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Centro de carga en alta tensión: infraestructura de conexión al SEN, subestación, transformación, protección, medición, SCADA y Código de Red.
Centros de Carga en Alta Tensión en México
Centros de Carga en Alta Tensión en México: guía de ingeniería, CENACE, CFE, subestaciones, protección, medición, SCADA y Código de Red
Los Centros de Carga en alta tensión en México forman parte de la infraestructura eléctrica crítica de grandes instalaciones industriales. Plantas de manufactura, minería, siderurgia, centros de datos, complejos petroquímicos, sistemas de bombeo, infraestructura ferroviaria, BESS y otros grandes consumidores pueden requerir soluciones de conexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de considerable complejidad.
Sin embargo, un proyecto de este tipo no comienza seleccionando un transformador ni decidiendo que la instalación se conectará en 69, 115 o 230 kV. Primero deben analizarse la demanda, la ubicación, las características de la red y el Punto de Conexión. Asimismo, deben realizarse los estudios aplicables.
CENACE define la conexión como el enlace de un Centro de Carga a la Red Nacional de Transmisión (RNT) o a las Redes Generales de Distribución (RGD). El concepto también comprende procesos relacionados con incrementos de carga contratada o cambios del Punto de Conexión de Centros de Carga existentes.[1]
Por esta razón, un Centro de Carga en alta tensión debe entenderse como un sistema integral:
SEN → PUNTO DE CONEXIÓN → INFRAESTRUCTURA DE CONEXIÓN → SUBESTACIÓN → TRANSFORMACIÓN → DISTRIBUCIÓN INTERNA → PROCESO INDUSTRIAL
En consecuencia, la ingeniería puede involucrar líneas de alta tensión, subestaciones, transformadores de potencia, sistemas de protección, medición, telecomunicaciones, SCADA, calidad de energía, sistemas de tierras y extensas obras civiles.
Esta guía de iTepeyac® explica cómo se relacionan esas disciplinas y qué aspectos deben considerarse al desarrollar una subestación eléctrica industrial de alta tensión en México.
Nota técnica: esta publicación es una guía de ingeniería y no sustituye los estudios, especificaciones, autorizaciones o requisitos particulares de un proyecto. La tensión, Punto de Conexión, obras, equipos y ajustes deben determinarse conforme a las condiciones específicas del sistema y a las disposiciones vigentes.
¿Qué es un Centro de Carga?
Un Centro de Carga es una instalación en la que se recibe y consume energía eléctrica.
Cuando sus características requieren infraestructura de alta tensión, la instalación deja de parecerse a una acometida industrial convencional. En cambio, puede convertirse en un proyecto completo de subestación receptora.
CENACE señala que las Centrales Eléctricas y Centros de Carga que deseen interconectarse o conectarse al SEN deben formalizar los instrumentos correspondientes conforme a la normativa vigente.[2]
Además, el proceso de conexión busca determinar las obras necesarias y las características específicas de la infraestructura requerida para conectar el proyecto a la RNT o a las RGD.[1][2]
Por tanto:
CENTRO DE CARGA ≠ ÚNICAMENTE SUBESTACIÓN
La subestación es una parte de una arquitectura mayor.
Centro de Carga, Punto de Conexión y SEN: conceptos diferentes
Conviene separar tres conceptos que frecuentemente se confunden.
Centro de Carga
Es la instalación donde se consume la energía.
Punto de Conexión
Es el punto en el que el Centro de Carga se enlaza con la infraestructura eléctrica correspondiente.
Sistema Eléctrico Nacional
Es el sistema dentro del cual operan, entre otros elementos, la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.
En otras palabras, una planta industrial puede contener su propia subestación, transformadores, alimentadores y red interna. No obstante, su conexión exterior forma parte de una arquitectura eléctrica más amplia.
¿Cuándo necesita una industria conectarse en alta tensión?
No existe una regla universal del tipo:
“A partir de X MW, toda industria debe conectarse en 115 kV”.
En realidad, la solución depende de las características del proyecto y del sistema eléctrico disponible.
Entre los factores relevantes se encuentran:
- demanda máxima;
- perfil de carga;
- ubicación del proyecto;
- infraestructura eléctrica existente;
- capacidad disponible;
- distancia a la infraestructura de transmisión o distribución;
- confiabilidad requerida;
- continuidad del proceso;
- niveles de cortocircuito;
- crecimiento futuro;
- resultados de los estudios de conexión.
Por ejemplo, dos plantas con demandas similares pueden requerir soluciones distintas si están ubicadas en regiones con características de red diferentes.
Por esta razón, búsquedas como “requisitos para conectarse a CFE en 115 kV”, “acometida de alta tensión industrial” o “subestación 115 kV para industria” no pueden resolverse únicamente mediante una lista de equipos.
Primero debe definirse correctamente la conexión.
Proceso de conexión de un Centro de Carga ante CENACE
CENACE administra el proceso de conexión al SEN. Para ello dispone del Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión (SIASIC).[1]
Actualmente, la propia plataforma identifica para conexión estudios como:
- Estudio de Impacto;
- Estudio de Calidad del Servicio de la Energía (ACSE);
- Estudio de Infraestructura a RNT;
- Estudio de Instalaciones;
- Estudio de Validación.[1]
Los estudios que correspondan dependerán de la modalidad y características del proyecto.
Del proyecto industrial al Punto de Conexión
De forma conceptual, el proceso puede visualizarse así:
PROYECTO INDUSTRIAL
↓
CARACTERIZACIÓN DE LA DEMANDA
↓
SOLICITUD DE CONEXIÓN
↓
ESTUDIOS APLICABLES
↓
DEFINICIÓN DE INFRAESTRUCTURA Y PUNTO DE CONEXIÓN
↓
OBRAS DE CONEXIÓN Y REFUERZOS CUANDO CORRESPONDAN
↓
INGENIERÍA
↓
CONSTRUCCIÓN
↓
PRUEBAS Y VALIDACIÓN
↓
ENERGIZACIÓN Y OPERACIÓN
El Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga describe formalmente el proceso y sus diferentes etapas.[3]
¿Qué determinan los estudios?
De acuerdo con la información de SIASIC, los estudios buscan determinar los requerimientos para efectuar la conexión y, cuando resulte necesario, las mejoras o refuerzos de la RNT o las RGD.[2]
Por consiguiente, la ingeniería de la subestación receptora debe desarrollarse en coordinación con las condiciones reales de conexión.
¿Qué equipos puede llevar un Centro de Carga en alta tensión?
La configuración exacta cambia de un proyecto a otro. Sin embargo, una solución completa puede incorporar:
- línea o infraestructura de llegada;
- apartarrayos;
- cuchillas y seccionadores;
- interruptores de potencia;
- transformadores de corriente;
- transformadores de potencial o tensión;
- sistema de barras;
- transformador de potencia;
- tableros de media tensión;
- relevadores de protección;
- medición;
- sistema de tierras;
- protección contra sobretensiones;
- servicios auxiliares AC;
- servicios auxiliares DC;
- banco de baterías;
- caseta de control;
- telecomunicaciones;
- SCADA;
- automatización;
- obra civil;
- monitoreo de condición;
- sistemas IoT;
- ciberseguridad OT.
No obstante, una lista de equipos todavía no constituye una ingeniería.
Para especificarlos correctamente es necesario conocer primero el comportamiento eléctrico esperado del sistema.
Estudios eléctricos para Centros de Carga en alta tensión
Los estudios eléctricos de una subestación de alta tensión permiten pasar de una arquitectura conceptual a una solución técnicamente sustentada.
A continuación se presentan algunos de los análisis más importantes.
Estudio de flujo de potencia
El estudio de flujo de potencia permite analizar cómo circula la energía a través del sistema.
Entre otros parámetros, puede evaluar:
- tensiones;
- corrientes;
- MW;
- MVAr;
- pérdidas;
- carga de transformadores;
- carga de alimentadores;
- diferentes configuraciones operativas.
De esta manera, la ingeniería puede comprobar si la arquitectura propuesta funciona adecuadamente tanto en condiciones normales como en los escenarios analizados.
Además, el flujo de potencia ayuda a identificar problemas de regulación de tensión, sobrecargas o necesidades de compensación reactiva.
Estudio de cortocircuito
El nivel de cortocircuito condiciona una parte fundamental de la ingeniería.
Por esta razón, debe determinarse antes de seleccionar los principales equipos de interrupción y distribución.
El análisis permite establecer las corrientes que podrían aparecer durante diferentes tipos de falla. Posteriormente, esos valores se utilizan para comprobar las capacidades de:
- interruptores;
- barras;
- conductores;
- transformadores;
- TC;
- tableros;
- conexiones;
- equipos de maniobra.
Por ejemplo, una especificación que indique únicamente:
115 kV — 1,200 A
no proporciona información suficiente para seleccionar un interruptor.
También deben conocerse la corriente de cortocircuito, capacidad de interrupción, nivel de aislamiento, secuencia de operación y demás parámetros aplicables.
Coordinación de protecciones
Una falla debe detectarse y aislarse de manera selectiva.
En otras palabras, el objetivo no consiste simplemente en “abrir un interruptor”. Se busca que opere el dispositivo correcto, en el tiempo adecuado y aislando la menor sección razonablemente posible de la instalación.
Dependiendo de la arquitectura pueden utilizarse funciones ANSI como:
| Función | Aplicación típica |
|---|---|
| 21 | Protección de distancia |
| 25 | Verificación de sincronismo |
| 27 | Subtensión |
| 50 | Sobrecorriente instantánea |
| 51 | Sobrecorriente temporizada |
| 50N/51N | Sobrecorriente o falla a tierra |
| 59 | Sobretensión |
| 67 | Sobrecorriente direccional |
| 81 | Frecuencia |
| 86 | Lockout |
| 87T | Diferencial de transformador |
| 87B | Diferencial de barras |
Sin embargo, esta tabla no significa que todas las funciones deban instalarse en todos los proyectos.
Por el contrario, la filosofía de protección debe surgir del unifilar, los estudios eléctricos, la importancia de las cargas y los criterios de confiabilidad.
Coordinación de aislamiento
La coordinación de aislamiento busca que los diferentes componentes de la instalación tengan niveles de soportabilidad eléctrica adecuados frente a las sobretensiones previstas.
En términos prácticos, deben coordinarse:
- transformadores;
- interruptores;
- cuchillas;
- TC;
- TP o CVT;
- boquillas;
- aisladores;
- apartarrayos;
- cables;
- terminales;
- distancias eléctricas.
De esta manera, el sistema de protección contra sobretensiones y los niveles de aislamiento se diseñan como un conjunto.
La serie IEC 60071 constituye una referencia internacional para coordinación de aislamiento en sistemas de alta tensión.[4]
Estudio del sistema de tierras
La malla de tierras no debe diseñarse únicamente buscando un valor arbitrario de resistencia.
En realidad, uno de sus objetivos fundamentales es proteger a las personas frente a diferencias peligrosas de potencial durante una falla.
Por ello deben analizarse variables como:
- resistividad del terreno;
- corriente de falla;
- tiempo de despeje;
- distribución de corriente;
- geometría de la malla;
- conductores;
- electrodos;
- elevación del potencial de tierra;
- tensión de paso;
- tensión de contacto.
IEEE 80 es una referencia ampliamente utilizada para el análisis de seguridad de sistemas de puesta a tierra en subestaciones de corriente alterna.[5]
Por tanto:
SISTEMA DE TIERRAS ≠ COLOCAR VARILLAS HASTA CONSEGUIR UN VALOR DE Ω
La malla debe analizarse como parte integral de la seguridad eléctrica de la subestación.
Estudio de calidad de energía
Los grandes Centros de Carga actuales pueden contener una proporción importante de electrónica de potencia.
Por ejemplo:
- variadores de frecuencia;
- rectificadores;
- UPS;
- hornos;
- BESS;
- cargadores;
- grandes motores;
- centros de datos;
- procesos con cargas fluctuantes.
En consecuencia, puede ser necesario estudiar:
- armónicos;
- interarmónicos;
- flicker;
- desbalance;
- factor de potencia;
- potencia reactiva;
- huecos de tensión;
- elevaciones de tensión;
- interrupciones;
- transitorios.
IEEE 519 constituye una referencia internacional para el control de armónicos en sistemas eléctricos.[6]
Asimismo, IEC 61000-4-30 establece métodos de medición para parámetros de calidad de energía.[7]
iTepeyac integra soluciones de medición eléctrica y calidad de energía para aplicaciones industriales, facturación, monitoreo y análisis del comportamiento eléctrico.
Arquitectura de una subestación 115/13.8 kV
Para visualizar el sistema completo, consideremos una subestación industrial 115/13.8 kV como ejemplo conceptual.
La arquitectura podría representarse así:
RED / LÍNEA 115 kV
↓
ESTRUCTURA DE LLEGADA
↓
APARTARRAYOS
↓
CUCHILLA / SECCIONAMIENTO
↓
TC / TP
↓
INTERRUPTOR DE POTENCIA 115 kV
↓
BARRA 115 kV
↓
TRANSFORMADOR DE POTENCIA 115/13.8 kV
↓
SWITCHGEAR 13.8 kV
↓
ALIMENTADORES
↓
TRANSFORMADORES / MOTORES / BESS / PROCESOS
Esta representación ayuda a comprender el recorrido de la energía. Sin embargo, no debe interpretarse como un unifilar universal.
La ubicación de TC, TP, interruptores, cuchillas y medición cambia según la filosofía de protección, el arreglo de barras y las condiciones particulares del proyecto.
Diseño de una subestación de alta tensión
Una subestación eléctrica de alta tensión debe diseñarse considerando simultáneamente seguridad, confiabilidad, operación, mantenimiento y posibilidad de expansión.
Por ello, el arreglo de barras constituye una decisión importante.
Barra sencilla
La barra sencilla ofrece una arquitectura relativamente simple.
Como ventaja, puede reducir la cantidad de equipos. Sin embargo, determinadas fallas o mantenimientos pueden tener mayor impacto sobre la continuidad.
Barra principal y transferencia
Esta configuración incorpora posibilidades adicionales de operación y mantenimiento.
Por consiguiente, puede proporcionar mayor flexibilidad que una barra sencilla.
Doble barra
La doble barra incrementa las alternativas operativas.
No obstante, también aumenta la cantidad de equipos, la complejidad de control y la inversión.
Interruptor y medio
El esquema de interruptor y medio se utiliza en aplicaciones que requieren elevados niveles de flexibilidad y confiabilidad.
Sin embargo, su conveniencia debe justificarse técnicamente.
En definitiva, no existe un arreglo de barras óptimo para todos los Centros de Carga.
Subestación AIS o GIS
Otra decisión importante consiste en seleccionar la tecnología de aislamiento.
AIS: Air Insulated Substation
Una subestación AIS utiliza principalmente aire como medio de aislamiento externo.
Generalmente requiere más superficie. A cambio, ofrece una arquitectura ampliamente conocida y accesible para inspección y mantenimiento.
GIS: Gas Insulated Switchgear
Una subestación GIS integra equipos encapsulados y permite reducir considerablemente el espacio requerido.
Por esta razón, puede resultar atractiva cuando:
- existe poco terreno disponible;
- la instalación está en una zona urbana;
- hay condiciones ambientales adversas;
- se requiere alta compactación.
No obstante, la decisión AIS vs. GIS debe considerar inversión, disponibilidad, mantenimiento, confiabilidad, espacio y costo del ciclo de vida.
Interruptores de potencia de alta tensión
El interruptor de potencia debe establecer, conducir e interrumpir corriente bajo las condiciones para las cuales fue diseñado.
Por ello, su selección requiere analizar más que tensión y corriente nominal.
Entre los parámetros importantes se encuentran:
- tensión nominal;
- corriente nominal;
- frecuencia;
- nivel de aislamiento;
- corriente de cortocircuito;
- capacidad interruptiva;
- secuencia de operación;
- tiempos de apertura y cierre;
- mecanismo de operación;
- condiciones ambientales.
IEC 62271-100 constituye una referencia internacional importante para interruptores de corriente alterna de alta tensión.[8]
Cuchillas y seccionadores de alta tensión
Las cuchillas permiten aislar y configurar diferentes partes del circuito.
Dependiendo de la subestación pueden existir:
- cuchillas de línea;
- cuchillas de barra;
- cuchillas asociadas al interruptor;
- cuchillas de puesta a tierra.
Aquí conviene hacer una distinción fundamental:
INTERRUPTOR ≠ CUCHILLA
El interruptor está diseñado para establecer e interrumpir corriente dentro de sus capacidades especificadas.
En cambio, la cuchilla cumple principalmente funciones de aislamiento y configuración del circuito conforme a su diseño.
Posteriormente, en la red interna de media tensión, pueden utilizarse seccionadores eléctricos de media tensión de iTepeyac para distribución, protección, telecontrol y automatización.
Apartarrayos y protección contra sobretensiones
Los apartarrayos ayudan a proteger el aislamiento frente a sobretensiones.
Sin embargo, su selección no debe hacerse como un elemento independiente.
Deben analizarse aspectos como:
- tensión del sistema;
- puesta a tierra;
- sobretensiones temporales;
- coordinación de aislamiento;
- ubicación;
- características del equipo protegido.
Por esta razón, apartarrayos y coordinación de aislamiento forman parte de una misma estrategia de protección.
Transformadores de instrumento: TC y TP en alta tensión
Una subestación necesita medir lo que sucede en el circuito primario sin aplicar directamente esas magnitudes a medidores, relevadores y sistemas electrónicos.
Para ello se utilizan transformadores de instrumento.
¿Qué es un transformador de corriente?
El transformador de corriente o TC reproduce la corriente primaria a una escala adecuada para:
- medición;
- protección;
- facturación;
- supervisión;
- control.
¿Qué es un transformador de potencial?
El transformador de potencial o tensión, denominado TP o VT, reproduce la tensión primaria a una escala adecuada para sistemas secundarios.
De esta forma puede alimentar:
- medidores;
- relevadores;
- sistemas de control;
- equipos de calidad de energía.
IEC 61869-1 establece requisitos generales para transformadores de instrumento destinados a aplicaciones de medición, protección y control.[9]
Además, conviene recordar que medición y protección no necesariamente requieren las mismas características.
Por ello pueden existir núcleos independientes para diferentes funciones.
iTepeyac cuenta con transformadores de instrumento de alta tensión LAPEM y soluciones de transformadores de instrumento para diferentes aplicaciones.
Asimismo, la relación entre medición y automatización se explica con mayor detalle en cómo ayudan los transformadores de instrumento al sistema SCADA.
Medición eléctrica de un Centro de Carga
La medición no tiene una sola función.
Por el contrario, una subestación moderna puede tener diferentes sistemas de medición trabajando simultáneamente.
Medición para facturación
Su objetivo es registrar las variables necesarias para los procesos comerciales correspondientes.
Medición para protección
Los relevadores utilizan señales provenientes de TC y TP para detectar condiciones anormales.
Medición para operación
El personal puede supervisar variables como:
- corriente;
- tensión;
- MW;
- MVAr;
- factor de potencia;
- frecuencia.
Medición de calidad de energía
Además, los analizadores pueden registrar:
- armónicos;
- flicker;
- huecos de tensión;
- sobretensiones;
- eventos;
- desbalance.
Medición para analítica
Finalmente, los datos históricos permiten desarrollar tendencias, comparar periodos y detectar comportamientos anormales.
Por consiguiente, una arquitectura moderna puede seguir esta cadena:
TC / TP
↓
MEDIDOR / IED
↓
COMUNICACIONES
↓
SCADA
↓
HISTORIADOR
↓
ANALÍTICA
↓
DECISIÓN OPERATIVA
Consulta las soluciones de iTepeyac en medidores eléctricos y medición eléctrica para CFE.
Transformador de potencia
El transformador de potencia suele ser uno de los activos de mayor valor económico y estratégico de la subestación.
Una aplicación podría utilizar, por ejemplo:
115/13.8 kV
o
230/34.5 kV
Sin embargo, indicar únicamente MVA y relación de transformación sería insuficiente.
Datos eléctricos del transformador
La especificación debe considerar, entre otros aspectos:
- potencia;
- tensión primaria;
- tensión secundaria;
- frecuencia;
- impedancia;
- conexión;
- grupo vectorial;
- nivel de aislamiento.
Regulación y cambiador de derivaciones
Dependiendo de la aplicación, también debe estudiarse la regulación de tensión.
En determinados proyectos puede requerirse un cambiador de derivaciones bajo carga u OLTC.
Enfriamiento y temperatura
Asimismo, deben definirse el método de enfriamiento y los límites térmicos aplicables.
La temperatura es particularmente importante porque influye directamente sobre el envejecimiento del aislamiento.
Pérdidas y eficiencia
Las pérdidas en vacío y con carga también forman parte de la evaluación económica.
En consecuencia, comparar transformadores únicamente por precio inicial puede conducir a decisiones equivocadas.
IEC 60076 constituye una familia internacional fundamental para transformadores de potencia.[10]
iTepeyac cuenta con transformadores de potencia y una gama más amplia de transformadores eléctricos para infraestructura industrial.
Protección del transformador de potencia
Debido al valor y criticidad del activo, el transformador necesita una filosofía específica de protección.
Dependiendo de la aplicación puede incorporar:
- diferencial 87T;
- sobrecorriente;
- falla a tierra;
- protección térmica;
- sobreexcitación;
- presión;
- temperatura de aceite;
- temperatura de devanados;
- nivel de aceite;
- Buchholz cuando corresponda;
- protecciones de respaldo.
Sin embargo, la tendencia actual va más allá de esperar a que aparezca una falla.
Cada vez resulta más importante integrar:
PROTECCIÓN → SUPERVISIÓN → TENDENCIA → DIAGNÓSTICO → MANTENIMIENTO
De esta manera, la subestación puede evolucionar hacia un esquema de mantenimiento basado en condición.
Distribución interna en media tensión
Después de la transformación comienza otra parte fundamental del sistema: la distribución interna en media tensión.
Por ejemplo:
115 kV
↓
TRANSFORMADOR 115/13.8 kV
↓
SWITCHGEAR 13.8 kV
↓
ALIMENTADORES
↓
SECCIONAMIENTO
↓
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
↓
MOTORES / PROCESOS / TABLEROS / BESS
Esta arquitectura conecta directamente los conceptos de alta y media tensión.
Por esa razón, esta guía debe relacionarse con la página pilar de Centros de Carga en Media Tensión, además de las páginas de seccionadores eléctricos, transformadores eléctricos y medidores eléctricos.
Así se forma un clúster temático:
CENTROS DE CARGA EN ALTA TENSIÓN
↓
CENTROS DE CARGA EN MEDIA TENSIÓN
↓
SECCIONAMIENTO
↓
TRANSFORMACIÓN
↓
MEDICIÓN
↓
AUTOMATIZACIÓN
Obra civil de una subestación de alta tensión
Una subestación no es solamente un proyecto eléctrico.
También requiere una importante disciplina civil.
Dependiendo del proyecto pueden necesitarse:
- levantamiento topográfico;
- estudios geotécnicos;
- terracerías;
- plataformas;
- cimentaciones;
- estructuras;
- vialidades;
- drenajes;
- trincheras;
- ductos;
- registros;
- caseta de control;
- bardas;
- accesos;
- contención de aceite;
- soportes;
- cimentación del transformador.
Además, las decisiones civiles deben coordinarse con los requerimientos electromecánicos.
Por ejemplo, una modificación en la ubicación del transformador puede afectar canalizaciones, malla de tierras, vialidades, distancias eléctricas y drenaje.
En consecuencia, ingeniería eléctrica e ingeniería civil no deben desarrollarse como proyectos independientes.
Caseta de control: el cerebro de la subestación
Mientras los equipos primarios transportan y transforman la potencia, la caseta de control concentra buena parte de la inteligencia de la instalación.
En su interior pueden encontrarse:
- relevadores;
- tableros de protección;
- tableros de control;
- medidores;
- RTU;
- gateways;
- switches Ethernet;
- servidores;
- equipos de sincronización;
- telecomunicaciones;
- cargadores;
- distribución DC.
Por tanto, una subestación moderna tiene dos arquitecturas que funcionan simultáneamente:
ARQUITECTURA DE POTENCIA
y
ARQUITECTURA DE INFORMACIÓN
Ambas deben diseñarse con criterios de confiabilidad.
Servicios auxiliares AC y DC
La subestación necesita energía auxiliar para operar correctamente.
Servicios auxiliares AC
Pueden alimentar:
- iluminación;
- climatización;
- contactos;
- calefactores;
- motores;
- cargadores;
- sistemas auxiliares.
Servicios auxiliares DC
Por otra parte, el sistema de corriente directa alimenta funciones críticas como:
- relevadores;
- control;
- apertura de interruptores;
- cierre de interruptores;
- telecomunicaciones;
- RTU;
- señalización.
Precisamente por ello, el sistema DC merece especial atención.
Una falla importante del sistema eléctrico puede coincidir con la pérdida de alimentación AC. Sin embargo, los interruptores todavía deben ser capaces de abrir y los relevadores deben continuar operando.
En consecuencia, los bancos de baterías y cargadores son componentes críticos de la protección de la subestación.
SCADA para subestaciones de alta tensión
Una subestación moderna genera una gran cantidad de información.
Un sistema SCADA permite concentrar variables, estados y alarmas para facilitar la supervisión de la instalación.
Entre otros datos, puede integrar:
- posición de interruptores;
- posición de cuchillas;
- corrientes;
- tensiones;
- potencia;
- energía;
- alarmas;
- eventos;
- calidad de energía;
- estado de equipos.
Arquitectura conceptual de SCADA
La información puede recorrer una cadena como ésta:
EQUIPO PRIMARIO
↓
TC / TP / SENSORES
↓
IED / MEDIDOR / RELEVADOR
↓
RED INDUSTRIAL
↓
RTU / GATEWAY
↓
SCADA
↓
CENTRO DE CONTROL
↓
HISTORIADOR / ANALÍTICA
De esta manera, una subestación deja de ser una infraestructura prácticamente invisible hasta que ocurre una falla.
En cambio, se convierte en un sistema observable.
IEC 61850 y subestaciones digitales
La familia IEC 61850 constituye una referencia fundamental para las comunicaciones y automatización de sistemas eléctricos.[11]
Su importancia no radica únicamente en utilizar un protocolo diferente.
En realidad, introduce modelos de datos y servicios de comunicación diseñados específicamente para automatización eléctrica.
Dependiendo de la arquitectura pueden aparecer conceptos como:
- IED;
- MMS;
- GOOSE;
- Sampled Values;
- station bus;
- process bus;
- sincronización horaria;
- archivos de configuración.
Por consiguiente, una subestación digital debe pensarse como un sistema integrado desde la etapa de ingeniería.
Telecomunicaciones en una subestación
La automatización depende de comunicaciones confiables.
Para ello pueden utilizarse tecnologías como:
- fibra óptica;
- OPGW;
- Ethernet industrial;
- radio;
- enlaces IP;
- redes redundantes.
Además, diferentes aplicaciones pueden transportar información de:
- protección;
- control;
- medición;
- telemetría;
- mantenimiento.
En consecuencia, la red de comunicaciones deja de ser un accesorio.
Se convierte en parte de la infraestructura crítica de la subestación.
Código de Red para Centros de Carga
El Código de Red establece criterios técnicos relacionados con la operación del Sistema Eléctrico Nacional y contiene requerimientos relevantes para Centros de Carga.[12]
Por ello, el cumplimiento debe relacionarse con la ingeniería real de la instalación.
Entre los temas que pueden intervenir se encuentran:
- tensión;
- frecuencia;
- factor de potencia;
- potencia reactiva;
- calidad de energía;
- protecciones;
- comportamiento eléctrico.
Sin embargo, el Código de Red no debería tratarse únicamente como un expediente administrativo.
Una estrategia más útil consiste en relacionar:
REQUERIMIENTO
↓
ESTUDIO
↓
MEDICIÓN
↓
EQUIPO
↓
CORRECCIÓN
↓
MONITOREO
↓
EVIDENCIA
De esta manera, cumplimiento y operación forman parte del mismo sistema de ingeniería.
Armónicos en grandes Centros de Carga
La electrónica de potencia está creciendo rápidamente dentro de la industria.
Por ejemplo, una planta puede incorporar:
- variadores;
- rectificadores;
- UPS;
- BESS;
- cargadores;
- inversores;
- hornos.
Estas cargas pueden introducir distorsión armónica.
Por ello, la estrategia debería comenzar con medición y análisis.
MEDICIÓN
↓
ESTUDIO DE ARMÓNICOS
↓
IDENTIFICACIÓN DE FUENTES
↓
DISEÑO DE SOLUCIÓN
↓
FILTROS / COMPENSACIÓN CUANDO CORRESPONDA
↓
VERIFICACIÓN
En consecuencia, instalar bancos de capacitores sin estudiar previamente el sistema puede resultar contraproducente.
IEEE 519 proporciona una referencia importante para analizar armónicos en sistemas eléctricos.[6]
IoT y mantenimiento predictivo en subestaciones
Una subestación contiene activos cuyo costo de falla puede superar ampliamente el costo de monitorearlos.
Tradicionalmente, muchas instalaciones han utilizado una estrategia basada en calendario:
FECHA → INSPECCIÓN → MANTENIMIENTO
Sin embargo, la disponibilidad de sensores y comunicaciones permite evolucionar hacia:
SENSOR → DATO → TENDENCIA → ALERTA → DIAGNÓSTICO → INTERVENCIÓN
¿Qué puede monitorearse?
Dependiendo del activo pueden supervisarse:
- temperatura;
- puntos calientes;
- humedad;
- condición del transformador;
- vibración;
- conexiones;
- calidad de energía;
- operación de equipos.
Además, tecnologías de termografía fija, sensores IoT y fibra óptica permiten vigilar activos de forma continua.
Así, el mantenimiento puede pasar de preguntar:
“¿Cuándo toca revisar este equipo?”
a preguntar:
“¿Qué está indicando realmente su condición?”
Ciberseguridad OT en subestaciones
La digitalización ofrece grandes ventajas. Sin embargo, también introduce nuevas superficies de riesgo.
Cuando la subestación incorpora:
- IED;
- switches;
- gateways;
- SCADA;
- servidores;
- acceso remoto;
- redes Ethernet;
- enlaces externos,
la ciberseguridad debe considerarse desde la ingeniería.
La familia IEC 62443 constituye una referencia internacional para seguridad de sistemas de automatización y control industrial.[13]
Elementos de una estrategia OT
Dependiendo del análisis de riesgos, pueden considerarse:
- segmentación;
- autenticación;
- control de acceso;
- restricción de flujos;
- registros;
- backups;
- gestión de cuentas;
- acceso remoto controlado;
- gestión de configuraciones.
En otras palabras, la evolución tecnológica también cambia el perfil de riesgo:
SUBESTACIÓN ELECTROMECÁNICA
↓
SUBESTACIÓN AUTOMATIZADA
↓
SUBESTACIÓN CONECTADA
↓
SUBESTACIÓN DIGITAL
↓
INFRAESTRUCTURA OT CRÍTICA
FAT, SAT y puesta en servicio
La construcción física de una subestación no significa que el proyecto esté terminado.
Antes de energizar, los sistemas deben probarse.
FAT
Las Factory Acceptance Tests permiten comprobar equipos o sistemas antes de su envío.
SAT
Las Site Acceptance Tests verifican su funcionamiento una vez instalados.
Commissioning
Finalmente, la puesta en servicio comprueba la integración funcional del sistema.
Dependiendo del proyecto pueden verificarse:
- transformadores;
- interruptores;
- cuchillas;
- TC;
- TP;
- relevadores;
- medidores;
- baterías;
- cargadores;
- tierras;
- comunicaciones;
- SCADA;
- enclavamientos;
- circuitos de disparo;
- señales.
Además, deben comprobarse las interfaces entre sistemas.
Un relevador correctamente configurado sirve de poco si el circuito de disparo está mal conectado. De la misma manera, una RTU funcional no garantiza que el centro de control esté recibiendo correctamente las señales.
Documentación As-Built
Una subestación correctamente construida pero mal documentada se convierte en un problema durante su operación.
Por ello, el expediente final debería integrar, según corresponda:
- diagramas unifilares;
- diagramas trifilares;
- diagramas elementales;
- planos AC/DC;
- planos físicos;
- planos civiles;
- malla de tierras;
- canalizaciones;
- listas de cables;
- listas de señales;
- ajustes de protección;
- archivos de configuración;
- arquitectura SCADA;
- arquitectura de red;
- manuales;
- protocolos FAT/SAT;
- estudios;
- memorias de cálculo;
- planos As-Built.
Además, la documentación debe mantenerse actualizada después de modificaciones importantes.
De lo contrario, con el paso de los años puede aparecer una diferencia peligrosa entre la instalación real y la instalación documentada.
Checklist de ingeniería para Centros de Carga en alta tensión
La siguiente lista permite visualizar la naturaleza multidisciplinaria del proyecto.
| Área | Elemento a verificar |
|---|---|
| Conexión | Punto y condiciones de conexión |
| Estudios | Flujo de potencia |
| Estudios | Cortocircuito |
| Estudios | Coordinación de protecciones |
| Estudios | Coordinación de aislamiento |
| Calidad | Armónicos |
| Calidad | Factor de potencia y reactivos |
| Tierras | Resistividad |
| Tierras | Paso y contacto |
| Alta tensión | Interruptores |
| Alta tensión | Cuchillas |
| Alta tensión | Apartarrayos |
| Medición | TC |
| Medición | TP/CVT |
| Medición | Facturación |
| Transformación | Transformador de potencia |
| Media tensión | Switchgear |
| Protección | IED y relevadores |
| Control | Lógicas y enclavamientos |
| Comunicaciones | Fibra, radio y Ethernet |
| SCADA | RTU y gateways |
| Automatización | IEC 61850 cuando corresponda |
| Auxiliares | Sistema AC |
| Auxiliares | Sistema DC |
| Auxiliares | Baterías |
| Civil | Terracerías y cimentaciones |
| Civil | Drenajes |
| Civil | Trincheras |
| Civil | Contención de aceite |
| OT | Ciberseguridad |
| Pruebas | FAT |
| Pruebas | SAT |
| Pruebas | Commissioning |
| Documentación | As-Built |
Soluciones iTepeyac para Centros de Carga y subestaciones
El portafolio de iTepeyac permite participar en diferentes capas de la infraestructura de un Centro de Carga.
Transformación
Transformadores de instrumento
Transformadores de instrumento de alta tensión LAPEM
Transformadores de instrumento Arteche
Medición
SCADA y automatización
Transformadores de instrumento y sistemas SCADA
Distribución en media tensión
Seccionadores eléctricos de media tensión
Por consiguiente, el Centro de Carga puede visualizarse comercial y técnicamente como una cadena:
ALTA TENSIÓN
↓
TRANSFORMACIÓN
↓
PROTECCIÓN
↓
MEDICIÓN
↓
SCADA
↓
MEDIA TENSIÓN
↓
MONITOREO
↓
DATOS
↓
MANTENIMIENTO
Preguntas frecuentes sobre Centros de Carga en alta tensión
¿Qué es un Centro de Carga en alta tensión?
Es un Centro de Carga cuya solución de conexión involucra infraestructura de alta tensión. Sin embargo, la configuración final depende del proyecto, del sistema eléctrico y de los estudios correspondientes.
¿Quién determina las condiciones de conexión?
CENACE administra el proceso de conexión al SEN y los estudios correspondientes permiten determinar los requerimientos de infraestructura.[1][2]
¿Una industria puede decidir conectarse directamente a 115 kV?
No debería definirse únicamente por preferencia del usuario. Por el contrario, deben analizarse la demanda, ubicación, red disponible, Punto de Conexión y resultados de los estudios.
¿Qué lleva una subestación de 115 kV?
Dependiendo de su configuración, puede incorporar apartarrayos, cuchillas, interruptores, TC, TP, barras, transformadores de potencia, protecciones, medición, tierras, servicios auxiliares, baterías, telecomunicaciones y SCADA.
¿Qué estudios requiere una subestación de alta tensión?
Pueden requerirse estudios de flujo de potencia, cortocircuito, coordinación de protecciones, coordinación de aislamiento, tierras, calidad de energía y armónicos, entre otros.
¿Qué es un TC de alta tensión?
Es un transformador de corriente que reproduce la corriente primaria a una escala adecuada para medición, protección o control.
¿Qué es un TP?
Es un transformador de potencial o tensión que reproduce la tensión primaria a una escala adecuada para equipos secundarios.
¿Qué estándar se utiliza como referencia para transformadores de instrumento?
La familia IEC 61869 constituye una de las referencias internacionales más importantes.[9]
¿Qué estándar se utiliza para transformadores de potencia?
La familia IEC 60076 constituye una referencia internacional fundamental.[10]
¿Qué estándar se utiliza para interruptores de alta tensión?
IEC 62271-100 es una referencia internacional para interruptores de corriente alterna de alta tensión.[8]
¿Qué relación tiene el Código de Red con un Centro de Carga?
El Código de Red contiene requerimientos técnicos relevantes para Centros de Carga. Por ello, su cumplimiento debe relacionarse con estudios, medición, calidad de energía, protecciones y comportamiento eléctrico.[12]
¿Qué es IEC 61850?
Es una familia de estándares relacionada con redes y sistemas de comunicación para automatización de sistemas eléctricos.[11]
¿Por qué una subestación necesita SCADA?
Porque permite concentrar mediciones, estados, alarmas y eventos. Además, cuando la arquitectura lo contempla, facilita supervisión y control remoto.
Bibliografía técnica y referencias
[1] Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Sistema de Atención a Solicitudes de Interconexión y Conexión — SIASIC. Conexión. Información sobre modalidades y estudios requeridos para la conexión de Centros de Carga.
[2] Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Conexión de Centros de Carga e Interconexión de Centrales Eléctricas. Sistema de Información del Mercado.
[3] Secretaría de Energía / CENACE. Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga. Publicado en el Diario Oficial de la Federación el 9 de febrero de 2018.
[4] International Electrotechnical Commission (IEC). IEC 60071 Series — Insulation co-ordination.
[5] IEEE Power & Energy Society. IEEE Std 80 — Guide for Safety in AC Substation Grounding. Referencia técnica internacional para sistemas de puesta a tierra de subestaciones. Debe verificarse la revisión aplicable al proyecto.
[6] IEEE Power & Energy Society. IEEE Std 519-2022 — IEEE Standard for Harmonic Control in Electric Power Systems.
[7] International Electrotechnical Commission. IEC 61000-4-30 — Electromagnetic compatibility: Power quality measurement methods.
[8] International Electrotechnical Commission. IEC 62271-100 — High-voltage switchgear and controlgear: Alternating-current circuit-breakers.
[9] International Electrotechnical Commission. IEC 61869-1:2023 — Instrument transformers: General requirements.
[10] International Electrotechnical Commission. IEC 60076 Series — Power transformers.
[11] International Electrotechnical Commission. IEC 61850 Series — Communication networks and systems for power utility automation.
[12] Autoridad regulatoria eléctrica mexicana. Código de Red — criterios y requerimientos técnicos aplicables al Sistema Eléctrico Nacional y Centros de Carga. Consultar siempre la versión y disposiciones vigentes aplicables al proyecto.
[13] International Electrotechnical Commission. IEC 62443 Series — Security for industrial automation and control systems.
Conclusión: un Centro de Carga es un sistema, no una colección de equipos
Un Centro de Carga en alta tensión en México no debería diseñarse como una suma independiente de transformadores, interruptores, TC, TP, relevadores y tableros.
Por el contrario, debe concebirse como un sistema completo:
SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
↓
CONEXIÓN
↓
SUBESTACIÓN DE ALTA TENSIÓN
↓
PROTECCIÓN
↓
TRANSFORMACIÓN
↓
MEDICIÓN
↓
CÓDIGO DE RED Y CALIDAD DE ENERGÍA
↓
DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN
↓
SCADA Y TELECOMUNICACIONES
↓
MONITOREO
↓
MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN
↓
PROCESO INDUSTRIAL
Además, la digitalización está haciendo que protección, medición, comunicaciones, IoT y analítica dejen de funcionar como disciplinas aisladas.
En consecuencia, la subestación eléctrica industrial moderna es simultáneamente una infraestructura de potencia y una infraestructura de información.
Por esta razón, la ingeniería de un nuevo Centro de Carga debe considerar desde el principio seguridad, confiabilidad, ampliabilidad, mantenibilidad, medición, interoperabilidad, automatización y disponibilidad de datos durante toda la vida útil de la instalación.