10 años de acuerdo al listado del POISE, y obras no previstas.Anexo 6. Anexo 8.


Registra las transferencias de cargas necesarias para satisfacer de formaóptima la demanda pronosticada con las instalaciones existentes y futuras.


Verifica el cumplimiento de la normatividad en la elaboración de lastransferencias de carga, efectuando en su caso las acciones necesarias paraque se hagan los ajustes correspondientes Anexo 7


Verifica que las obras definidas por los Departamentos de Planeación de susZonas de distribución, se encuentren incluidas en los programas de inversióncorrespondientes, haciendo en su caso las acciones correspondientes paraque esto ocurra.




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8. DIAGRAMA DE FLUJO

2 Entrga de mediciones 1 Verifica mensualmentekW, kWh, F.P. Información Instalaciones

por elemento del SED y usuarios en SIAD

3 Análiza y registra en SIAD 4 Verifica información Mensual mediciones registradas y coordinaElementos del SED Ajustes necesarios

5 Registra mensualDemandas máximas

por SED

8 Solicita 6 Registra mensualPlan Rector Demandas máximas

a Municipos o Estados por Área y Subárea

9 Solicita 7 Verifica mensualPlanes de expanción Factores diversidad

usuarios registrados SIAD SED, Área y Subárea

12 Selección 11 Solicita 10 Comunica Demandas máximas a CENACE Mes de cierre

por elementos del SED formatos del A a F y fecha de entrega

13 Elabora 14 Verifica Pronóstico de Pronóstico

Demanda Demandas

17 Define nuevas SE 15 Integra 16 Envíay modificaciones Carpeta de a la GPSE

Integrandolas a POISE Información básica Información básica

18 Realiza 19 Verifica Transferencias de transferencias

Carga de carga

20 Verifica nuevas obrasEsten incluidas

En programas de inversión

Departamento de MediciónZona División

Departamento de PlaneaciónDepartamento de PlaneaciónZona Coordinación de Distribución

Inicio

Fin




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9. MECANISMOS DE CONTROL

PROCEDIMIENTO: Procedimiento para la Elaboración del Mercado Eléctrico de Distribución

ACTIVIDAD DE CONTROL INSTRUMENTO DE CONTROL RESPONSABLE DE LA ACTIVIDAD

Asegurar la consistencia de la información que se esta integrando al sistema del mercado eléctrico de Distribución

El registro mensual es comparado con información registrada en la base de datos para asegurar su congruencia, debiéndose indicar en su caso el motivo de la desviación

Jefe de departamento de Planeación Zona.

Asegurar la consistencia de la información integrada al sistema del mercado eléctrico de Distribución

Revisión mensual de los reportes de desviaciones emitidos por el sistema, solicitando en su caso los ajustes correspondientes

Jefe de departamento de Planeación Divisional.

Asegurar la consistencia del pronóstico del crecimiento de la demanda por elemento del sistema eléctrico de distribución

Compara por región los crecimientos de demanda determinados con los de años anteriores, para determinar posibles anomalías, solicitando en su caso los ajustes necesarios

Jefe de departamento de Planeación Divisional.

Asegurar la satisfacción de las áreas usuarias de la información del mercado eléctrico.

Aplicar con la entrega de la información del pronóstico del mercado eléctrico una encuesta Anexo 9

Coordinador de Distribución




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10. CONTROL DE CAMBIOS

PROCEDIMIENTO: Procedimiento para la Elaboración del Mercado Eléctrico de Distribución ______CLAVE PE – D1300 - 002_________________________________________________

Revisión No.

Fecha Motivo o Causa: Hoja No. Descripción

0 23-09-05 Nueva creación Todas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20




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11. GLOSARIO

SED Sistema Eléctrico de Distribución

SIAD Sistema Integral de Administración en Distribución

DMED Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución

DOF Diario Oficial de la Federación

CADPAD Sistema de Planeación y Diseño de Distribución Auxiliado por Computadora

FEEDERALL Sistema para Análisis de los Alimentadores, Planeación de los Alimentadores y Optimización de la Red Eléctrica

CSC Centro de Continuidad y Conexión de las Zonas de Distribución

POISE Programa de Inversiones del Sector Eléctrico

CENACE Centro Nacional de Control de Energía

GPSE Gerencia de Programación de Sistemas Eléctricos

SIN Sistema Interconectado Nacional

SICOM Sistema Comercial de Comisión Federal de Electricidad

Media tensión Tensión normalizada a utilizar en comisión Federal de Electricidad con voltajes de 13.8, 23.0 y 34.5 kiloVolt.

MT/MT Subestaciones con tensiones de transformación de media tensión a media tensión

Demanda Es la carga promedio en las terminales de una instalación o sistema en un intervalo especificado, expresada en Watt, Kilowatt o Megawatt

kW Unidad de medida para la demanda de energía eléctrica, Kilowatt

kW/h KiloWatt por hora, es la energía activa consumida en un lapso de una hora

kVAR/h Kilo Volt Ampere reactivos por hora, es la energía reactiva consumida en un lapso de una hora

FP Factor de Potencia




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12. HOJA DE DISTRIBUCIÓN

● Jefe de Departamento de Planeación División Baja California ● Jefe de Departamento de Planeación División Noroeste

● Jefe de Departamento de Planeación División Norte

● Jefe de Departamento de Planeación División Golfo Norte

● Jefe de Departamento de Planeación División Golfo Centro ● Jefe de Departamento de Planeación División Bajío

● Jefe de Departamento de Planeación División Jalisco

● Jefe de Departamento de Planeación División Centro Occidente ● Jefe de Departamento de Planeación División Centro Sur ● Jefe de Departamento de Planeación División Centro Oriente

● Jefe de Departamento de Planeación División Oriente ● Jefe de Departamento de Planeación División Sureste ● Jefe de Departamento de Planeación División Peninsular

● Jefe de Departamento de Planeación Oficinas Nacionales

● Jefe de Oficina de Planeación Zona Sur Oficinas Nacionales

● Jefe de Departamento de Normalización




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13. ANEXOS

ANEXO 1

Mantenimiento de la base de datos de instalaciones y usuarios en el sistema SIAD

Clasificación de instalaciones dentro del Sistema Interconectado Nacional (SIN)

El SIN se encuentra integrado por 9 Áreas de Control, cada una de ellas por distintas Subáreas, las cuales se componen de Sistemas Eléctricos de Distribución (SED), que a su vez están compuestos por Subestaciones eléctricamente relacionadas. Asimismo, administrativamente se tiene definido el sistema eléctrico por División de Distribución, Zonas de Distribución, las cuales se componen de subestación, bancos y circuitos respectivamente.

El Área de Distribución/Operación debe mantener actualizada la base de datos de las instalaciones existentes, así como la asignación y verificación mensual de la dirección eléctrica de los usuarios individuales. La integración de los SED se realizarán en base a las zonas eléctricas que tiene definidas la Gerencia de Programación en el documento Mercado Eléctrico de Subestaciones que se emite anualmente.

InterconectadoNacional (SIN)

División de Distribución

1

División de Distribución

n

Zona de Distribución1

Zona de Distribuciónn

Subestación deDistribución 1

Subestación deDistribución n

Banco de transformación 1

Banco de transformación n

Circuito de Distribución 1

Circuito de Distribución n

Integración AdministrativaInterconectadoNacional (SIN)

Área de control1

Área de controln

Subárea de control1

Subárea de controln

Sistema Eléctrico De Distribución 1 (SED 1)

Sistema Eléctrico De Distribución n (SED n)

Subestación deDistribución 1

Subestación deDistribución n

Banco de transformación 1

Banco de transformación n

Circuito de Distribución 1

Circuito de Distribución n

Integración Técnica




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El Área de Planeación debe verificar que las subestaciones, bancos y circuitos actuales, se encuentren debidamente registrados en el sistema SIAD, en caso contrario solicitara al Área de Distribución/Operación su actualización. El Área de Planeación debe verificar que se encuentren debidamente registrados en el sistema SIAD, las subestaciones y bancos listados en POISE, así como los circuitos de media tensión futuros, instalaciones cedidas por terceros en proceso de construcción; y en caso contrario efectuar la carga correspondiente. Planeación seleccionará los usuarios importantes que se adicionan a cada circuito, así como revisar la información importada del SICOM al SIAD, definiendo el tipo de usuario. El desarrollo del mercado eléctrico se realiza mediante el pronóstico de la demanda de los usuarios del servicio de energía eléctrica, los cuales se agrupan de la siguiente manera: UI - Usuario Individual. Son los usuarios registrados en SICOM en tarifa HM y HS con demanda contratada mayor a 200 kW que sean seleccionados para ser incorporados como usuarios importantes dentro del pronóstico. UP – Usuario con Porteo. Son los usuarios registrados en el SICOM en tarifa HM y HS que tienen convenio de porteo por una demanda definida. GM – Generación en Media Tensión. Son todos los permisionarios conectados al sistema de distribución de media tensión. GA – Generación en Alta Tensión. Son todos los permisionarios conectados al sistema de distribución de alta tensión. DM – Desarrollo Normal MT/MT. Son los circuitos de los bancos MT/MT que se consideran como usuarios individuales del circuito de la subestación de distribución. DN – Desarrollo Normal. Es el grupo de usuarios contratados en media y baja tensión cuyas demandas no están incluidas específicamente como usuarios individuales. La demanda total del año base de desarrollo normal de un circuito se calcula de acuerdo a lo siguiente:

DN = Dem. Max. Circuito - ∑UI - ∑UP - ∑GM - ∑DM DA – Desarrollo Normal de Ajuste. Son los usuarios en media y/o alta tensión, requeridos para incluir desarrollos futuros no definidos.




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ANEXO 2

Procesamiento y validación de mediciones de elementos del sistema

El área de medición tomara las lecturas de todos los elementos del SED en base a su procedimiento interno de toma de lectura. Con la finalidad de contar con insumos confiables para el desarrollo del mercado eléctrico del año base, las mediciones obtenidas deberán ser procesadas por el área de medición validando su veracidad, integrando esta información en medio electrónico con la siguiente información como mínimo:

Archivo fuente del medidor. Archivo en formato Excel con perfiles de carga en valores primarios. Gráfica de los valores que la conforman.




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Análisis mensual de mediciones de elementos del sistema

Característica de la Información recibida. Considerando que las instalaciones no cuentan con el mismo tipo de equipo de medición y en algunas ocasiones ausencia de los mismos, el área de Planeación debe analizar, en tanto ésta se pueda integrar con transferencia de mediaciones automática, la información proporcionada por medición y, según sea el caso, de las siguientes formas: 1.- Medición con perfil de carga (kW, kW/h, F.P, kVA./h) Para encontrar el valor de demanda máxima registrada se debe considerar lo siguiente:

Identificar en la grafica las demandas máximas atípicas para descartarlas de la selección (transferencias de carga entre circuitos por operación, otras).

Seleccionar la demanda máxima real de los valores restantes. Registrar el valor de energía del período. Registrar el valor de Factor de Potencia o Demanda Reactiva coincidente a la hora de demanda

máxima seleccionada. 2.- Medición de Demanda Máxima periódica (kW, kW/h, kVAR/h)

Obtener el registro de transferencias por contingencias de cada uno de los elementos del SED. Para los elementos que su demanda máxima se vea afectada por transferencias contingentes, realizar

una estimación de esta demanda aplicando al mes anterior el mismo incremento registrado en el año pasado.

En los elementos no afectados por transferencias por contingencia se registrará el valor de demanda máxima medido.

Registrar el valor de energía del período. Para el caso de los circuitos se tomará el mismo factor de potencia registrado en el banco. De carecer

de registro de Factor de Potencia del Banco, se investigará su valor con el Área de Control de la Subárea.

3.- Control Supervisorio (Amperes) en circuitos que no cuenten con equipo de medición.

Obtener el registro de corriente de la Subárea de control, y determinar su demanda y energía mediante proporción de la corriente de cada circuito y la demanda del banco.

Se tomará el mismo factor de potencia registrado en el banco. 4.- Mediciones de Campo (Ampere, Volt) en circuitos que no cuenten con equipo de medición.

Se debe tomar mediciones en campo en las horas de demanda máxima. Calcular el valor de demanda Activa y Reactiva.

Registro mensual de mediciones de elementos del sistema en el SIAD - DMED

Mensualmente debe cargarse al sistema DMED los datos de mediciones de los elementos del sistema, en caso de tener variaciones con respecto al mes anterior fuera de los rango definidos por Zona de Distribución, es necesario verificar la información y en su caso hacer las correcciones o incluir los comentarios que justifiquen dicha desviación.




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VALORES QUE DEBEN SER CARGADOS

VALORES SUBESTACIONES BANCOS CIRCUITOS

Demanda Max. (kW) X X X Energía (kW/h) X X

Reactivos (Kva./h)* Factor de Potencia X X

Dem. Reactiva (KVAR) X X Tipo de Medidor X X Tipo de Lectura X X

* Se utilizará en lugar de F.P. o Dem. Reactiva cuando no se tenga medición de perfil de carga.

Se verificará mensualmente la correcta ejecución del proceso de importación de demandas de usuarios del sistema SICOM al SIAD, cuidando que los valores transferidos estén completos y congruentes.




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ANEXO 3

Registro de demandas máximas de SED, Subárea y Área Solicitar mensualmente al Área de Control o integrar mediante sumatoria de demandas horarias de bancos de transformación, las demandas máximas del SED, Subárea y Área, registrándolas en el DMED. Solicitar en el mes de cierre del Mercado Eléctrico al Área de control los reportes del comportamiento del sistema: Reportes CENACE (A al F). - A. Resumen de Generación - B. Intercambio de energía entre áreas de control y Subáreas. - C. Importación y exportación de energía. - D. Consumos mensual por Subáreas. - E. Demandas máximas mensuales por Subáreas. - F. Resumen de servicios propios.

ANEXO 4

Selección de demandas máximas anuales por elemento (Cierre de año)

El período de información que se debe considerar en la integración del Mercado Eléctrico de Distribución será de un año móvil, y el mes de cierre será definido por la Coordinación de Distribución. Al momento de realizar el cierre de año el sistema tomará la demanda máxima por elemento de forma automática, debido a que previamente se analizaron los valores registrados en el sistema, quedando la opción de realizar los cambios que se consideren convenientes. Verificar que el mes en que se registró la demanda máxima del elemento se encuentre dentro del período de demanda máxima regional, en caso contrario seleccionar el adecuado. Cuando existan dos o más meses con el mismo valor de demanda máxima, el sistema registrará el valor pero no el mes en que sucedió, esperando a que sea definido por el responsable de realizar el pronóstico.

Verificar que los factores de diversidad en cada uno de los elementos de integración del sistema se encuentren dentro de los rangos razonables de 1 a 1.2. Si estos valores se encontraran fuera del rango revisar la información de demanda máxima registrada de cada uno de los elementos que participan.




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ANEXO 5

Criterios para la elaboración del pronóstico de demanda

Criterios generales

A continuación se enlistan las recomendaciones para la elaboración del pronóstico del mercado eléctrico. Usuarios fuera de servicio temporal.- En caso de registrarse servicio con demanda mucho menores a las registradas históricamente, y permanezca la carga contratada, el pronóstico se efectuará conservando la tendencia de crecimiento del año anterior, si esta situación se presenta en los siguientes años, se deberá entrevistar con el usuario, para conocer sus expectativas de los años futuros. Para el pronóstico de la demanda de los usuarios con porteo (UP) se debe considerar el total de demanda medida (la de facturación más la convenida para porteo). Para los usuarios con generación en media tensión (GM) el sistema considera un crecimiento nulo, en caso de requerir modificarlo, se tiene la opción de realizarlo manualmente (internamente será considerado como valor negativo). Cuando el valor de la demanda máxima registrada de un usuario disminuye, conservar el nivel de crecimiento del año anterior, de continuar con esta tendencia, entrevistarse con el usuario para conocer sus expectativas de requerimientos de energía eléctrica.

Usuarios con plan de expansión definido. En base a la información de demanda requerida por el usuario, se determinará el pronóstico considerando los factores de contribución de la demanda máxima del usuario en la demanda máxima del circuito. Ejemplo: Demanda Contratada = 1100 kW Demanda registrada por el usuario en el período de demanda máxima del circuito = 800 kW Factor de demanda coincidente = 800/1100 = 0,73 Demanda futura total = 3000 kW Demanda pronosticada del usuario = 3000 X 0,73 = 2181 kW Usuarios sin plan de expansión. Se utilizarán las herramientas de pronóstico sugeridas por el sistema (curvas de demanda), seleccionando el pronóstico con la menor desviación (%). En caso de que las herramientas de pronóstico calculen decrementos en los años futuros, utilizar la opción de pronóstico por porcentaje con un valor de 0% de crecimiento. No se deberá pronosticar demandas por arriba de la carga contratada sin tener la justificación correspondiente. Desarrollo Normal. En este pronostico se consideran todos los usuarios futuros tanto residencial, comercial e industrial, importantes y pequeños, así como el crecimiento vertical de la carga actual. En base al tipo de desarrollo que se espera presente en el área de influencia del circuito, se deberá impactar el comportamiento de acuerdo con lo siguiente: Método General (sin tipo de crecimiento predominante definido)




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El crecimiento del desarrollo normal deberá estar acorde con la tendencia presentada históricamente, tomando en cuenta que el crecimiento anual no deberá ser inferior al registrado en el año inmediato anterior por el SED en que participe. Método específico (Fraccionamientos residenciales, Parques Industriales, Centros Comerciales, Desarrollos Turísticos, Bombeo Agrícola) Considerando como base el crecimiento determinado por el método general, se deben agregar la demanda final manifestada y/o convenida con los desarrollos específicos que han presentado su plan de crecimiento. Para lo anterior se considera que cada tipo de desarrollo tiene un tiempo de saturación específico por Zona.

Tipo de desarrollo Tiempo de saturación (Años)

S Fraccionamientos Interés social 4 F Fraccionamientos residenciales 6 I Parques Industriales 10 C Centros Comerciales 3 T Desarrollos Turísticos 10 B Bombeo Agrícola 2 G General 10

Nota: Como ejemplo se muestra en la tabla el tiempo de saturación, el cual deberá ser definido por cada Zona de Distribución en base a la experiencia que se tiene en la maduración de cada tipo de desarrollo. Para el control de las demandas puntuales que se agreguen al desarrollo normal, se deberá registrar en los comentarios el Tipo de Desarrollo, Nombre, Demanda y la Fecha de Entrada en Operación.




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Criterios de ajuste del pronóstico de demanda

Con el objetivo de asegurar la razonabilidad de los resultados obtenidos, es necesario efectuar un ajuste al pronóstico de demanda obtenido de acuerdo con la metodología descrita, donde se incluyan al sistema eléctrico cargas futuras no consideradas. El proceso necesario para lograr este objetivo, se explica a continuación:

Tomando como referencia el comportamiento del mercado eléctrico de la Subárea, elaborar el pronóstico de demanda máxima coincidente de zona en DMED.

Planeación Divisional entregará a las Zonas los valores de demanda no coincidente de Zona en el

horizonte del pronóstico, a los que se deberá ajustar el DMED.

Para determinar la contribución de demanda de las subestaciones de distribución y usuarios de alta tensión, Planeación de Zona calculará los factores de contribución en base a lo siguiente:

% Contribución de Usuarios Alta Tensión = Demanda Usuarios en alta tensión / Demanda no coincidente de Zona

% Contribución de Subestaciones de Distribución = Demanda Subestaciones de Distribución / Demanda no coincidente de Zona

Para encontrar el valor de demanda que es necesario agregar al pronóstico, debemos restar la

demanda no coincidente a ajustar, con la encontrada en el pronóstico de demanda del estudio actual.

La demanda a ser agregada se debe diversificar en nuevos usuarios tanto media como en alta

tensión, de acuerdo a la demanda calculada por los factores de contribución.

En base a la experiencia de la Zona, estos nuevos usuarios deben estar ubicados en las áreas de alto crecimiento. Estos Usuarios de Ajuste se deben etiquetar con el titulo consecutivo “UA-AT-XXX, UA-MT-XXX”.

Una vez incluidos en el pronóstico los nuevos usuarios, las demandas no coincidentes deberán tener

una diferencia máxima del 2% con respecto al valor de demanda de ajuste deseado.




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ANEXO 6

Análisis de pronóstico de demanda

Comparar el pronóstico obtenido de cada uno de los elementos de integración del SED con los pronósticos del año anterior para asegurar la razonabilidad de los resultados. A través de los reportes de pronóstico de bancos, identificar los circuitos y bancos que presenten sobrecarga en el horizonte de pronóstico, tomando como criterio para los bancos, el 100% de la capacidad en MVA del último paso de enfriamiento y para los circuitos la capacidad de distribución considerando el cumplimiento de los criterios establecidos de regulación y pérdidas. Definir las áreas de influencia de subestaciones en operación integrando mapas geográficos por SED, plasmando la red de media tensión e identificando claramente la demanda y capacidad instalada de cada banco en MVA, para crear el mapa de subestaciones en operación en Autocad (Anexo 8). Mediante las herramientas de planeación, se deben estudiar diferentes opciones para encontrar el óptimo aprovechamiento de las instalaciones existentes, logrando con ello la identificación de los elementos saturados. Derivado de lo anterior, se debe elaborar un listado de obras requeridas para la reconfiguración de la red actual, seleccionada como óptima, identificando la magnitud en que estas obras modifican las demandas de los circuitos y bancos involucrados, lo que definirá las transferencias. Las obras mencionadas en el párrafo anterior, deben de darse de alta en los programas multianuales del presupuesto de inversiones del SIAD. Utilizando el mapa de subestaciones en operación, agregar las instalaciones futuras programadas dentro del horizonte de pronóstico (POISE, PIO, Aportaciones), atendiendo las necesidades del pronóstico actual, definiendo su área de influencia, demanda y capacidad instalada de cada banco en MVA, obteniendo así los mapa de subestaciones futuras, que nos indiquen la evolución de la infraestructura eléctrica del SED. Identificar las instalaciones que continúan con problemas de saturación para proponer nuevas obras.




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Listado de transferencias

El área de Planeación, aplicando el Procedimiento para realizar los estudios de planeación a corto plazo, determinará las obras necesarias realizando un listado de transferencias para satisfacer la demanda pronosticada con las instalaciones existentes y futuras, de acuerdo con los siguientes criterios generales: Considerar los resultados de la optimización en los circuitos de media tensión, para obtener los porcentajes de carga a transferir entre circuitos, y las demandas de los usuarios importantes utilizados en el DMED. Apoyado en el mapa de subestaciones futuras, y la red en media tensión de SIGED, identificar por circuito los usuarios que pasarán a formar parte de las nuevas instalaciones. Las transferencias permitidas por el sistema son las siguientes: - Usuarios UI, UP y GM de un circuito a otro. - Usuario DN en forma total o parcial de un circuito a otro hasta en un 100% de la totalidad de su demanda. Lo anterior se podrá realizar en una o más transferencias. Se debe respetar una secuencia cronológica para la realización de las transferencias de las obras a cargar en el modulo de transferencias del DME.




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ANEXO 7

Revisión del cumplimiento de la normatividad en la elaboración del pronóstico de demanda, de las transferencias de carga y entrega de información base.

Los Departamentos de Planeación Divisionales revisarán la correcta elaboración del pronóstico de demanda llevando la siguiente lista de verificación:

Cumplimiento Descripción Si No Comentarios Fecha Compromiso

Mediciones de los elementos del SED Cierre de Año Pronóstico Saturación de Instalaciones Transferencia de carga Mercado Eléctrico de Distribución Elementos de Integración Catálogo de Elementos del SED en SIAD

Entrega de Información Base Ver: Integración de información base para el Mercado Eléctrico Regional

Invariablemente se debe asentar en minuta los acuerdos y/o compromisos fincados en la revisión, donde las partes se comprometan a dar el cumplimiento a cada punto señalado.

Integración de información base para el Mercado Eléctrico Regional

A continuación se enlista la información base necesaria para la integración del Mercado Eléctrico Regional y que se debe entregar a la Gerencia de Programación de Sistemas Eléctricos:

1) Ventas mensuales del año de estudio por tarifa a nivel Zona, División y Estado enviada por la Subgerencia de Planeación, siendo esta la oficial. 2) Ventas y perfiles de demanda de usuarios en tarifas HS y HT, así como sus planes de expansión, la cual será proporcionada por la Subgerencia Comercial Divisional mensualmente en formato electrónico. 3) Solicitud de nuevos servicios de suministro en tarifas HS y HT, así como sus planes de expansión. 4) Pérdidas de energía 2004:

i) Por elemento a nivel Zona, realizado por el Departamento de Planeación de la zona. ii) Balance de energía de transmisión y distribución, el cual será proporcionado por la Subgerencia

Comercial Divisional. 5) Estadística de usuarios por grupo tarifario a nivel Zona para el año de estudio proporcionada por la Subgerencia Comercial Divisional. 6) Registro mensual por subestación de demanda, factor de carga, factor de potencia y consumo, en el año de estudio. 7) Pronóstico del mercado eléctrico de distribución por Zona. 8) Diagramas unifilares por Zona, indicando subestaciones con transformación de alta y muy alta tensión. 9) Estudio de mercado eléctrico de distribución (7 años historial – 10 años pronósticos). 10) Nomenclatura oficial de subestaciones. 11) Propuestas de ampliación de instalaciones existentes o construcción de nuevas instalaciones para atender el crecimiento del mercado eléctrico, debidamente cargadas en el presupuesto de inversiones. 12) Reportes CENACE (A al F). - A. Resumen de Generación




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- B. Intercambio de energía entre áreas de control y Subáreas. - C. Importación y exportación de energía. - D. Consumos mensual por Subáreas. - E. Demandas máximas mensuales por Subáreas. - F. Resumen de servicios propios.




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ANEXO 8

Mapa de Subestaciones en Operación La Laguna 2004




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ANEXO 8 Formato de encuesta

Mapa de Subestaciones Futuras La Laguna 2007

ÁREA:NOMBRE:CARGO:CORREO ELECTRÓNICO:Correspondiente a la División:

Excelente Muy buena Buena Regular Mala

1 Facilidad de la información para su interpretación

2 Oportunidad con que es proporcionada la información

3 Integración de la información (se entrega completa)

4 Estandarización en la presentación de la información (entre las divisiones)

5 Claridad en el contenido de la información

6 Tiempo de respuesta a dudas y comentarios sobre la información

7 Grado de confiabilidad y certidumbre de la información

8 ¿Cumple con los requisititos de oportunidad y normatividad establecidos?

9 Grado general de satisfacción

10 En caso de incumplir con requisitos, ¿menciones cuáles son?

11 Comentarios y sugerencias adicionales

Información del área evaluadora

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Marque con una x su opinión al respecto.Calificación de la informaciónConcepto Comentarios

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No.

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