programa de ampliación y modernización de las redes generales

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Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución 2015 – 2019

Abril 2015

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Tabla de contenido

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................4

2. MARCO NORMATIVO .....................................................................................................7

3. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN DEL SISTEMA

ELÉCTRICO NACIONAL......................................................................................................8

3.1 INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE DISTRIBUCIÓN ...............................................................9

3.2 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN EN OPERACIÓN EN CFE 2014 ...................................... 10

4. PLANIFICACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN ......................................... 11

4.1 PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ............................................................... 11

4.2 INTEGRACIÓN DEL PLAN RECTOR DE DISTRIBUCIÓN ...................................................... 13

5. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ............................ 14

5.1 METODOLOGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN 2015-2033 ........................... 14

6. SISTEMAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN ............. 18

6.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA ..................................................................... 18

6.2 APLICACIONES PARA EL PROCESO DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA. ............ 18

7. PROGRAMA DE AMPLIACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN

................................................................................................................................... 20

7.1 MONTOS Y METAS ..................................................................................................... 20

7.3 NUEVOS PROYECTOS PIDIREGAS A INCORPORAR EN EL PEF 2016.................................... 39

8. ESTRATEGIAS DE LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN

2015-2018 ..................................................................................................................... 39

8.1 REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ................................................................ 39

8.2 EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE DISTRIBUCIÓN ........................................ 41

8.3 METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ............................. 42

8.4 PROYECTOS DE INVERSIÓN PROPUESTOS PARA REDUCIR PÉRDIDAS ............................... 43

9. TIEMPO DE INTERRUPCIÓN POR USUARIO EN DISTRIBUCIÓN ............................................. 44

10. GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN DISTRIBUCIÓN ............................................................... 46

10.1 EFECTOS EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN ................................................................. 46

10.2 VENTAJAS Y DESVENTAJAS ...................................................................................... 47

10.3 GRANJAS SOLARES URBANAS (GSU) COMO PARTE DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA....... 47

11 ELECTRIFICACIÓN RURAL ........................................................................................... 48

11.1 POBREZA ENERGÉTICA ............................................................................................ 49

11.2 ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD ....................................................................................... 51

11.3 META DE ELECTRIFICACIÓN ...................................................................................... 52

12. PROYECTOS ESTRATÉGICOS DE DISTRIBUCIÓN ............................................................. 56

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12.1 SISTEMAS PARA LA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE ...................................................... 56

ELEMENTOS COMPONENTES .......................................................................................... 57

ANEXO 1 ...................................................................................................................... 60

PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL: .................................. 60

PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL (CONTINUA): ................. 61




ANEXO 2 ...................................................................................................................... 65

PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA. ............... 65

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1. Introducción El 11 de agosto de 2014, se publicó la ley de la Comisión Federal de Electricidad, la cual dispone que a partir de su entrada en vigor, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se transforme por ministerio de Ley en una Empresa Productiva del Estado. El Artículo Décimo Cuarto Transitorio del Decreto de publicación de la Ley, señala que el régimen especial previsto para la CFE y sus Empresas Productivas Subsidiarias, en materia de presupuesto, deuda, adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras, responsabilidades administrativas, bienes y remuneraciones, entraría en vigor hasta que se encontrara en funciones el nuevo consejo de Administración de la CFE y estuvieran en operación los mecanismos de fiscalización, transparencia y rendición de cuentas. En la misma disposición transitoria, se prevé que para los efectos anteriores el Consejo de Administración de la CFE notificará a la Secretaría de Energía (SENER), la actualización de los supuestos señalados, para que esta última emita la declaratoria respectiva, la cual se publicó el 16 de febrero del 2015. En el artículo 1 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad se estableció que la misma tiene por objeto regular la organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de cuentas de la Empresa Productiva del Estado Comisión Federal de Electricidad (“CFE”), así como establecer su régimen especial en materia de: empresas productivas subsidiarias y empresas filiales; remuneraciones; adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras; bienes; responsabilidades; dividendo estatal: presupuesto; y deuda. De conformidad con lo dispuesto por la fracción I del artículo 12 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, corresponde al Consejo de Administración de la CFE la conducción central y la Dirección de las actividades empresariales, económicas e industriales de esa Comisión, sus empresas productivas subsidiarias y empresas filiales. Asimismo, en la fracción XXII del mismo artículo, se establece que dicho Consejo aprobará los proyectos y decisiones cuyas características revistan una importancia estratégica para el desarrollo del objeto de la empresa, conforme a las políticas y lineamientos que al efecto emita el propio Consejo. De conformidad con el artículo 39 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, el Consejo de Administración contará con un Comité de Estrategia e Inversiones, el cual tendrá a su cargo las funciones establecidas por el artículo 43 de esa ley, entre las que se encuentran la de auxiliar al Consejo de Administración en la aprobación de las directrices, prioridades y políticas generales relacionadas con las inversiones de la CFE. De conformidad con el inciso a) de la fracción II del artículo 104 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, la CFE contará, conforme a los lineamientos que apruebe su Consejo de Administración, con un mecanismo de planeación de los programas y proyectos de inversión en el cual se establezcan al menos las necesidades de inversión a corto, mediano y largo plazos, mediante los criterios de evaluación que permitan establecer

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prioridades en los proyectos, por lo que se tiene a bien emitir los “Lineamientos para la Integración del Mecanismo de Planeación de los Programas y Proyectos de Inversión de la Comisión Federal de Electricidad y sus Empresas Productivas Subsidiarias”. De conformidad con Capítulo I de la Ley de la Industria Eléctrica relacionado a la Planeación y el Control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en sus artículos 13 y 14 referentes al Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) y a la ampliación y modernización de las Redes Generales de Distribución que no correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista y que serán autorizados por la SENER a propuesta de los Distribuidores interesados, los cuales deberán considerar en su propuesta:

I. Procurarán la operación del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de

eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;

II. Incluirán los elementos de la Red Eléctrica Inteligente que reduzcan el costo total de provisión del Suministro Eléctrico o eleven la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional de forma económicamente viable;

III. Se coordinarán con los programas promovidos por el Fondo de Servicio Universal Eléctrico, y

IV. Incorporarán mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del

Mercado y de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica.

Asimismo y atendiendo Artículo 5 del capítulo II del Reglamento de la Ley de la Industria eléctrica el cual indica que para la elaboración del PRODESEN se deberá considerar al menos:

I. Los pronósticos de la demanda eléctrica y los precios de los insumos primarios de la Industria Eléctrica;

II. La coordinación de los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas con el desarrollo de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución;

III. La política de Confiabilidad establecida por la Secretaría;

IV. Los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas

que prevea la infraestructura necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional;

V. La coordinación con la planeación del programa de expansión de la red

nacional de gasoductos y los mecanismos de promoción de las Energías Limpias, y

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VI. El análisis costo beneficio integral de las distintas alternativas de ampliación y

modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.

En este documento se presenta el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución que debe ser incluido el PRODESEN. El programa se elabora en un horizonte de planeación de cinco años cubriendo las necesidades de los procesos sustantivos de la distribución y comercialización del SEN en lo referente a infraestructura eléctrica y equipamiento operativo. Se incluyen los datos básicos de la estadística a diciembre de 2014 de la infraestructura eléctrica y comercial de las Redes Generales de Distribución clasificadas por cada una de las 16 División de Distribución. Se incluye la metodología y las herramientas que se utilizan para la planificación y la determinación de las necesidades de infraestructura en distribución. Se reporta el mercado eléctrico de distribución detallando el cierre a diciembre de 2014 de la demanda máxima de las subestaciones de potencia que alimentan a las redes generales de distribución así como el pronóstico de la demanda máxima para el periodo 2015 – 2033. Se detalla la demanda de las subestaciones de potencia ´y la demanda de los clientes conectados en las red de transmisión. Con este insumo y la aplicación de los criterios de planificación, se evalúan técnica y económicamente las opciones de proyectos de infraestructura eléctrica, aplicando los modelos de evaluación económica vigentes. Lo anterior permite determinar las obras a incluir en el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución. Como resultado de los estudios se genera el programa de ampliación y modernización de distribución el cual se clasifica en los dos objetivos de inversión; Expansión y Modernización de distribución, detallados en cada una de las estrategias:

Expansión Modernización

Demanda incremental Reducción de pérdidas

Conexión de nuevos puntos de consumo Confiabilidad de la red

Modernización de la Medición

Sistemas para la Red Eléctrica Inteligente

Equipamiento operativo y Edificios

Optimización de Centros de Atención telefónica

Implementación del Sistema Comercial

Finalmente se presentan temas relevantes del proceso de la distribución tales como las estrategias para la reducción de pérdidas eléctricas en distribución, Tiempo de Interrupción por Usuario, la generación distribuida, electrificación rural y los proyectos estratégicos de

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distribución: Sistemas de la Red Eléctrica Inteligente (REI), optimización de los centros de atención telefónica y el nuevo sistema del comercial.

2. Marco Normativo Leyes:

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos

Ley de Planeación

Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

Ley de la Comisión Federal de Electricidad

Ley de la Industria Eléctrica

Reglamentos:

Reglamento de la Ley de Planeación

Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

Reglamento de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad

Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica

Planes, Programas y Lineamientos externos:

Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018

Programa Sectorial de Energía 2013 – 2018

Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de

los programas y proyectos de inversión

Procedimientos, Guías, Lineamientos internos:

PROINVER

Políticas para la integración de proyectos en poblaciones rurales a incluirse en

PIDIREGAS

Consideraciones a las normas de distribución, construcción de redes subterráneas

para redes rurales, fraccionamientos de interés social y colonias populares;

rehabilitadas con recursos de PIDIREGAS

Requisitos para modificar las obras POISE – PIDIREGAS

Indicadores de rentabilidad

Metodología de evaluación de edificaciones

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3. Infraestructura actual de las Redes Generales de Distribución del Sistema Eléctrico Nacional. Divisiones de Distribución

CFE proporciona el servicio de electricidad a todo el país a través de 16 Divisiones de Distribución formalmente constituidas, incluyendo las tres del Valle de México —formalizadas mediante el comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes. En el Valle de México, las zonas Tula, Tulancingo y Pachuca, se adicionaron a la División Centro Oriente y la zona Cuernavaca a la División Centro Sur—. El detalle se muestra en el diagrama 3.1.

Divisiones de Distribución

1.- División Valle de México Norte2.- División Valle de México Centro3.- División Valle de México Sur4.- Zona Tulancingo5.- Zona Pachuca6.- Zona Tula7.- Zona Cuernavaca

3

2

1

7

4

6

5

Diagrama 3.1

1.- Baja California2.- Noroeste3.- Norte4.- Golfo Norte5.- Golfo Centro6.- Bajío7.- Jalisco8.- Centro Occidente9.- Centro Sur10.- Centro Oriente11.- Oriente12.- Sureste13.- Peninsular14.- Tres Divisiones de Distribución:

Valle de México NorteValle de México Centro

Valle de México Sur

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3.1 Infraestructura actual de distribución En el cuadro 3.1 se presenta el crecimiento medio anual del Sistema Eléctrico de Distribución (SED) en 2002 y 2014, indicando la dinámica de instalaciones en operación, número de clientes y ventas, desglosadas por División de Distribución, excluyendo las del Valle de México. La información complementaria correspondiente al Valle de México en el ámbito del área Central, se muestra en los cuadros 3.2 y 3.3.

Estadísticas de las Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México) 2002 y 2014

División de Distribución

Año y Crecimiento

Tipo de Instalación

Número de clientes (miles)

Ventas (GWh)

Capacidad instalada en subestaciones de distribución (MVA)

/1

Longitud de líneas de alta tensión en distribución (km)

Longitud de líneas de media tensión en distribución (km)

Capacidad instalada en redes de distribución (MVA)

Baja California

2002 3,296 3,133 13,251 3,185 1,009 9,368

2014 4,981 3,467 16,977 4,729 1,538 12,830

% anual 3.83 0.93 2.28 3.66 3.91 2.90

Noroeste 2002 3,315 4,214 29,463 3,870 1,312 11,060 2014 5,103 4,920 37,542 5,462 1,879 15,355

% anual 4.00 1.42 2.23 3.18 3.32 3.03

Norte

2002 4,027 4,808 33,419 1,840 1,524 13,412

2014 5,572 6,467 39,005 2,431 1,998 17,281

% anual 3.00 2.73 1.42 2.56 2.49 2.33

Golfo Norte

2002 5,928 3,181 23,878 4,155 2,009 24,685

2014 8,510 4,106 29,202 5,567 3,029 30,623 % anual 3.34 2.35 1.85 2.70 3.80 1.98

Golfo Centro

2002 1,798 2,482 23,083 1,609 1,234 7,370

2014 2,457 3,195 28,966 2,543 1,744 10,110

% anual 2.88 2.32 2.09 4.25 3.19 2.92

Bajío 2002 3,888 4,000 49,754 2,345 2,483 14,587 2014 5,599 4,899 61,299 3,889 3,843 22,231

% anual 3.37 1.86 1.92 4.71 4.05 3.90

Jalisco

2002 2,871 2,380 18,256 1,903 1,930 9,573

2014 4,509 2,950 24,336 2,968 2,834 12,644

% anual 4.19 1.97 2.65 4.12 3.56 2.56

Centro Occidente

2002 1,730 2,746 19,765 1,365 1,416 7,845 2014 1,932 3,134 22,040 2,027 2,056 9,169

% anual 1.01 1.21 1.00 3.65 3.45 1.43

Centro Sur

2002 2,269 2,735 27,486 1,556 1,351 6,078

2014 3,155 3,558 29,624 2,601 2,170 7,665

% anual 3.04 2.42 0.68 4.78 4.40 2.13

Centro Oriente

2002 2,153 1,717 15,601 1,106 1,288 7,309

2014 2,418 1,811 17,831 1,477 2,068 9,017 % anual 1.06 0.49 1.22 2.66 4.40 1.93

Oriente

2002 2,632 3,556 27,061 1,763 1,852 9,246

2014 3,544 4,037 33,316 2,572 2,791 10,550

% anual 2.74 1.16 1.91 3.49 3.80 1.21

Sureste 2002 2,045 4,762 44,902 1,857 2,068 5,309 2014 3,397 5,090 60,390 3,141 3,360 8,484

% anual 4.72 0.61 2.73 4.89 4.51 4.35

Peninsular

2002 1,972 2,942 14,978 1,290 939 5,127

2014 2,883 3,373 17,919 2,135 1,603 8,750

% anual 3.51 1.25 1.64 4.69 4.98 4.98

Total

2002 37,923 42,655 340,897 27,844 20,415 130,969

2014 54,062 51,007 418,447 41,541 30,913 174,710

% anual 3.28 1.64 1.88 3.70 3.84 2.65

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión

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Cuadro 3.1

Estadísticas de las Divisiones de Distribución del Valle de México 2009 y 2014


Año y Crecimiento

Tipo de Instalación

Número de clientes

Ventas Capacidad instalada en subestaciones de distribución

Longitud de líneas de alta tensión en distribución

Longitud de líneas de media tensión en distribución

Capacidad instalada en redes de distribución

(MVA) 1/ (km) (km) (MVA) (miles) (GWh)

Valle de México 2/

2009 13,442 1,731 27,986 5,723 6,254 30,115

2014 14,708 1,670 29,605 8,636 7,521 33,305

% anual 0.82 -0.33 0.51 3.81 1.69 0.92

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión 2/ Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur, Centro Sur (VDM), Centro Oriente (VDM)

Cuadro 3.2

3.2 Instalaciones de distribución en operación en CFE 2014

Transformadores sin incluir el Valle de México

Nivel Unidades MVA

Subestaciones de distribución /1

2,577 54,062

Redes de distribución 1,255,969 41,541

Sub Total 95,603

Transformadores Valle de México

Subestaciones de distribución /1

343 14,708

Redes de distribución 124,620 8,636

Sub Total VDM 23,345

Total 118,947

Líneas de distribución sin incluir el Valle de México

Nivel de tensión km

69 kV-138 kV 50,581

2.4 kV-34.5 kV

418,447

Menores a 2.4 kV

264,776

Sub Total 733,804

Líneas de distribución Valle de México

69 kV-138 kV

1,670

2.4 kV-34.5 kV

29,605

Menores a 2.4 kV

55,551

Sub Total 86,826

Total 820,630

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión

Cuadro 3.3

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4. Planificación de las Redes Generales de Distribución Introducción El crecimiento sostenido de la demanda de energía eléctrica, reflejado en el número de nuevas solicitudes y la necesidad de suministrar un mejor servicio a los clientes, hace necesario la conformación de un Plan Rector de Distribución, el cual considera la visión integral del sistema de distribución mediante planes y proyectos de inversión, los cuales se soportan en:

Estudios de ingeniería de planificación del sistema eléctrico

Análisis del sistema de comunicaciones

Aprovechamiento de los centros de distribución

Atención a clientes

Equipamiento operativo

4.1 Planificación de la red de distribución El Plan Rector de Distribución proporciona el panorama completo de las condiciones actuales del SED mediante su diagnóstico operativo, por medio de indicadores de desempeño. Así mismo y de acuerdo con la prospectiva para el desarrollo del mercado eléctrico, se identifican las áreas críticas y prioritarias del SED, así como las necesidades de edificaciones y equipamiento. Esto incluye la integración de programas multianuales de inversión para la aplicación efectiva de los recursos financieros en la creación de nueva infraestructura y la modernización con enfoque de competitividad y sustentabilidad. El Plan Rector considera en primera instancia garantizar en el corto y mediano plazos, con oportunidad, suficiencia y calidad, el suministro de energía eléctrica a los clientes, mejorando sustancialmente el desempeño operativo de la distribución. Adicionalmente proporciona la guía de crecimiento en el largo plazo (20 años) para cada zona de distribución y consecuentemente para la División correspondiente. En resumen, el Plan Rector incluye los planes, programas y proyectos del SED alineados a una visión de largo plazo, la cual propicia la expansión ordenada y oportuna, mediante la programación y ejecución de las inversiones en apoyo a la competitividad organizacional. El Plan Rector del SED se integra de una plataforma informática mediante capas de información, tal como se indica en el diagrama 4.1, con la finalidad de poner a disposición de los interesados los resultados a través de una página web que facilite la consulta considerando los volúmenes de información requeridos.

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Capas de información del Plan Rector

Diagrama 4.1

Los objetivos del Plan Rector son:

Disponer de escenarios a corto, mediano y largo plazos que coadyuven al

desarrollo del SED, atendiendo los requerimientos del mercado eléctrico y

acordes con la dinámica evolutiva y de operación de los sistemas de distribución

Optimizar la aplicación de los recursos asignados a las Divisiones y zonas de

Distribución, con criterios de rentabilidad y sustentabilidad, jerarquizando los

proyectos de inversión y considerando las aportaciones en obras a cargo de

terceros, para alcanzar los mayores beneficios en atención a la mejora del

desempeño y alineados a la planificación estratégica institucional

Asegurar que las instalaciones que se incorporan al sistema de distribución sean

las estrictamente necesarias, de tal forma que los activos fijos tengan el menor

impacto en los costos marginales y los asociados a su aprovechamiento

Difundir el plan de expansión del SED a todas las áreas internas de la CFE a

través de una plataforma web

Facilitar la toma de decisiones para la determinación de la solución técnica más

económica, a fin de proporcionar el suministro requerido por los clientes

Mantener la alineación con la visión de largo plazo en el proceso de

incorporación de instalaciones al sistema de distribución, reduciendo la

construcción de obras provisionales

Garantizar la calidad de la energía eléctrica de acuerdo con los compromisos de

suministro

Subestaciones

Alta Tensión

Media Tensión

Baja Tensión

Comunicaciones

Agencias


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4.2 Integración del Plan Rector de Distribución La integración del SED se fundamenta en los planes de desarrollo federal, estatal y municipal, especialmente en los planes de desarrollo urbano y de vías de comunicación. El SED se planifica como un todo en sus diferentes niveles operativos y administrativos, y no puede verse en forma aislada. Por lo anterior se toman de referencia los productos que se obtienen del Plan Rector, y en su caso, se vuelve a analizar el subsistema con base en los documentos anuales que sirven de insumo a esta planificación. El Plan Rector se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación en orden secuencial, sin menoscabo de la interrelación entre ellos:

Subestaciones

Alta tensión

Media tensión

Comunicaciones

Baja tensión

Centros de distribución


En el diagrama 4.2 se muestran a manera de ejemplo las subestaciones actuales y futuras de la zona Tampico, División de Distribución Golfo Centro, el cual permite visualizar el crecimiento del sistema de distribución a través del Plan Rector.

Visualización del Plan Rector de la zona Tampico

Diagrama 4.2

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5. Pronóstico de la Demanda Máxima del Sistema de Distribución

5.1 Metodología del Mercado Eléctrico de Distribución 2015-2033 El Mercado Eléctrico de Distribución de la CFE es elaborado por las 16 Divisiones de distribución que incluye la información estadística y de cierre de año, en este caso a diciembre de 2014, de las demandas máximas anuales ocurridas en cada uno de los componentes de la redes generales de distribución; circuitos de distribución de media tensión, transformadores, transformadores de potencia y subestaciones de distribución. Con este último dato se determina la demanda máxima de cada una de las Zonas de distribución. Asimismo se elabora el pronóstico de la demanda máxima anual para los próximos veinte años. Este proceso se lleva a cabo cada año en el módulo de Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución (DMED) en el Sistema Integral de Administración de Distribución (SIAD). Con base en el pronóstico de la demanda se optimiza la situación actual y se identifica la necesidad de proyectos de inversión, calendarizados en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). El estudio se conforma de las siguientes etapas:

I. Monitoreo de perfiles de carga y registro de la demanda máxima de transformadores

de potencia y circuitos de distribución a través del Sistema de Monitoreo de la

Calidad de la Energía (SIMOCE).

II. Determinación de la demanda máxima anual de todos los elementos del SED al nivel

de subestación, transformador de potencia y circuito de distribución.

III. Pronóstico de la demanda máxima anual por Zona de Distribución, subestación,

transformador de potencia y circuito, mediante el modelado de los agentes de

crecimiento por circuito de distribución, que comprende:

a. Desarrollo normal.

b. Cargas de usuarios importantes con demandas contratadas mayores o

iguales a 200 kW.

c. Cargas puntuales o “spot” de solicitudes de servicio mayores o iguales a

200 kW.

d. Polos de desarrollo, que corresponde a la posibilidad de que una

superficie geográfica específica se desarrolle en el mediano o largo plazo

con una densidad de carga específica.

IV. Optimizar la situación actual mediante modelos eléctricos de las redes de

distribución existentes con el fin de satisfacer la carga pronosticada a los 5 y 10 años

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y proponer las obras de infraestructura de distribución que permitan satisfacer la

demanda incremental, considerando proyectos de ampliación de la red de

distribución, ampliación de subestaciones existentes o la construcción de nuevas

subestaciones de distribución.

V. Selección de proyectos de inversión mediante el análisis costo-beneficio de las

alternativas de solución propuestas.

VI. Modelado del mercado eléctrico definitivo incorporando los proyectos que satisfagan

la demanda incremental en el corto, mediano y largo plazo, manteniendo los criterios

de planificación.

VII. Programación de proyectos de inversión en PIO y/o POISE,

En el cuadro 5.1 y figura 5.1 se muestra la demanda máxima no coincidente (suma de las demandas máximas de las subestaciones de cada zona de distribución) al cierre de diciembre de 2014, el valor de la demanda máxima pronosticada a cinco años y al 2033. El crecimiento promedio anual de todas las Divisiones es del 2.56%, destacando la División Peninsular con 3.55% sustentado en la industria Turística del corredor Cancún-Riviera Maya.

Pronostico 2015 – 2033 del sistema de distribución

División de Distribución Historial (MW)

Cierre (MW)

Pronóstico (MW) Tasa de

Crecimiento Promedio Anual %

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2033

Baja california 2675.50 2715.20 2799.40 3014.70 3112.50 3196.90 3279.50 3360.00 4656.00 2.44

Noroeste 3757.10 3818.80 3940.70 4292.00 4468.30 4623.90 4763.00 4898.30 7116.70 2.85

Norte 3523.10 3583.70 3699.40 3894.70 4080.40 4280.20 4445.20 4602.40 6889.30 3.22

Golfo Norte 5568.20 5601.60 5639.50 5806.40 6059.10 6291.20 6528.20 6749.50 9492.70 2.77

Golfo Centro 1349.10 1383.90 1401.70 1439.60 1473.60 1506.10 1534.20 1565.10 2119.40 2.17

Bajío 3449.90 3483.10 3585.20 3945.70 4138.20 4294.80 4445.70 4593.30 6728.80 3.01

Jalisco 2932.30 2968.80 2963.80 3187.70 3284.50 3386.00 3485.00 3578.30 4975.50 2.50

Centro Occidente 1060.40 1137.50 1129.70 1212.60 1247.50 1276.30 1301.60 1330.20 1780.80 2.16

Centro Sur 1534.40 1549.50 1524.40 1619.70 1642.20 1675.40 1709.40 1744.10 2342.70 2.07

Centro Oriente 2015.10 2013.90 2030.80 2337.50 2450.10 2460.30 2518.10 2575.70 3574.00 2.39

Oriente 1949.60 1961.20 2051.70 2167.30 2232.60 2294.40 2353.80 2405.50 3141.50 2.08

Sureste 1922.80 2000.60 2069.30 2290.30 2393.10 2483.10 2576.40 2668.60 4182.10 3.40

Peninsular 1660.70 1733.50 1781.40 2007.90 2104.60 2197.60 2283.20 2377.10 3760.60 3.55

Valle de México Norte 2767.80 2624.90 2592.60 2731.40 2833.70 2906.00 2969.40 3020.70 3784.00 1.83

Valle de México Centro 2523.90 2389.90 2337.50 3045.00 3156.00 3241.80 3320.20 3401.30 4654.40 2.39

Valle de México Sur 3506.60 3376.70 3335.10 3833.40 3941.60 4008.20 4052.60 4092.90 4570.50 0.98

Total 42196.50 42342.80 42882.20 46825.90 48618.00 50122.20 51565.50 52963.00 73769.00 2.56

Cuadro 5.1

16

Pronóstico del Mercado Eléctrico de Distribución Cierre 2014 / Pronostico 2015 - 2033

Figura 5.1 En relación al crecimiento esperado a cinco años, que es determinante para evaluar nuevos proyectos de subestaciones de potencia, en el cuadro 5.2 y figura 5.2, se muestra la demanda máxima pronosticada al 2019. El crecimiento promedio anual representativo para todas las Divisiones es del 3.13%, destacando el crecimiento promedio anual de la Divisiones Peninsular con 4.31%.

Pronostico 2015 – 2019 del sistema de distribución


Historial (MW) Cierre (MW) Pronóstico (MW) Tasa de

Crecimiento Promedio Anual

% 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Baja california 2675.50 2715.20 2799.40 3014.70 3112.50 3196.90 3279.50 3360.00 2.75

Noroeste 3757.10 3818.80 3940.70 4292.00 4468.30 4623.90 4763.00 4898.30 3.36

Norte 3523.10 3583.70 3699.40 3894.70 4080.40 4280.20 4445.20 4602.40 4.26

Golfo Norte 5568.20 5601.60 5639.50 5806.40 6059.10 6291.20 6528.20 6749.50 3.83

Golfo Centro 1349.10 1383.90 1401.70 1439.60 1473.60 1506.10 1534.20 1565.10 2.08

Bajío 3449.90 3483.10 3585.20 3945.70 4138.20 4294.80 4445.70 4593.30 3.87

Jalisco 2932.30 2968.80 2963.80 3187.70 3284.50 3386.00 3485.00 3578.30 2.93

Centro Occidente 1060.40 1137.50 1129.70 1212.60 1247.50 1276.30 1301.60 1330.20 2.34

Centro Sur 1534.40 1549.50 1524.40 1619.70 1642.20 1675.40 1709.40 1744.10 1.87

Centro Oriente 2015.10 2013.90 2030.80 2337.50 2450.10 2460.30 2518.10 2575.70 2.46

Oriente 1949.60 1961.20 2051.70 2167.30 2232.60 2294.40 2353.80 2405.50 2.64

Sureste 1922.80 2000.60 2069.30 2290.30 2393.10 2483.10 2576.40 2668.60 3.89

Peninsular 1660.70 1733.50 1781.40 2007.90 2104.60 2197.60 2283.20 2377.10 4.31

Valle de México Norte 2767.80 2624.90 2592.60 2731.40 2833.70 2906.00 2969.40 3020.70 2.55

Valle de México Centro 2523.90 2389.90 2337.50 3045.00 3156.00 3241.80 3320.20 3401.30 2.80

Valle de México Sur 3506.60 3376.70 3335.10 3833.40 3941.60 4008.20 4052.60 4092.90 1.65

Total 42196.50 42342.80 42882.20 46825.90 48618.00 50122.20 51565.50 52963.00 3.13

Cuadro 5.2

Baja california

Cierre 2014

Pronostico 2033

2799.40 4656.00

Tasa de crecimiento 2.44

Noroeste

Cierre 2014

Pronostico 2033

3940.80 7116.70

Tasa de Crecimiento 2.85

Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

3699.30 6889.30

Tasa de Crecimiento 3.22Golfo Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

5639.70 9492.70


Golfo Centro

Cierre 2014

Pronostico 2033

1419.30 2119.40


Oriente

Cierre 2014

Pronostico 2033

2051.80 3141.50


Peninsular

Cierre 2014

Pronostico 2033

1781.40 3760.60


Sureste

Cierre 2014

Pronostico 2033

2069.30 4182.10


Centro Sur

Cierre 2014

Pronostico 2033

1524.40 2342.70


Centro Occidente

Cierre 2014

Pronostico 2033

1129.70 1780.80


Jalisco

Cierre 2014

Pronostico 2033

2963.60 4975.50


Centro Oriente

Cierre 2014

Pronostico 2033

2030.80 3574.00



Cierre 2014

Pronostico 2033

3335.20 4570.50


Bajío

Cierre 2014

Pronostico 2033

3585.20 6728.80


Valle de México Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

2592.70 3784.00


Valle de México Centro

Cierre 2014

Pronostico 2033

2337.50 4654.40


Demandas Máximas: Cierre 2014 – Pronostico 2033: MWTasa de Crecimiento Promedio Anual: %

17

Pronóstico del Mercado Eléctrico de Distribución Cierre 2014 / Pronostico 2015 - 2019

Figura 5.2

En relación a los clientes conectados en alta tensión; de 69 kV a 400 kV, el cuadro 5.3 muestra la suma de la demanda máxima de cada cliente al cierre de diciembre de 2014, destacando las Divisiones Golfo Norte, Golfo Centro, Bajío y Norte con demandas desde los 2078 MW hasta 819 MW, sustentados en la industria metalúrgica, automotriz y minera instaladas en estas Divisiones.

Pronóstico 2015 – 2033 (Usuarios en Alta Tensión)

División de Distribución Historial (MW) Cierre (MW) Pronóstico (MW) Tasa de Crecimiento

Promedio Anual % 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2033

Baja california 181.32 185.85 205.47 211.00 215.87 253.55 255.49 258.03 277.42 1.53

Noroeste 432.78 473.83 505.65 555.63 669.19 729.30 785.45 841.65 1001.55 3.33

Norte 735.00 781.40 819.50 893.40 976.60 1090.30 1234.00 1298.10 2200.20 5.13

Golfo Norte 1836.17 1960.67 2077.93 2099.45 2099.45 2099.45 2099.45 2099.45 2099.45 0.00

Golfo Centro 958.56 966.00 994.81 1002.86 1011.09 1019.51 1028.10 1036.90 1186.23 0.94

Bajío 1098.32 1161.49 1206.69 1247.61 1290.49 1328.47 1348.39 1354.33 1524.20 1.12

Jalisco 413.28 410.73 420.86 466.22 497.17 522.53 547.15 565.93 606.02 1.47

Centro Occidente 10.26 17.31 16.20 16.27 16.34 16.42 16.49 16.57 17.71 0.47

Centro Sur 66.89 69.82 89.99 101.78 130.25 134.56 138.04 141.53 176.58 3.11

Centro Oriente 638.222 610.098 651.35 652.948 654.561 656.194 657.842 659.511 684.85 0.27

Oriente 100.68 88.88 185.95 188.87 214.09 214.32 214.55 254.78 258.26 1.75

Sureste 2.40 4.60 7.66 9.86 14.86 17.36 17.36 17.36 17.36 3.19

Peninsular 84.65 83.47 84.56 85.08 85.61 86.13 86.66 87.20 95.10 0.62

Valle de México Norte 329.10 339.40 368.00 380.00 383.00 387.00 394.00 395.00 402.00 0.31

Valle de México Centro 36.69 55.37 57.20 57.09 57.27 57.45 57.63 57.81 60.41 0.31

Valle de México Sur 182.40 178.77 195.23 203.08 211.06 219.57 228.14 234.88 280.34 1.81

Total 7106.72 7387.69 7887.05 8171.14 8526.89 8832.10 9108.73 9319.00 10887.69 1.61

Cuadro 5.3

Baja california

Cierre 2014

Pronostico 2033

2799.40 3360.00


Noroeste

Cierre 2014

Pronostico 2033

3940.80 4898.30


Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

3699.30 4602.40

Tasa de Crecimiento 4.26Golfo Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

5639.70 6749.50


Golfo Centro

Cierre 2014

Pronostico 2033

1419.30 1565.10


Oriente

Cierre 2014

Pronostico 2033

2051.80 2405.50


Peninsular

Cierre 2014

Pronostico 2033

1781.40 2377.10


Sureste

Cierre 2014

Pronostico 2033

2069.30 2668.60


Centro Sur

Cierre 2014

Pronostico 2033

1524.40 1744.10


Centro Occidente

Cierre 2014

Pronostico 2033

1129.70 1330.20


Jalisco

Cierre 2014

Pronostico 2033

2963.60 3578.30


Centro Oriente

Cierre 2014

Pronostico 2033

2030.80 2575.70



Cierre 2014

Pronostico 2033

3335.20 4092.90


Bajío

Cierre 2014

Pronostico 2033

3585.20 4593.30


Valle de México Norte

Cierre 2014

Pronostico 2033

2592.70 3020.70



Cierre 2014

Pronostico 2033

2337.50 3401.30


Demandas Máximas: Cierre 2014 – Pronostico 2019: MWTasa de Crecimiento Promedio Anual: %

18

6. Sistemas para la Planificación de las Redes Generales de Distribución Para la planificación de la distribución se cuenta con sistemas y herramientas para llevar a cabo los estudios electrotécnicos de ingeniería con la calidad requerida. Dada la complejidad y el volumen de información necesarios sobre las redes eléctricas y su demanda, se tienen dos aplicaciones estandarizadas a nivel nacional, las cuales permiten de manera sistematizada y mediante las interfaces correspondientes, exportar a los modelos de simulación la topología de la red con todos sus atributos georreferenciados y su correspondiente demanda.

6.1 Sistema de información geográfica Actualmente las Divisiones de Distribución utilizan de manera cotidiana el Sistema de Información Geográfica y Eléctrica de Distribución para digitalizar las instalaciones del SED, cimentado en la plataforma Informix y AutoCad, cuyo alcance funcional son las redes aéreas y subterráneas de media y baja tensión.

6.2 Aplicaciones para el proceso del Sistema de Información Geográfica. Para ubicar geográficamente las solicitudes de servicio y determinar las probables instalaciones requeridas, se ha diseñado una aplicación tomando como base el Sistema de Información Geográfica y el SICOSS, a fin de que interactúen y se puedan ubicar dichas solicitudes. Una vez recibida la solicitud de servicio, se tiene el objetivo de ubicarla geográficamente para mostrar las instalaciones de la red de media y baja tensión aledañas. Como resultado de esto se pueden identificar los posibles elementos de la red eléctrica que han fallado. En el diagrama 6.1 se muestra un polígono de usuarios afectados por una falla en la zona Veracruz.

19

Polígono de usuarios afectados en una zona

Diagrama 6.1

6.3 Georreferenciación de localidades sin electrificar Se refiere a la ubicación geográfica de cada una de las localidades pendientes de electrificar, a fin de contar con elementos más apropiados para la toma de decisiones referentes a la infraestructura eléctrica requerida. En el diagrama 6.2 se muestra un ejemplo de la georreferenciación de las localidades pendientes de electrificar en Zacazonapan, Estado de México.

Polígono de localidades sin electrificar

Diagrama 6.2

20

7. Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución

7.1 Montos y Metas El reporte del programa de obras e inversiones, es el resultado de los estudios de ingeniería de distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de energía eléctrica. Los cambios que se presentan en las redes de distribución no son predecibles en plazos mayores de 5 años. En el cuadro 7.4 se presenta el resumen de inversiones para los proyectos de distribución y en los cuadros posteriores las metas físicas de los proyectos considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas, proyectados para el horizonte 2015 — 2019.

Inversiones de Distribución 2015-2019

Concepto de Inversión Inversión

2015 2016 2017 2018 2019 Total

Regularización de colonias 200 1,035 917 878 866 3,896

Acometidas y Medidores 2,680 1,627 1,633 1,710 2,230 9,880

Total Expansión 2,880 2,662 2,550 2,588 3,096 13,776

Reducción pérdidas (Presupuesto) 1,827 5,814 4,672 3,620 2,857 18,790

Confiabilidad 1,406 4,793 4,642 4,510 4,531 19,882

Paseo de la Reforma 501 287

788

Proyecto de Interconexión Isla de Holbox

71 150

221

Modernización de la medición 1,355 399 2,674 4,651 1,901 10,980

Red Inteligente (sistemas)

1,300 1,430 1,690 2,080 6,500

Equipamiento Operativo 1/ 433 1,740 1,610 1,485 1,568 6,836

Total Modernización 5,522 14,404 15,178 15,956 12,937 63,997

Demanda Incremental (Inv. Financiada) 752 2,335 2,650 7,576 0 13,313

Reducción pérdidas (Inv. Financiada)

4,492 10,627 2,805 2,935 20,859

Total Obra Pública Financiada 752 6,827 13,277 10,381 2,935 34,172

Total 9,154 23,893 31,005 28,925 18,968 111,945

Cuadro 7.1

7.1.1 Expansión La expansión de los sistemas eléctricos consiste en realizar la planeación de la Redes Generales de Distribución, en función del crecimiento de nuevos usuarios de energía eléctrica, esto permite realizar las mejores opciones de inversión para mantener y operar los sistemas cumpliendo con criterios de rentabilidad, confiabilidad y seguridad. A continuación se muestran los proyectos enfocados a este objetivo:

21

Regularización de colonias Es una de las estrategias para la reducción de pérdidas de energía, la cual consiste en incorporar a usuarios del servicio de energía eléctrica que se encuentran sin contrato de suministro, identificados geográficamente y que se encuentra regularizado su uso de suelo. En el cuadro 7.2, se muestra el alcance de este proyecto. Es importante mencionar que en el país se registran densidades de carga que van desde los 0.5 kVA hasta los 1.5 kVA promedio, dependiendo de la zona o región en la que se encuentren los servicios. Para este proyecto se está considerando la ampliación de la red de distribución en las colonias que carecen de infraestructura eléctrica, pero que si cuentan con el servicio de energía eléctrica de forma irregular; justificando esta inversión con la rentabilidad de los proyectos (recuperación de pérdidas técnicas y no técnicas).

Metas del proyecto 2015-2019

Años Clientes a

Regularizar

Energía Recuperada

(GWh)

Impacto al Indicador Nacional

Postes

Transformadores de Distribución Línea de

Media Tensión

(km) Número

Capacidad Instalada

(kVA)

2015 42,253 29 0 5,431 1,378 45,771 571

2016 105,335 137 0 13,167 2,515 94,327 686

2017 93,326 121 0 11,666 2,229 83,573 608

2018 89,357 116 0 11,170 2,134 80,019 582

2019 88,136 115 0 11,017 2,105 78,925 574

TOTAL 418,407 518 1 52,451 10,361 382,615 3,021

Cuadro 7.2

Acometidas y Medidores Este proyecto es parte de la necesidad de adquirir acometidas y medidores para el crecimiento normal de usuarios de energía eléctrica, los cuales se van incorporando anualmente a la red de distribución y que considera los alcances que se muestran en el cuadro 7.3.

22

Alcances del proyecto 2015-2019

Año 2016 2017 2018 2019

Clientes a beneficiar

Medidores por Incremento de usuarios 960,624 1,008,655 1,059,088 1,112,042

Medidores por mantenimiento a usuarios 1,071,191 2,477,849 1,511,686 1,416,954

Meta

Total de medidores Clientes a beneficiar 2,031,815 3,486,504 2,570,774 2,528,996

Incremento de usuarios 960,624 1,008,655 1,059,088 1,112,042

Mantenimiento a usuarios 5,553,683 5,243,970 7,932,914 7,364,208

Meta

Total de acometidas de más de 30 años 6,514,307 6,252,625 8,992,002 8,476,250

Cuadro 7.3

7.1.2 Modernización La modernización de la infraestructura eléctrica está enfocada a operar, mantener y recuperar la vida útil de las Redes Generales de Distribución, realizando acciones e inversiones que permitan cumplir este objetivo. A continuación se muestran los siguientes proyectos: Reducción pérdidas (Inversiones con recursos presupuestales) Con la finalidad de realizar acciones para la reducción de pérdidas de energía para cumplir con el objetivo de llegar a la reducción de 10% de pérdidas técnicas y no técnicas se han propuesto realizar las siguientes acciones:

23

Proyecto para la reducción de pérdidas técnicas en el periodo 2015-2019

División No.

Proyectos No. de Mejoras a

redes de distribución

Construcción de redes de MT

Recalibración de redes de MT y AT

Compensación Reactiva

Cambio de tensión

(km) (km) (kVAr) (Circuitos)

Baja California 211 364 155 310 31,500 2

Noroeste 118 2,032 271 133 - -

Norte 122 3,861 536 884 6,666 -

Golfo Norte 39 5,057 390 178 - -

Golfo Centro 55 115 300 318 - -

Bajío 46 2,487 795 189 - -

Jalisco 193 329 427 263 27,300 2

Centro Occidente 75 894 635 368 24,000 -

Centro Sur 25 7,523 335 90 - 9

Centro Oriente 59 7,475 874 293 - -

Oriente 444 2,739 813 916 18,600 -

Sureste 160 3,289 330 976 20,400 5

Peninsular 352 1,754 388 880 9,471 2

Valle de México Norte 24 8,304 189 522 - -

Valle de México Centro 34 4,685 435 135 24,600 -

Valle de México Sur 16 5,478 190 140 3,444 -

Total 1,973 56,386 7,064 6,594 165,981 20

Cuadro 7.4

Equipos de medición tipo AMI para la reducción de pérdidas no técnicas 2015 - 2019

Divisiones Medidores

Total 2015 2016 2017 2018 2019

Baja California 27,999 30,799 33,879 37,267 40,993 170,937

Noroeste 29,854 32,839 36,123 39,736 43,709 182,261

Norte 14,652 16,117 17,729 19,502 21,452 89,452

Golfo Norte 27,505 30,256 33,281 36,609 40,270 167,921

Centro Occidente 13,750 15,125 16,638 18,301 20,131 83,945

Centro Sur 8,205 9,026 9,928 10,921 12,013 50,093

Oriente 9,036 9,940 10,934 12,027 13,230 55,167

Sureste 8,723 9,595 10,555 11,610 12,771 53,254

Bajío 17,405 19,146 21,060 23,166 25,483 106,260

Golfo Centro 10,272 11,299 12,429 13,672 15,039 62,711

Centro Oriente 11,998 13,198 14,518 15,969 17,566 73,249

Peninsular 14,151 15,566 17,123 18,835 20,718 86,393

Jalisco 7,689 8,458 9,304 10,234 11,257 46,942

Valle de México Norte 8,291 9,120 10,032 11,035 12,139 50,617

Valle de México Centro 75,580 83,138 91,452 100,597 110,657 461,424

Valle de México Sur 7,870 8,657 9,523 10,475 11,522 48,047

Medidores por año 292,980 322,279 354,508 389,956 428,950 1,788,673

Inversión (Mdp) 980 1,078 1,186 1,305 1,435 5,984

Cuadro 7.5

24

Para ver un mayor detalle en cuanto a las pérdidas eléctricas en distribución, favor de ver el capítulo 8 de este documento. Confiabilidad de la Red El proyecto de adquisiciones que a continuación se presenta está ligado a realizar las inversiones necesarias para cumplir con la Ley de la Industria Eléctrica en cuanto a la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del servicio como se describe en su artículo 4 párrafo II. En el cuadro 7.6 se muestran los alcances del proyecto.

Acciones para Mejorar la Confiabilidad de la Red 2015 – 2019

Componentes 2015 2016 2017 2018 2019 Total

Kilómetros de Línea 3,229 4,082 4,315 4,188 4,210 20,024

Capacidad de Transformadores 50,621 64,012 67,640 65,700 66,090 314,063

Compensación 14,550 18,400 19,440 18,880 18,900 90,170

Cambio de Acometidas 36,478 46,125 48,750 47,340 47,540 226,233

Equipo Telecontrolado 329 415 440 420 425 2,029

Seccionadores 263 336 349 348 345 1,641

Restauradores 573 125 764 739 740 2,941

Mejoras Globales 1,361 1,720 1,820 1,740 1,750 8,391

Cuadro 7.6

Paseo de la Reforma El corredor turístico de la Avenida Paseo de la Reforma de la Ciudad de México, ha sido objeto de inversiones cuantiosas en materia de infraestructura urbana y en los últimos años ha continuado el crecimiento en esta zona, modernizando inmuebles y construyendo nuevos desarrollos de oficinas corporativas, centros comerciales, hoteles, oficinas gubernamentales y complejos residenciales de gran lujo, etc. Actualmente el suministro de energía eléctrica en la zona se realiza con una red radial y con una red automática en baja tensión, cuyos servicios en su mayoría están contratados en baja tensión de la denominada Red Automática Reforma (construida en el periodo de los años 1950 a 1960). De acuerdo a las inspecciones físicas realizadas por la CFE, las fallas presentadas y los accidentes ocurridos en la red eléctrica del corredor Reforma, se derivan del deterioro de las instalaciones que cuenta con más de 50 años de operación, por lo que la vida útil está concluida. Además, su diseño permite la sobrecarga en algunos puntos de la red, situación que hace que se presenten fallas y accidentes al personal de CFE que realiza trabajos de reparación y mantenimiento, así como a la gente que transita por ese sector.

25

A continuación se muestran algunas imágenes en las que se pueden observar irregularidades como: Usos ilícitos de la energía, Rejillas de bóvedas dañadas por vehículos pesados, Instalaciones dañadas por obras en calles, Incumplimiento de normas de obra pública y del suministro de la energía eléctrica así como daños por terceros a la red de distribución, Imágenes 7.1

Daños a la infraestructura de la Avenida Paseo de la Reforma

Conductores Fundidos

Equipo de seccionamiento obsoleto.

Banco de Transformación en instalaciones mal diseñadas.

Obra civil inadecuada, mal diseñada

Fuente: División Valle de México Centro

Imagen 7.1

En las se muestran accidentes presentados en la red subterránea del Corredor Reforma del D.F.

26

Explosiones por fallas en la red del corredor Reforma.

Imagen 7.2

Daños causados en el pavimento debido a corto circuito de la red de baja tensión, la cual se encuentra directamente enterrada en el piso. Estas fallas fueron publicadas en algunos diarios de circulación nacional, como se muestra a continuación:

• 2 lesionados por explosión de mufa en Paseo de la Reforma (15 NOV 2011)

Los heridos ya fueron trasladados al hospital Rubén Leñero por elementos de la Cruz Roja y el ERUM

http://www.eluniversaldf.mx/cuauhtemoc/nota37941.html

• Explosión de tres mufas causa caos vial, apagón e intoxicados en Reforma (26 NOV 2011)

Más de 40 mil personas se vieron afectadas por el corte de energía

http://www.jornada.unam.mx/2011/11/26/capital/031n2cap

http://www.eluniversaldf.mx/cuauhtemoc/nota37941.html

http://www.jornada.unam.mx/2011/11/26/capital/031n2cap

27

Aunado a lo anterior y considerando lo obsoleto de los equipos actualmente instalados y al envejecimiento natural de la red eléctrica en Media y Baja Tensión existente, es necesaria la modernización y reestructuración de dicha red en el área de influencia del corredor turístico reforma.

Programa 2014-2016 del proyecto Av. Paseo de la Reforma.

Cuadro 7.7 La inversión requerida para concluir el proyecto en 2016 es de 287 millones de pesos El proyecto comprende Obra Civil, Obra electromecánica y Remplazo de la medición como se muestra a continuación:

Metas físicas del proyecto

Componentes Etapa I Etapa II

Metros de banco de ductos 66,712 85,012

Seccionadores 72 67

Transformadores 60 37

Derivadores múltiples de 5 vías 60 44

Equipos de transferencia automática 12 19

Registros tipo RMTB-3 para alojar derivadores de baja tensión 1393 1671

Metros de cable XLPE Cu para 23 kV. 227,234 229,627

Cuadro 7.8 Con una inversión de 1,432 millones de pesos en tres años que inicio a partir de 2014 y con fecha de entrada en operación en 2016. El área del proyecto se muestra en la imagen 7.3.

No CONCEPTO

ag

o-1

4

sep

-14

oct-

14

no

v-1

4

dic

-14

en

e-1

5

feb

-15

mar-

15

ab

r-15

may-1

5

jun

-15

jul-

15

ag

o-1

5

sep

-15

oct-

15

no

v-1

5

dic

-15

en

e-1

6

feb

-16

mar-

16

ab

r-16

may-1

6

jun

-16

jul-

16

ag

o-1

6

sep

-16

oct-

16

no

v-1

6

dic

-16

1 INGENIERIA

2 SUMINISTROS

Materiales ( cables de media tensión y accesorios)

Materiales Medición

Equipos (Seccionadores y Transformadores)

3 CONSTRUCCIÓN

3 Instalación de ductos

Instalación de registros MT/BT y bóvedas

3 Obra Electromecánica

Instalación de circuito de media tensión

Instalación de circuito de baja tensión

Instalación de transformadores

Instalación de seccionadores y transfer

PROGRAMA GENERAL DE EJECUCIÓN

28

Imagen 7.3

La primera etapa comprende el polígono entre las Avenidas Insurgentes, Chapultepec, Circuito Interior Melchor Ocampo y Villalongin, la segunda etapa comprende entre las Avenidas Insurgentes, Chapultepec, Eje Central Lázaro Cárdenas, Paseo de la Reforma y Puente de Alvarado. El avance a la fecha se muestra a continuación cuadro 7.9:

Cuadro 7.9 Proyecto de Interconexión de la Isla de Holbox Está isla está localizada en el extremo norte del estado de Quintana Roo, perteneciente al municipio de Lázaro Cárdenas, 10 km frente a la costa noreste de la península de Yucatán. Tiene una extensión de 40 km de largo y 2 de ancho, y unos 34 km de playa hacia el norte.

TotalTotal

Ponderado

% por concepto Inicio Termino 31/12/2014

2% Autorización presupuestal 18-08-13 31-12-13 100%

3% Avance financiero 01-01-14 31-12-16 0%

1% Levantamiento de obra civil y otras instalaciones 03-01-14 31-03-14 100%

1% Censo de usuarios 03-01-14 31-03-14 100%

1% Ingeniería de detalle 04-02-14 30-09-14 100%

25% Obra civil instalación de ductos 24-10-14 31-12-15 13.5%

30% Obra civil instalación de registros MT/BT y bóvedas 24-10-14 31-12-15 29.26%

8% Instalación de circuito de media tensión 01-06-15 01-07-16 0%

8% Instalación de circuito de baja tensión 01-08-15 31-12-16 0%

8% Instalación de transformadores 01-07-15 30-10-16 0%

14% Instalación seccionadores y transfer 01-06-15 30-09-16 0%

% Avance

ConceptoPonderado

16.15%

Fecha

29

Actualmente la isla de Holbox, se abastece de energía eléctrica con 4 plantas de 800 kW en generación de combustión interna a diesel en 440 V, con una capacidad instalada de 3200 kW y una planta móvil de 1800 kW. Los costos de generación, operación y mantenimiento de la Planta de Generación son de $ 31.50 millones al año aproximadamente. Cuenta con 2 circuitos de distribución, con 1 422 servicios unifamiliares, 23 servicios en media tensión. Se propone la construcción de un circuito en 34.5 kV aéreo de la S.E. Popolnah hasta la población de Chiquila (58.9 km) y continuara mediante un seccionador como circuito submarino (10.5 Km), hasta la S.E. Holbox futura para alimentar la red de distribución de Holbox, ver imagen 7.4.

Imagen 7.4 Los costos estimados del proyecto se presentan en el cuadro 7.10 y son los que a continuación se muestran:

30

Costos al mes de Junio de 2015 del Catalogo de Precios de Referencia de la Comisión Reguladora de Energía (CATPRE)

Cuadro 7.10

Se beneficiarán a 1 243 servicios unifamiliares, 194 servicios comerciales en baja tensión y 24 servicios en media tensión; para prestar el servicio aproximadamente a 2000 habitantes, así como el desarrollo de la infraestructura turística a nivel nacional e internacional.

Atención de la demanda normal proyectada al año 2024 de 1.878 MW.

Confiabilidad, continuidad y calidad en el servicio de energía eléctrica a la Isla.

Obtención de Bonos de Carbono reduciendo emisiones de CO2.

Interconexión al Sistema Eléctrico de Distribución de la DDP.

Impacto Visual positivo como Empresa Socialmente Responsable

Eliminación de los costos de operación y mantenimiento de la Planta de Generación

Holbox, El costo por mes de combustible es de 184.80 m³ x 14200.00 $/m³ = $ 2624160.00, que representa $ 31.489 millones de pesos por año.

Modernización de la medición La modernización del equipo de medición ofrece atributos adicionales como es la toma de lectura remota asegurando una facturación sin errores del servicio, desconexión y conexión remota, sobre todo para aquellos usuarios de difícil acceso o medidores concentrados, monitoreo en línea para detectar robos de energía, detección de fraudes, y por lo tanto, disminuir pérdidas, así como monitoreo y detección de los tiempos de interrupción y obtener los niveles de voltaje en cada uno de los usuarios que cuenten con este tipo de medidor.

31

A continuación se muestra en el cuadro 7.11 el alcance del proyecto:

Programa de Modernización de la medición 2016 - 2019

Años 2 016 2 017 2 018 2 019 Total

Mediciones modernizadas 0.35 2.36 4.11 1.68 8.50

Reducción de pérdidas unitario (kWh) 168 168 168 168 168

Balance Económico

Inversión (MDP) 399 2,674 4,651 1,901 9,625

Beneficio anual (MDP) 90 605 1,053 430 2,179

Retorno de la inversión 4.42 4.42 4.42 4.42 4.42

Reducción de pérdidas (GWh)

No Técnicas 58 386 672 274 1,390

Técnicas 2 11 20 8 41

Total anual 59 397 691 283 1,431

Total Acumulada 59 457 1,148 1,431

Impacto en el indicador

Anual 0.0% 0.1% 0.2% 0.1%

Acumulada 0.0% 0.2% 0.4% 0.5%

Cuadro 7.11

Red Eléctrica Inteligente (sistemas) Este proyecto se desarrollará mediante cinco proyectos que atenderán a las siguientes Divisiones de Distribución:

Valles de México

Golfo Norte, Golfo Centro y Bajío

Baja California, Noroeste y Norte

Jalisco, Centro Occidente y Centro Sur

Oriente, Sureste, Centro Oriente y Peninsular

32

Con los componentes que a continuación de muestran cuadro 7.12:

Componentes Módulos de las Redes Inteligentes

Operaciones de la Red

OMS (Sistema para la Administración de Interrupciones)

AMI (Infraestructura Avanzada de la Medición)

DMS (Sistema para la Administración en Distribución)

SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos)

Gestión de Activos y Trabajo WFM (Administración de la Fuerza de Trabajo)

AVL (Localización Automática de Vehículos)

Tecnología

GIS (Sistema de Información Geográfica) adecuación de datos

BI (Inteligencia de Negocios)

Servidor WEB

Bus de datos

Consumidor

MDM (Administración de Datos de la Medición)

CIS (Sistema de Información al Cliente)

Adecuación y desarrollo del IVR (Respuesta de Voz Interactiva)

Levantamiento en campo de activo

Equipo de Medición

Sistemas de Comunicación

Cuadro 7.12

Este proyecto se explica con mayor detalle en el punto 12.1 de este documento. Equipamiento Operativo El objetivo es obtener el equipo e instalaciones operativas y administrativas adecuadas para el buen desempeño de las actividades del personal, como son los Edificios, Vehículos, Equipo de Laboratorio, Equipo de Cómputo y de Comunicaciones, estas necesidades se muestran en la tabla 7.13.

Metas físicas 2015 - 2019

Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 Total

Edificios (Número de. mejoras) 47 185 126 117 122 597

Vehículos (Número de unidades) 249 753 616 553 671 2,842

Equipo de Laboratorio (Número de unidades) 923 133,408 140,879 137,010 135,750 547,970

Computo (Número de equipos) 332 7,030 7,424 7,220 7,241 29,247

Comunicaciones (Número de equipos) 552 3,707 3,915 3,807 3,850 15,831

Cuadro 7.13

33

Demanda Incremental Es el resultado del análisis de las demandas históricas y actuales de las Redes Generales de Distribución para determinar la proyección del crecimiento en los próximos años, los cuales resultan de las mediciones a los equipos existentes. De los estudios realizados en el corto plazo (5 años), en el cuadro 7.14 podemos observar las metas físicas para los próximos años.

Metas programadas en proyectos de las Divisiones de Distribución 1/

2015 — 2019

Año Líneas km-c Subestaciones Compensación

230 kV - 69 kV MVA 230 kV - 69 kV Mvar 230 kV - 69 kV

2015 581 191 7.5

2016 707 328 18

2017 624 293 67.5

2018 553 325 63

2019 602 265 30

Total 3,068 1,402 186

1/ Las metas físicas reportadas de 230 kV, son las asociadas a transformación de muy alta a media tensión Ver detalle en el Anexo 1

Cuadro 7.14 Reducción pérdidas PIDIREGAS Este tipo de proyectos permitirá reducir las pérdidas de energía, optimizarán el uso de la energía, derivado de la regularización de servicios ilícitos y aumentaran la facturación, además de garantizar en el corto plazo el suministro de energía eléctrica, con la calidad, confiabilidad y seguridad requeridas, adicionalmente permitirá reducir los costos operativos y en la optimización del sistema eléctrico por la instalación de medidores inteligentes. Para tal efecto se muestra el cuadro 7.15 a continuación.

Metas físicas del proyecto

Medidores

Transformadores de distribución

Líneas de Media y Baja Tensión

kVA km-C

1 854 888 797 865 4 413

Ver detalle en el Anexo 2

Cuadro 7.15

7.2 Obras e inversiones con financiamiento externo (PIDIREGAS)

Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado

34

paquetes de Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIDIREGAS) integrados por obras que presentan los mejores resultados en su evaluación financiera. En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras los ingresos generados sean suficientes para el pago de capital e intereses. A partir de 2013 la Subdirección de Distribución participa, con la coordinación de la Subdirección de Programación, en la gestión de la autorización, por parte de SENER y SHCP, de los programas y proyectos de Distribución registrados en el POISE. En los cuadros 7.16 a 7.26 se presentan las metas físicas de los diferentes paquetes. El cuadro 7.16 presenta el paquete de la Serie 900 que se autorizó en el ejercicio fiscal de 2004 con el nombre “914 División Centro Sur”. Este paquete considera la construcción la instalación de 20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución San Cristóbal y Tapachula.

Metas programadas en paquetes de la Serie 900

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 7.16

Los paquetes de la Serie 1100, se autorizaron en junio de 2005. Se indican en el cuadro 7.17. Estos proyectos consideran 26 km-c y 60 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Guasave, Culiacán, Acapulco e Iguala.



Cuadro 7.17 En junio de 2006 se integraron los paquetes de la Serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 7.18. Consideran 224 km-c y 100 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Ciudad Juárez, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla, Tlaxcala, Teziutlán, Tuxtla Gutiérrez, Chontalpa, Oaxaca y Huatulco.

1120 NOROESTE may.17 22 30 2

1128 CENTRO SUR sep.16 4 30 2

Total 26 60 4

Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar

914 DIVISION CENTRO SUR mar.17 - 20 1 Total 0 20 1


35



Cuadro 7.18

La Serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se presentan en el cuadro 7.19. Consideran 93 km-c y 50 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Huejutla, Mérida y Cancún.



Cuadro 7.19

En junio de 2008 se integraron los paquetes de la Serie 1400, los cuales se muestran en el cuadro 7.20. Consideran 2 km-c y 60 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Los Mochis, Obregón, Poza Rica y Teziutlán.



Cuadro 7.20

En junio de 2009 se integraron los paquetes de la Serie 1500, los cuales se indican en el cuadro 7.21. Consideran 14 km-c y 90 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Navojoa, Cd. Obregón y Veracruz.

1420 DISTRIBUCIÓN NORTE may.16 2 30 2

1421 DISTRIBUCIÓN SUR oct.16 30 2

Total 2 60 4


1321 DISTRIBUCIÓN NORESTE mar.16 86 1323 DISTRIBUCIÓN SUR may.17 7 50 3 Total 93 50 3


1210 NORTE - NOROESTE mar.17 30

1211 NORESTE - CENTRAL feb.17 42 60 4

1211 NORESTE - CENTRAL jun.16 130

1212 SUR - PENINSULAR may.17 4 20 1

1212 SUR - PENINSULAR jul.17 18 20 1

Total 224 100 6


36

Metas programadas en paquetes Serie 1500


Cuadro 7.21

En junio de 2010 se integraron los paquetes de la Serie 1600, los cuales se presentan en el cuadro 7.22. Consideran 63 km-c y 190 MVA para atender la demanda de las Zonas de Distribución Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Camargo, Delicias, Jalapa, Mérida y Los Ríos.



Cuadro 7.22

En junio de 2011 se integraron los paquetes de la Serie 1700, los cuales se muestran en el cuadro 7.23. Consideran 197 km-c y 553 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave, Guaymas, Nogales, Reynosa, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche.



Cuadro 7.23 En junio de 2012 se integraron los paquetes de la Serie 1800, los cuales se indican en el cuadro 7.24. Consideran 172 km-c y 890 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Centro y Sur, además de las zonas Cuernavaca, Nogales, Torreón, Chihuahua, Gómez Palacio, Metropolitana Norte, Metropolitana Sur, Tampico, San Luis Potosí, Aguascalientes y Querétaro.

1720 DISTRIBUCIÓN VALLE DE MÉXICO dic.18 17 240 14 1721 DISTRIBUCIÓN NORTE dic.18 171 233 13 1722 DISTRIBUCIÓN SUR dic.18 9 80 5 Total 197 553 32

Proyecto FEO ¹ / km-c MVA Mvar

1621 DISTRIBUCIÓN NORTE - SUR dic.18 63 190 11 Total 63 190 11

Proyecto FEO ¹/ km-c MVA Mvar

1520 DISTRIBUCIÓN NORTE jun.17 3 60 4 1521 DISTRIBUCIÓN SUR mar.17 11 30 2 Total 14 90 5


km-c AT

1920 SUBESTACIONES Y LINEAS DE DISTRIBUCION dic-18 39 320 19 Total 39 320 19

MVAr Proyecto FEO ¹ MVA

37



Cuadro 7.24

En junio de 2013 se integraron los paquetes de la Serie 1900 para atender los crecimientos de la demanda de las zonas Piedras Negras, Monterrey, Tampico, Montemorelos, Hermosillo, Carmen, Poza Rica, Jalapa, Torreón y Chihuahua, así como para abatir las pérdidas de energía de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente estos proyectos están autorizados y en construcción para entrar en operación en el periodo de enero a diciembre de 2016. Estos proyectos se muestran en el cuadro 7.25, consideran 39 km-c en alta tensión y 320 MVA.

Metas programadas en paquetes de la Serie 1900 1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 7.25

En junio de 2014 se integraron los paquetes de la Serie 2000 para atender los crecimientos de la demanda de las zonas Matehuala, Puerto Vallarta, Ciudad Guzmán, Aguascalientes, Costa, Monterrey, Atlacomulco, Valle de Bravo, Altamirano, San Luis Rio Colorado, Villa Constitución, Culiacán, Los Mochis, Ciudad del Carmen, Riviera Maya, Tlaxcala, Veracruz, Villahermosa, Los Ríos, Acapulco, Papaloapan, Coatzacoalcos, Chilpancingo y Morelos, así como para abatir las pérdidas de energía de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente estos proyectos están autorizados y registrados ante la SHCP en el PEF 2015. Entrarían en operación en el periodo de diciembre de 2017 a diciembre de 2018. Estos proyectos se muestran en el cuadro 7.26 y consideran 314 km-c en alta tensión y de redes en media tensión y 359 MVA.


Ver detalle en el Anexo 1 1/ Fecha de entrada en operación

km-c

SLT 2020 Subestaciones Líneas y Redes de Distribución dic-18 314 359 17 Total 314 359 17

Proyecto FEO ¹ MVA Mvar

1820 DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN DEL VALLE DE MÉXICO dic.18 23 420 63

Total 172 860 89

Proyecto FEO ¹ / km-c MVA Mvar

1821 DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN dic.18 148 440 26

km-c AT

1920 SUBESTACIONES Y LINEAS DE DISTRIBUCION dic-18 39 320 19 Total 39 320 19

Mvar Proyecto FEO ¹ MVA

38

Cuadro 7.26

39

7.3 Nuevos proyectos PIDIREGAS a incorporar en el PEF 2016 Con estos proyectos se pretende atender la demanda incremental conforme a las metas que a continuación se relacionan:

Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas 2016 — 2017

Concepto Unidad Cantidad

Capacidad de Transformación MVA 48

Transformadores de distribución Pieza 2,629

Líneas de media tensión 23 y 13.8 kV km-C 409

Medidores Pieza 229,041

Recuperación en energía GWh 141 Ver anexo 3

Cuadro 7.27

8. Estrategias de la Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución 2015-2018

8.1 Reducción de pérdidas de distribución Las pérdidas de energía eléctrica se clasifican en técnicas y no-técnicas en función de su origen. Las primeras se producen por el calentamiento de los elementos del sistema que la conducen y la transforman, y las no-técnicas se presentan principalmente en la comercialización derivado de los usos ilícitos, fallas de medición y errores de facturación. Se ha establecido como meta a partir de 2024, alcanzar un nivel de pérdidas comparable con estándares internacionales de 8.0%. A fin de lograr lo anterior, se lleva a cabo su reducción gradual para alcanzar el valor objetivo de 8.0% en todo el proceso transmisión-distribución. Lo anterior está reflejado en el documento del Desarrollo del Mercado Eléctrico de la CFE en el pronóstico de consumo de energía eléctrica. Este pronóstico incluye las políticas de reducción de pérdidas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía y el ahorro en el consumo final de energía del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE). Para cumplir con ello, en la Subdirección de Distribución se establecieron programas, proyectos y acciones para su abatimiento y control, destacando:

Pérdidas técnicas:

o Transferencia de cargas entre circuitos o Construcción de nuevas troncales o Instalación de equipos de compensación de reactivos (fijos y controlados)

40

o Instalación de equipos de seccionamiento o Reordenamiento de la red de media tensión o Recalibración de circuitos o Construcción de enlaces entre circuitos de diferentes subestaciones o Seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución o Reemplazo de transformadores obsoletos o Creación de nuevas áreas y mejora de las existentes

Pérdidas no-técnicas:

o Mejora efectiva en la calidad de la facturación o Cumplimiento del calendario de eventos comerciales, incluyendo corte,

reconexión y retiro oportuno de suministros o Detección oportuna de las anomalías en media y alta tensión (dentro del mismo

mes de facturación) o En las divisiones con bajos índices de pérdidas, mantener el control del indicador

mediante la oportuna atención del reporte de anomalías o Detección y atención de anomalías mediante selección estadística

(automatizada) de servicios a verificar o Ordenar el proceso de comercialización de la energía, incluyendo los sistemas

informáticos de gestión, procesos operativos, así como la verificación y control de servicios en campo del Valle de México

o Agilizar la modernización y reubicación de medidores al límite de propiedad de los servicios susceptibles a usos ilícitos por intervención de acometida o medidor en el Valle de México

o Continuar con los programas especiales de detección de anomalías encaminados a la recuperación de energía perdida, mediante ajustes a la facturación

o Regularización de servicios en áreas de conflicto social con la intervención de autoridades competentes y acercamiento a la comunidad con el apoyo del área de Comunicación Social de CFE

o Programas masivos de ahorro de energía, principalmente en sectores sociales de bajos recursos que desalienten el uso ilícito como principal método de la disminución de su facturación

o Continuar con la implementación de nuevas tecnologías de la medición, dando prioridad a la reubicación de la medición en el poste tipo AMI

o Reforzar la aplicación del diagnóstico de los medidores en servicios de media tensión

o Implementar programas de acercamiento al cliente para la atención de la problemática social asociada al suministro de energía eléctrica en el Valle de México

o Sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos

41

8.2 Evolución de las pérdidas de energía de distribución Derivado de la reciente creación de las Divisiones del Valle de México, los resultados de pérdidas se muestran de forma independiente. El cuadro 8.1 refleja el comportamiento de las pérdidas en el SED de las Divisiones de Distribución en 2000 — 2014.

Pérdidas de energía (GWh) en distribución 2000 — 2014

Año Recibida

(GWh) Entregada

(GWh) Pérdidas

(GWh)

Divisiones del interior

del país (%)

Recibida (GWh)

Entregada (GWh)

Pérdidas (GWh)

Divisiones del Valle de México

1/ (%)

2000 143,185 127,509 15,676 11 37,205 29,954 7,251 20

2001 145,563 129,347 16,216 11 38,843 30,044 8,799 23

2002 149,452 133,611 15,841 11 39,554 29,622 9,932 25

2003 153,981 137,030 16,951 11 40,546 29,645 10,901 27

2004 159,858 141,917 17,941 11 41,794 30,329 11,465 27

2005 168,304 148,750 19,554 12 43,139 30,577 12,562 29

2006 175,057 154,839 20,218 12 45,206 30,902 14,304 32

2007 181,303 160,094 21,209 12 45,745 31,181 14,564 32

2008 184,872 163,076 21,796 12 46,186 31,651 14,535 32

2009 185,016 161,968 23,047 13 45,354 31,372 13,982 31

2010 193,067 169,308 23,759 12 46,723 31,919 14,804 32

2011 207,834 182,225 25,609 12 48,463 33,475 14,988 31

2012 212,846 186,876 25,971 12 48,875 34,798 14,077 29

2013 215,027 188,899 25,865 12 48,670 35,966 12,636 26

2014 220,939 195,778 24,981 11 48,351 36,124 12,203 25

1/ Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca

Cuadro 8.1

Evolución y meta de pérdidas de energía (GWh) en distribución

Diagrama 8.1

10.60% 11.01%

11.22% 11.62% 11.55% 11.70% 11.79%

12.46%

16.10% 15.86%

15.33%

14.64%

13.85%

12.79%

11.91%

10.97%

10.00%

9%

10%

11%

12%

13%

14%

15%

16%

17%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Po

rcen

taje

de

pér

did

as t

écn

icas

y n

o

técn

icas

de

ener

gía

en e

l pro

ceso

de

dis

trib

uci

ón

Real Meta

42

Las pérdidas de energía del Valle de México, incluyendo las áreas correspondientes a los estados de Hidalgo y Morelos, muestran una disminución al cierre de 2012. El nivel registrado fue de 28.8%, el cual representa un total de 14,077 GWh. Se espera reducir este valor en los años subsecuentes, considerando las estrategias que se han establecido para la modernización de la red eléctrica en la zona centro del país. En los países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), el promedio de pérdidas de energía es de 6%. En 2014, las pérdidas técnicas fueron de 16,069 millones de kWh, lo que equivale a un nivel de 5.98%. El valor económico de las pérdidas técnicas asciende a 16,065 millones de pesos, estimación basada en el costo interno de transferencia. En 2014, las pérdidas no técnicas fueron de 21,117 millones de kWh, lo que equivale a un nivel de 7.87%. El valor económico de las pérdidas no técnicas asciende a 33,318 millones de pesos, estimación basada en el precio medio de venta.

Evolución de las pérdidas de energía 2012 - 2014

Diagrama 8.2

8.3 Metodología para la estimación de pérdidas de distribución De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de control y reducción de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de evaluar sistemáticamente estos programas. Para el caso particular del SED, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las pérdidas de energía en cada componente, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los resultados. El modelo adoptado por CFE para el control y la reducción de pérdidas de energía en el SED, incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y

15.33%

6.68%

8.65%

14.64%

5.99%

8.65%

13.85%

5.98%

7.87%

Total Pérdidas Técnicas Pérdidas no Técnicas 2012 2013 2014

43

utiliza un enfoque moderno, especialmente en el conjunto red secundaria-acometida-medidor, con base en el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los transformadores de distribución. Las pérdidas técnicas se presentan en líneas de alta tensión de distribución, transformadores de potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de baja tensión, acometidas y medidores. A su vez, como ya se mencionó, las pérdidas no-técnicas se originan principalmente en el proceso comercial: fallas de medición, errores de facturación y usos ilícitos. Su valor se determina por la diferencia entre las pérdidas registradas en el balance de energía y las pérdidas técnicas (calculadas internamente). Una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no-técnicas, se establecen los mecanismos de control y evaluación necesarios para mejorar la planificación, diseño y operación del SED. Lo anterior permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos de reducción de pérdidas.

8.4 Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas Como parte de la estrategia de reducción de pérdidas de energía y modernización de la medición, se ha propuesto para 2016 y 2017 un proyecto de inversión en distribución, el cual considera el reemplazo de medidores obsoletos y en su caso, sustitución de redes de media y baja tensiones en el Valle de México y región Oriente del país. Con este proyecto se pretende modernizar la medición de 229 041 servicios a través de una infraestructura avanzada de medición (AMI por sus siglas en inglés de Advanced Metering Infraestructure), mediante la cual el proceso de comercialización de la energía eléctrica se llevará a cabo de manera automatizada. Véase cuadro siguiente.

Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas 2016 — 2017

Concepto Unidad Cantidad

Capacidad de Transformación MVA 48

Transformadores de distribución Pieza 2,629

Líneas de media tensión km-C 409

Medidores Pieza 229,041

Recuperación de energía GWh 141 Ver anexo 3

Cuadro 8.2

Actualmente se tienen en proceso los estudios para otros proyectos, los cuales se implantarán a partir de 2018 y permitirán cumplir con la meta del 8% de pérdidas en energía al 2024.

44

Cabe mencionar que esta infraestructura (eléctrica, de comunicaciones y medición) facilitará que el sistema de distribución se integre a la Red Inteligente de CFE, de acuerdo a lo establecido en el mapa de ruta de la alta dirección.

9. Tiempo de Interrupción por Usuario en Distribución Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica entregada a sus clientes es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). Éste indica el tiempo medio de interrupción que soportan los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede ser una zona de distribución, una División o al nivel nacional. Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se determina el índice (Área, División, zona, etc.). Es el equivalente del SAIDI por sus siglas en inglés (System Average Interruption Duration Index), el cual se utiliza en otras empresas eléctricas al nivel mundial. En la gráfica 9.1 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a nivel nacional, exceptuando las Divisiones del Valle de México.

Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país (Sin considerar las del Valle de México)

Gráfica 9.1 El Proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) de las 13 Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México), tiene como objetivo disminuir el TIU mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados.

45

Tiene como finalidad proporcionar al cliente el suministro de energía eléctrica de calidad, en específico en lo correspondiente al restablecimiento oportuno. Dicho plan se inició en 2009. Su objetivo general es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 32 minutos en las 13 divisiones del interior del país para 2016. Los objetivos específicos son instalar 33,686 equipos al 2015. A diciembre de 2014 operaban 13,178 EPROSEC. La meta a diciembre de 2015 para las Divisiones del Valle de México, es instalar 5,609 equipos. A diciembre de 2014 se tenían en operación 4,748, los cuales representan 84.6 por ciento. En 2014 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de 54.901 minutos. El objetivo es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 45.9 minutos en 2015 y proyectado a 2016 de 44.11 minutos. La información desglosada por División se puede observar en el cuadro 9.1

Metas físicas del EPROSEC


Total de EPROSEC necesario para el

proyecto

Total de equipo en operación en

2014

Porcentaje de avance

Interior del país 1/

Baja California 693 462 66.7 Noroeste 3,645 637 17.5 Norte 2,443 1,166 47.7 Golfo Norte 4,320 2,399 55.5 Golfo Centro 2,719 555 20.4 Bajío 2,293 1,482 64.6 Jalisco 3,167 784 24.8 Centro Occidente 2,472 1,467 59.3 Centro Sur 2,527 1,287 50.9 Centro Oriente 1,732 744 43.0 Oriente 2,086 833 39.9 Sureste 3,687 621 16.8 Peninsular 1,902 741 39.0

Subtotal 33,686 13,178 39.1

Valle de México 2/

Valle de México Norte 894 864 96.6 Valle de México Centro 1524 1164 76.4 Valle de México Sur 2344 1983 84.6 Centro Sur

3/ 145 145 100.0

Centro Oriente 4/ 702 592 84.3

Subtotal 5,609 4,748 84.6 1/ Meta EPROSEC a 2015 2/ Meta EPROSEC a 2013 3/ Incluye la Zona Cuernavaca 4/ Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula

Cuadro 9.1

46

10. Generación Distribuida en Distribución Antecedentes La Generación Distribuida (GD) por lo general se refiere a la energía eléctrica generada por medio de pequeñas fuentes de energía en puntos diversos, los cuales se caracterizan por su instalación cercana al consumo del usuario y se conecta o no a las instalaciones de servicio público. Sus características generales son:

Impactan en la red eléctrica, ya que reducen el transporte desde los centros de generación hasta las redes de distribución

La energía generada se destina para el autoconsumo y en pocos casos se revierten flujos hacia la red de distribución

Las potencias estándar a instalar para pequeños productores están en un rango de 0.5 kW hasta los 500 kW.

Expectativa En años recientes ha aumentado mucho el desarrollo de este tipo de proyectos, principalmente de los que utilizan fuentes de energía renovable. Desde 2010 y hasta el primer semestre de 2013 se han atendido 145 solicitudes de interconexión de proyectos de generación en Distribución, los cuales representan una capacidad promedio anual de 210 MW. Se encuentran actualmente en operación e interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional 83 centrales, de las cuales 19 están conectadas en redes de media tensión de distribución con una capacidad de 110 MW, lo que representa el 22% del total de las centrales conectadas. Esto se detalla en el cuadro 10.1.

Número de Centrales Operando desde 2010 por Tipo de Contrato

Tipo de Contrato Cantidad Capacidad

(MW)

Autoabastecedor 11 38.9

Cogenerador 3 7.5

Pequeño Productor 5 64.1

Total 19 110.5

Cuadro 10.1

10.1 Efectos en las redes de distribución Debido a que la GD se conecta a la red de media tensión de distribución, cada vez se dedican más esfuerzos al estudio de su impacto, conforme se avanza en el grado de penetración. El crecimiento de este tipo de proyectos implicará ajustar los criterios de la

47

operación y planificación del sistema eléctrico de distribución, a fin de garantizar la confiabilidad y seguridad del mismo en lo relacionado a las protecciones, la operación y el mantenimiento. Las protecciones deberán implementar esquemas bidireccionales, que consideren flujos de potencia a través de la red eléctrica, los cuales se pueden invertir bajo diferentes condiciones de demanda. En lo que respecta a operación y mantenimiento, al pertenecer al usuario una parte de la red eléctrica, se hace necesario implementar programas y esquemas para asegurar su confiabilidad, minimizando los posibles riesgos para el usuario.

10.2 Ventajas y Desventajas Conforme este tipo de generación incremente su penetración en la generación que requiere el sistema eléctrico, se prevén las siguientes: Ventajas:

Ayuda a la conservación del medio ambiente al utilizar fuentes de energía renovables, ya que disminuye las emisiones de CO2 al evitar la generación con combustibles fósiles

Descongestionan los sistemas de transporte de energía eléctrica en la red de alta tensión

Aplazan la necesidad de inversiones en los sistemas de transmisión

En baja tensión permite disponer de una reserva en la capacidad instalada del suministrador

Disminuye los costos de mantenimiento en los elementos de la red de distribución, (transformadores, cuchillas, líneas, fusibles, etc.)

Desventajas:

Las fuentes de energía intermitentes, eólica y solar, implican la necesidad de incrementar la capacidad firme disponible para respaldar las variaciones de la generación asociadas a la intermitencia

Aportan fluctuaciones de voltaje y corriente (Calidad de la Energía) que afecta a los consumidores vecinos

Requieren sistemas de adquisición y administración de datos más complejos y de mayor costo

Alto costo de la inversión inicial

10.3 Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación distribuida Consisten en generar parcialmente la energía eléctrica consumida por los usuarios del servicio público en el mismo sitio de la demanda, mediante la instalación de paneles solares, interconectados en la modalidad de granja colectiva de generación.

48

Estos proyectos aprovechan la radiación solar para generar energía limpia y utilizan los espacios libres dentro de los predios destinados a desarrollos tales como: • Fraccionamientos residenciales • Centros comerciales • Alumbrado público de fraccionamientos, avenidas y parques Destacan los siguientes beneficios: • Reducción en el consumo de combustibles fósiles • Reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera • Pueden reducir los costos para el usuario final de la energía eléctrica, cuando este

paga íntegramente el costo de suministro • Suministran el 25% y 50% de la demanda requerida por la carga Los esquemas de financiamiento a través de Hipotecas Verdes, permiten dotar a estos desarrollos de energía eléctrica mediante paneles y calentadores solares, así como sistemas de uso eficiente del agua. Las GSU serán una fuente comunitaria de generación renovable, de forma que un conjunto de personas físicas o morales podrán generar parte de la energía eléctrica que consumen, compartiendo obligaciones y derechos que se deriven de la operación de las mismas, prorrateando entre ellos de manera proporcional, la energía generada. Actualmente está en promoción el desarrollo de GSU, mediante pláticas con desarrolladores de vivienda para que se implementen en sus proyectos, con el apoyo de las Divisiones de Distribución.

11 Electrificación Rural

Evolución de la Electrificación.

El 14 de agosto de 1937 fue creada la CFE, siendo Presidente el Gral. Lázaro Cárdenas del Río. Este hecho constituyó un factor clave para el desarrollo social y económico del país, ya que en ese entonces solamente el 38.2% de la población contaba con electricidad, debido a que se privilegiaba a los mercados más redituables, entre ellos los centros urbanos. En 1960, 23 años después de crearse CFE, solo el 44% de la población contaba con electricidad. Esta situación favoreció que el entonces presidente Adolfo López Mateos, nacionalizara la industria eléctrica el 27 de septiembre de ese año.

49

En 2015 —78 años después— el país tiene una cobertura eléctrica al cierre de 2014 del 98.43% de la población, con un servicio confiable, continuo y de calidad, lo cual representa 119’969,191 habitantes que cuentan con el servicio de energía eléctrica, estando aún pendientes de electrificar 1’917,774 habitantes, o sea, el 1.57% del total de la población, tanto en el ámbito rural como urbano, ver gráfica 11.1

Evolución de la cobertura del servicio de energía eléctrica Gráfica 11.1

11.1 Pobreza energética De acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo en lo referente a los derechos sociales de todos los mexicanos y en particular al acceso de servicios básicos tales como el suministro de energía eléctrica, CFE proporciona el servicio a las poblaciones que aún carecen de él mediante los programas y mecanismos definidos para tal fin. Lo anterior permite fomentar el desarrollo económico y social de la población. En la gráfica 11.2 se muestra el porcentaje de la población que carece del servicio de energía eléctrica por entidad federativa

0

20

40

60

80

100

120

140

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 2013 2014

Mill

ones

Poblacion total

Poblacion beneficiada

29.8% 33.8% 36.2%39.9%

40.7%

44.4%

58.3%

73.2%

86.1%

94.7%

97.6%97.9% 98.1% 98.2% 98.43%

50

0.37 0.37 0.430.51

0.71 0.72 0.76 0.80 0.81 0.84 0.850.99

1.09 1.10 1.12 1.13 1.15 1.161.27 1.32

1.481.57

1.66 1.70

2.32 2.34

2.62

3.043.18

3.48

3.964.05

4.36

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

Porcentaje de población sin electrificar Grafica 11.2

Las comunidades que aparecen en color rojo en el diagrama 11.1, representan las localidades pendientes de electrificar.

Localidades pendientes de electrificar al cierre de 2014

Diagrama 11.1

Al cierre de 2014, las localidades pendientes de electrificar considerando cada uno de los estratos de población por habitante se indica en el cuadro 6.22 y representa un total de 1.57% en el país. Localidades pendientes de electrificar considerando los estratos de población por habitante

P

O

R

C

E

N

TA

J

E

%

51

GRADO DE ELECTRIFICACIÓN

NACIONAL

AÑO 2014 TRIMESTRE 4

Por Rango de Población :

T o t a l Localidades Habitantes Localidades por Habitantes por

Localidades Habitantes Electrificadas (%) Beneficiados (%) Electrificar (%) Beneficiar (%)

1 VIVIENDA 64,433 281,537 40,651 63,09 % 203,757 72,37 % 23,782 36,91 % 77,780 27,63 %

2 VIVIENDAS 20,027 185,832 13,187 65,85 % 131,894 70,97 % 6,840 34,15 % 53,938 29,03 %

1 A 99 53,400 1,907,239 42,342 79,29 % 1,516,679 79,52 % 11,058 20,71 % 390,560 20,48 %

100 A 499 34,085 8,229,411 33,710 98,90 % 7,785,735 94,61 % 375 1,10 % 443,676 5,39 %

500 A 999 9,815 6,903,790 9,799 99,84 % 6,666,909 96,57 % 16 0,16 % 236,881 3,43 %

1,000 A 2499 6,475 9,820,502 6,473 99,97 % 9,596,916 97,72 % 2 0,03 % 223,586 2,28 %

2,500 A 9999 3,008 13,768,639 3,008 100,00 % 13,596,598 98,75 % 0 0,00 % 172,041 1,25 %

10,000 A MAS 1,002 80,790,015 1,002 100,00 % 80,470,703 99,60 % 0 0,00 % 319,312 0,40 %

Por Área de Ubicación :

RURAL 188,235 27,328,311 146,162 77,65 % 25,901,890 94,78 % 42,073 22,35 % 1,426,421 5,22 %

URBANA 4,010 94,558,654 4,010 100,00 % 94,067,301 99,48 % 0 0,00 % 491,353 0,52 %

TOTAL 192,245 121,886,965 150,172 78,11 % 119,969,191 98,43 % 42,073 21,89 % 1,917,774 1,57 %

Grado de Electrificación por Habitantes Beneficiados

Rural 94,78 %

Urbano 99,48 %

Total 98,43 %

Nota: Se considera Área Urbana a las localidades con un rango de población igual o mayor de 2,500 habitantes

Cuadro 11.1

11.2 Análisis de factibilidad Para determinar las necesidades de electrificación realizables, es necesario identificar las localidades factibles, analizándolas de forma multidimensional con las siguientes variantes:

Aspectos técnicos

Conectividad

Legalidad

Seguridad civil

Sustentabilidad

Cohesión social

Costos de instalación y mantenimiento

Viabilidad técnicaeconómica Para obtener las metas establecidas, es necesario contar con una comunicación y coordinación con las diferentes dependencias de gobierno, ya que todas las acciones de electrificación se realizan con su participación.

52

Como parte importante de las propuestas técnicas de electrificación en localidades aisladas, se considera la incorporación de fuentes de energías renovables, tales como plantas eléctricas solares, sistemas híbridos (solar y eólico) y microhidroeléctricas.

11.3 Meta de electrificación

Una vez establecidas las necesidades, se determinó que el grado de electrificación a alcanzar para 2014 — 2024 será de 99.8%, ver cuadro 11.2 —mediante la ejecución de obras de electrificación en las localidades de mayor pobreza energética, para beneficiar a un total de 1,039,000 habitantes.

Meta de electrificación 2014-2024

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

98.4% 98.6% 98.7% 98.9% 99.0% 99.2% 99.3% 99.5% 99.6% 99.7% 99.8%

Cuadro 11.2

Plantas eléctricas solares Introducción En México se tienen 42,053 localidades pendientes de electrificar, de las cuales 2,056 corresponden a localidades de más de 50 habitantes. Debido a que estas localidades se encuentran muy alejadas de la red eléctrica existente, lo que resulta inviable económicamente la construcción de una línea de distribución de media tensión para la conexión de éstas localidades, por lo que se propone sea atendido mediante la instalación de plantas eléctricas solares y la red de distribución de la localidad. Descripción del sistema El territorio Mexicano está en el mapa mundial de territorios con mayor promedio de radiación solar anual, con índices que van de los 4.4 kWh/m2 por día en la zona centro, a los 6.3 kWh/m2 por día en el norte del país, resulta fundamental la adopción de políticas públicas que fomenten el aprovechamiento sustentable de la energía solar en nuestro país. Una planta eléctrica solar consiste en generación de energía eléctrica a través de paneles fotovoltaicos, en dicha planta se transforma la energía solar en energía eléctrica de siguiente manera: la radiación solar es captada por los paneles solares, los cuales transforman la energía solar en voltaje de corriente directa, posteriormente el voltaje de corriente directa llega al inversor, el inversor convierte la corriente directa en corriente alterna a una frecuencia de 60Hz con un voltaje de 220-127 Voltios, luego de ser transformada la energía en corriente alterna llegará a un transformador elevador de

53

distribución, a la salida del transformador se tiene un voltaje de 13.2 kV, 23 kV o 33 kV dependiendo de la red eléctrica existente en la región. La planta eléctrica solar debe de generar para un sistema trifásico 3F-4H 220/127 y 60 Hz, los arreglos y subarreglos de los inversores y controladores de carga deben de ajustarse según su capacidad nominal, quedando previsto que puedan operar en cuando menos tres pasos de bloques de energía, según la demanda existente y con ello optimizar la vida útil de los inversores, controladores de cargas y baterías, así como poder operar en caso de falla de algunos de los equipos y/o dispositivo con una capacidad menor a la nominal, mientras se repara o se da el mantenimiento. Las características y condiciones de diseño generales para la planta eléctrica solar son: a) Capacidad, autonomía en ausencia de sol, según las indicadas en la Descripción de la planta eléctrica solar. b) Capacidad y número módulos fotovoltaicos según la ingeniería y diseño que cumpla con la Descripción de la planta eléctrica solar. c) Estructura soporte Acero galvanizado por inmersión en caliente o aluminio. d) Orientación cara franca al sur e inclinación óptima (al mes con más baja insolación), según la ingeniería y diseño que cumpla con la Descripción de la planta eléctrica solar. e) Inversor CD/CA monofásico 220/127 V 2F-3H. f) Tensión máxima CD entrada 600 V g) Variación de la Frecuencia 59.9 a 60.1 Hz. h) Factor de potencia ≥0,80. i) Voltaje de auxiliares de la GSAD debe ser de 220/127 V y 48 Vcd. Las planta eléctrica solar deben contar con un sistema de control supervisorio y adquisición de datos (SCADA), para el manejo de información de los dispositivos de control y la explotación de información de los equipos de protección, medición e instrumentación de equipo primario, inversores, PLC’s, cargadores, etc., permitiendo que toda la Información esté disponible desde la Unidad Central Maestra del Centro de Control de Distribución El sistema se integra al menos por lo siguiente:

Un concentrador SCADA,

Módulo de Entrada y Salida

Dispositivos Electrónicos Inteligentes (DEI’S).

Switch de Comunicaciones

GPS.

Sistema de Comunicación para el nivel superior.

54

Para identificar el dimensionamiento de una planta eléctrica solar en potencia y capacidad, se debe realizar un censo de usuarios y necesidades de aparatos electrodomésticos de acuerdo al siguiente ejemplo.

EQUIPO POTENCIA

(watts)

HORAS DE USO (hr)

CANTIDAD POTENCIA

TOTAL CONSUMO

(Whr)

televisor 100 3 42 4,200 12,600

ventilador de pedestal 70 3 84 5,800 17,600

radiograbadora 5 12 42 210 2,520

refrigerador 160 10 42 6,720 67,200

alumbrado 21 2 168 3,528 7,056

accesorios de cocina 400 0 42 16,800 4,200

Equipo de cómputo 200 2 20 4,000 8,000

Crecimiento (Desarrollos Productivos) 35,765

Total 41,258 154,941

La siguiente figura representa los componentes básicos de una planta eléctrica solar:

Fortalezas

La relación costo beneficio es considerablemente mejor en comparación a realizar el suministro de energía eléctrica por medios convencionales.

Una planta eléctrica solar puede suministrar una gran cantidad de potencia en comparación al suministro de energía eléctrica por medios convencionales.

Se tiene conservación de alimentos por periodos más largos

Reducción de consumo o uso de velas, parafina, pilas, gas y baterías

Incremento de las actividades productivas

Acceso a la información

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Amenazas El tiempo que se tiene que invertir en llevar a cabo acciones de impacto social Localización de un predio que cumpla con las características mínimas de criterios topográficos, hidrológicos, geotécnicos y de vías de acceso. El tiempo que se tiene que invertir en realizar los trámites de permisos con entidades Municipales, Estatales y Federales (SEMARNAT, INAH, etc.) El tiempo en realizar los estudios ambientales, geotécnicos, topográficos, resistividad del terreno. Casos de éxito Proyecto Guaycora: El poblado de Guaycora se encuentra ubicado dentro del municipio de Bacanora en el estado de Sonora, en la región serrana al noreste del estado, en las coordenadas geográficas 28º44´35.06" N 109º18´24.71" O, cuenta con 184 habitantes con 50 viviendas, escuela, tienda rural, centro de salud y pozo de agua potable. El proyecto consistió en la instalación de una planta eléctrica solar con una capacidad de generación de 60 kw y 175 kwh de demanda durante 24 horas, con una autonomía de 2 días en ausencia de sol. El monto total del proyecto fue de 10.9 MDP, de los cuales 8.08 MDP correspondieron a los trabajos propios de la planta eléctrica solar y 2.82 MDP correspondieron a trabajos de terracerías y cerca perimetral del predio. Adicionalmente se encuentran en proceso de electrificación 40 localidades mediante plantas eléctricas solares. Esto con una inversión de 360 MDP por parte del Banco Mundial, para beneficiar a 6,084 habitantes. A diciembre de 2014 se terminaron 24 plantas eléctricas solares, 11 se encuentran en proceso de construcción, 1 en licitación y las 4 restantes en proceso de autorización de documentos de licitación por parte del Banco Mundial. La fecha compromiso de terminación de todo el proyecto es en el mes de octubre del 2015. Respecto a la aplicación de sistemas de electrificación para comunidades remotas, que se encuentran muy alejadas de las redes de distribución, para 2014 se tiene prevista la puesta en servicio de 40 Plantas eléctricas solares en diferentes Estados, como se indica en el cuadro 11.3.

56

Plantas Eléctricas Solares (PES) a instalarse en 2015

Estado Cantidad Habitantes Viviendas Capacidad

(kilowatt hora) Terminadas

Fecha de terminación

Durango 27 3,652 741 3,403 17 30-oct-15

Nayarit 5 1,693 384 1,317 1 30-oct-15

Chihuahua 2 251 50 233 2 28-feb-15

Coahuila 2 339 68 315 2 28-feb-15

Baja California

Sur 1 170 8 642 - 30-oct-15

Guerrero 1 224 45 208 1 28-feb-15

San Luis Potosí 1 292 58 272 - 30-oct-15

Sonora 1 186 37 173 1 28-feb-15

Total 40 6,807 1,465 6,563 24

Cuadro 11.3

12. Proyectos Estratégicos de Distribución

Sistemas para la Red Eléctrica Inteligente

Nuevo Sistema Comercial

Optimización de Centros de Atención Telefónica

12.1 Sistemas para la Red Eléctrica Inteligente El proyecto de la Red Eléctrica Inteligente (REI) consiste en llevar a cabo la modernización de la red eléctrica de Distribución en cuanto a su administración, operación, mantenimiento, despacho y atención a clientes, mediante la adquisición de sistemas informáticos interconectados que se encuentren diseñados bajo una arquitectura integrada que cumpla con los tiempos de respuesta requeridos, en cada uno de los distintos procesos que intervienen. El proyecto de la Red Eléctrica Inteligente (REI) consiste en llevar a cabo la modernización de la red eléctrica de Distribución en cuanto a su administración, operación, mantenimiento, despacho y atención a clientes, mediante la adquisición de sistemas informáticos interconectados que se encuentren diseñados bajo una arquitectura integrada que cumpla con los tiempos de respuesta requeridos, en cada uno de los distintos procesos que intervienen. El proyecto de REI está enfocado a la operación y administración de un sistema eléctrico, en general que abarca desde la generación hasta la distribución, pasando por la operación desde un Centro de Control, sin embargo la mayor cantidad de aplicaciones y desarrollos

57

que hay por las empresas proveedoras en el mundo, están enfocados hacia la distribución, es así que los beneficios y el impacto de un proyecto como este, impactan en mayor medida en la distribución. El proyecto para la modernización de la REI, es un sistema para administrar los recursos del sistema eléctrico, la operación, el mantenimiento, el despacho y la atención al cliente a través de sistemas informáticos, involucra también las comunicaciones hacia campo, que ya se tienen en su mayor parte, involucra la medición inteligente o Smart Meter, sin embargo aún sin contar con este último elemento, no merma las funcionalidades del sistema totalmente integrado, ya que los clientes con mediciones analógicas se seguirán tomando del modo tradicional y el sistema de la modernización del REI las procesa, sacando provecho de las mismas, así como también se obtienen beneficios para el cliente, aún sin contar con un medidor inteligente. En la figura 12.1, se muestran de manera gráfica los principales componentes de este sistema, a los que les hemos llamado aplicaciones:

Principales componentes de una Red Eléctrica Inteligente (REI)

Figura 12.1

Elementos componentes A continuación se hace una breve descripción de cada una de las aplicaciones que integran este proyecto y la interrelación que tienen con el resto del sistema, con lo que se explica por sí mismo, la importancia de que tiene el hecho de que debe ser adquirido como un todo y no en partes, así como el porqué es importante que aunque no hay un fabricante que puedo ofrecer todos los componentes, el que debe haber una interrelación entre los distintos fabricantes para que el sistema totalmente integrado cumpla con el desempeño final esperado reglamento de la ley de la industria eléctrica diputados.

58

1) GIS (Sistema de Información Geográfica).- Este sistema ya se adquirido y en operación en CFE, se considera que es la parte central y fundamental de todas las aplicaciones de la REI. Es la base para el manejo de activo de las instalaciones y además de ser un manejador de bases de datos y un visualizador de la información geográfico, permite hacer corridas de flujo por las características y los atributos de las propias bases de datos, indispensable para los estudios y cálculos de un sistema eléctrico en donde se requiere establecer una continuidad en la conectividad de las líneas 2) AVL (Localización Automática de Vehículos).- Se requiere adquirir o contratar el servicio y es una aplicación que permite identificar la ubicación y el tipo de vehículo sobre la base geográfica del GIS, con la finalidad de llevar un registro de los traslados, hacer cálculos de tiempos y movimientos, llevar un control del desgaste de los vehículos y consumo de combustible y complementa a otras aplicaciones automáticas de despacho de cuadrillas, 3) SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos).- Para este caso, se hace referencia al SCADA porque implica la funcionalidad del sistema completo, tanto de las Unidades Terminales Remotas (UTR´s) de campo que controlan la información de los equipos e instalaciones eléctricas y de la Unidad o Unidades Centrales Maestras que obtienen y procesan dicha información. 4) DMS (Sistema para la Administración en Distribución).- Es una aplicación que contiene varios módulos que son de gran apoyo en la toma de decisiones para un operador de un centro de control. Para su funcionamiento requiere del intercambio de información principalmente del GIS y del SCADA, obtiene del SCADA la información de tiempo real de las instalaciones eléctricas y apoyado con las herramientas del GIS, toma la topología y las características de conectividad de las instalaciones. 5) AMI (Infraestructura Avanzada de la Medición).- Este es un sistema que requiere ser adquirido únicamente en lo que corresponde a los servidores que recolectan y envían información hacia los equipos de medición, ya que reutilizaría la infraestructura de medición y comunicaciones ya instalada en campo. 6) MDM (Administración de Datos de la Medición).- Este es sistema que requiere ser adquirido, tiene tres funciones principales que son la de analizar los valores de medición actuales, contra consumos anteriores para ver discrepancias o datos fuera de lo común, la facturación y la emisión de reportes. Su interconexión principal es con el AMI. 7) IVR (Respuesta de Voz Interactiva).- Es un sistema ya existente en CFE, requiere de adecuar para que a través del Sistema de Información al Cliente (CIS) y consultando en la base de datos del GIS interactuando con el resto de sistemas del sistema REI, identifique al cliente y de manera automática, lo pueda atender para casos de aclaraciones, de falta de energía eléctrica, facturación o consumos. 8) CIS (Sistema de Información al Cliente).- Es un sistema que debe ser adquirido y tiene como propósito administrar la información relacionada con la atención al cliente en tiempo real e histórica, está conectado al sistema de facturación MDM, al de medición AMI,

59

a los sistemas GIS y SCADA así como el de la administración de la Fuerza de trabajo de las cuadrillas para poder proporcionarle al cliente, 9) OMS (Sistema para la Administración de Interrupciones).- Es un sistema que debe ser adquirido y se alimenta de la información proveniente del SCADA, de los medidores AMI, de las llamadas de los clientes CIS, para ser concentrada y llevada esta información a un centro de despacho, ordenando la información por grado de relevancia en función de la magnitud de la falla e importancia de los clientes afectados entre otros criterios. 10) WFM (Administración de la Fuerza de Trabajo).- Es un sistema que debe ser adquirido, se alimenta de la información que proporciona el GIS en conjunto con el AVL para ubicar la posición de las cuadrillas, el tipo de vehículo que se dispone, complementa la base de datos con el personal que integra la cuadrilla para evaluar el grado de preparación y capacitación del personal, se alimenta también de los sistemas disponibles de tráfico para planear las trayectorias de traslados 11) BI (Inteligencia de Negocios).- Es una aplicación que requiere ser adquirida y es un sistema experto que se vale de todos los módulos y aplicaciones anteriores para hacer propuestas de mejora, que no pueden tener una solución con acciones de maniobras operativas, como son cambios de calibres por sobrecargas o bajos voltajes, propone la ubicación de nuevas subestaciones, entre otras. 12) Servidor WEB.- Es una aplicación que requiere ser adquirida y es la herramienta con la que se dará servicio tanto a usuarios de CFE como a los clientes, es la aplicación en la que se consulta de manera transparente las aplicaciones que se procesan en el sistema de REI, se gestiona información como trámite de licencias y otras aplicaciones. 13) El Bus de datos.- Es el medio de comunicación entre los servidores del REI y es el estándar internacional sobre el que deben estar diseñados los equipos, cumpliendo los atributos de la base de datos conforme al IEC 61968 y IEC 61970

60

Anexo 1

Proyectos PIDIREGAS enfocados a la Demanda Incremental:

Nombre del Proyecto y fase

Nombre de la Obra Metas

MVA Mvar km C Alimentadores kVA km-C

SE 914B División Centro Sur

Huixtla Bco. 2

20.00

1.20 -

6

SE 1120C Noroeste El Dorado Bco. 1

30.00

1.80

22.40 5

"198 SE 1128 Centro Sur" (3a F)

Laguna de Coyuca Bco. 1

30.00

1.80

4.00

6

SE 1210F Norte - Noroeste

Fundición - Navojoa Norte

30.00

SE 1211D Noreste - Central

Oblatos Bco. 1 Cuquio Bco. 1

60.00

3.60

42.00

12

213 SE 1211 Noreste- Central (5a f)

LAT Manuel Entq. Altamira – Anáhuac Potencia

130.00 4

SE 1212F Sur - Peninsular

Comalcalco Sur Bco. 1

20.00

1.20

4.00

6

SE 1212H Sur - Peninsular

Cuetzalan Bco. 1

20.00

1.20

18.30 4

244 SE 1321 Distribución Noreste" (5a F)

LAT Agua Nueva – Concepción del Oro

86.00 1

"243 SE 1322 Distribución Centro" (3a F) (3a Conv)

Redes Centro 19 720 143.00

SE 1323B Distribución Sur

Kohunlich (Parque Industrial) Bco. 1 Ucu Bco. 1

50.00

3.00

5.50

15

SE 1420B Distribución Norte

Banderas Bco. 1

30.00

1.80

2.00 8

"251 SE 1421 Distribución Sur" (2a F)

SE Gran Jardín Bco. 1 (Sf6)

30.00

2.00

-

8

61

Proyectos PIDIREGAS enfocados a la Demanda Incremental (continua):



MVA Mvar km C Alimentadores kVA km-C

SE 1520C Distribución Norte

Navojoa Oriente Bco. 1

30.00

1.80

3.40

8

SE 1520D Distribución Norte

Nainari Bco. 1

30.00

1.80

SE 1521E Distribución Sur

Mandinga Bco.1 (Sf6)

30.00

1.80

11.00 8

SE 1621D Distribución Norte - Sur

Conalep Bco. 1

20.00

1.20

5.00 6

SE 1621E Distribución Norte - Sur

Naolinco Bco. 1

20.00

1.20

14.00 5

SE 1621F Distribución Norte - Sur

Itzimna Bco. 1

30.00

1.80

6.00 8

SE 1621B DISTRIBUCION NORTE - SUR

San Cristóbal Bco. 1

30.00

1.80

0.40 7

SE 1621C DISTRIBUCION NORTE - SUR

Meoqui Ampl. -

-

25.20

2

SE 1621G DISTRIBUCION NORTE

Costa Rica Bco. 2 (Ampliación)

20.00

1.20

-

3

SE 1621H DISTRIBUCION NORTE - SUR

Rocafuerte Bco. 1, Tecnológico Hillo Bco. 1, Quiroga Bco. 1

90.00

5.40

12.76

23

SE 1720 Distribución Valle de México

El Caracol Bco. 1 Y 2 Chicoloapan Bco. 1 Y 2

240

14.40

17.40

36

SLT 1721B Distribución Norte

Mirador Bco.1

30.00

1.80

2.00 7

62




MVA Mvar km - C Alimentadores kVA km-C

SLT 1721C Distribución Norte

Altamira - Chairel

74.88

SE 1721E Distribución Norte

Villas Del Cedro Bco. 1, Angostura Bco. 1, Los Algodones Bco.1

70.00

3.00

22.80

18

SE 1721F Distribución Norte

Santander Bco. 1, Cumbres Poniente Bco. 2, Ocuca Bco. 1 (Sustitución)

72.50

4.80

0.20

17

SLT 1721D Distribución Norte

Chávez Uno - Batopilas, Namiquipa Bco. 1, Vado Santa Maria Bco. 1

60.00

3.60

70.60

12

SLT 1722B Distribución Sur

Keken Bco. 1

40.00

2.40

5.00 9

SLT 1722C Distribución Sur

Cosoleacaque Bco.1

40.00

2.40

4.00 10

SE 1820 Divisiones de Distribución del Valle de México

Xochitla Bco. 1 Lago de Guadalupe Bcos. 1 Y 2 Condesa Bco. 1 Aeropuerto Bco. 1 Toluca Bco. 1 Y 2 (Modernización)

420

63

23.3

64

SLT 1821A Divisiones de Distribución

Sendero Bco.1 (Sf6), Laguna del Conejo Bco.1, Rio Verde Bco. 2

80.00

4.80

4.00

19

SLT 1821B Divisiones de Distribución

Revolución Bco. 1, Haciendas Bco. 2

60.00

3.60

10.00

11

SLT 1821C Divisiones de Distribución

Monte Kristal Bco 2

40.00

2.40 8

SLT 1821I Divisiones de Distribución

El Canadá Bco. 2

30.00

1.80 6

SLT 1821D Divisiones de Distribución

Rosario Bco. 2, Cajeme Bco. 2

50.00

3.00

-

9

63




MVA Mvar km - C Alimentadores kVA km - C

LT 1821E

Aguascalientes I - Calvillo - Salitre, Peñuelas Ampliación - Encarnación y Entq. Peñuelas, San Luis de la Paz - San José Iturbide

-

-

116.20

2

SE 1821F Cosmopolis Bco. 1, Obispado Bco. 1

70.00

3.60

9.00

17

SE 1821J Cumbres Poniente Bco. 3

30.00

1.80

5

SE 1821G Santa Maria Bco. 1, Lomas de Anza Bco. 1

50.00

3.00

7.80

13

SE 1821H Acuitlapilco Bco.1

30.00

1.80

2.00 6

SLT 1920A Subestaciones y Líneas de Distribución

La Reina Bco. 1

20.00

1.20

0.50 6

SLT 1920B Subestaciones y Líneas de Distribución

Girasoles Bco. 2

30.00

1.80 -

6

SLT 1920C Subestaciones y Líneas de Distribución

Laguna de Términos Bco. 2

30.00

1.80

-

4

SLT 1920D Subestaciones y Líneas de Distribución

El Lucero Bco. 1, El Trébol Bco. 1

50.00

3.00

34.00

10

SLT 1920E Subestaciones y Líneas de Distribución

Elena Bco. 1, Parque Ind. Linares Bco.1, Papantla Distribución Bco. 1

80.00

4.80

2.30

19

64


Nombre del Proyecto

y fase Nombre de la Obra

METAS

MVA Mvar km - C Alimentadores kVA Km - C

SLT 1920F Subestaciones y Líneas de Distribución

La Manga Bco. 1, Pueblitos Bco. 1

60.00

3.60

1.60

16

SLT 1920G Subestaciones y Líneas de Distribución

Domingo Viejo Bco. 2

40.00

2.40

0.65 10

SLT 2020 Subestaciones

Chinitos Bco. 1, El Fuerte Penal Bco. 1, Tampiquito Bco. 1 y Tampiquito Bco. 2,

Matehuala Bco. 2, San Vicente Bco. 1, Juan José Arreola Bco. 1,

Zacatlán Bco. 1, Aluminio Bco. 1,

Gaviotas Bco. 1, Pakal-Na Bco. 1, Isla de Tris Bco. 1, Mayakoba Bco.

2

359.375 17.4 62.03 63

SLT 2020 Líneas

Higuera – Costa Rica, Villa Juárez- Villa

Hidalgo, Bonfil Papagayo,

Repotenciación Anillo Tuxtepec II y Tuxtepec III, Repotenciación del Anillo de 115 kV de la

Ciudad de Coatzacoalcos

0 0 142.08 9

65

Anexo 2

Proyectos PIDIREGAS enfocados a la Reducción de Pérdidas de Energía.

Nombre del

Proyecto y fase Nombre de la Obra

METAS

MVA Mvar km C Alimentadores kVA km - C

SLT 2020 Redes de Distribución

, Redes SE Ruiz Cortinez Cto. 5110,

Redes Guerrero Negro Cto. 5325,

Redes Conversión Red Aérea a

Subterránea Centro de Unión de Tula,

Redes Circuito Tlaliztaquilla TAN-

4060, Redes Circuito Zapotitlán TUQ-4020, Redes Circuitos Las Mesas y Hacienda TIE-4030 y ATU-

4020, Redes Circuito Atlatlahucan LOC-

4060, Redes Atlacomulco CSN-

4030, Redes Reordenamiento en MT Zona Valle de

Bravo, Redes Conversión Aéreo

Subterráneo Chapa de Mota Centro,

Redes Conversión Aéreo Subterráneo Temoaya Centro, Redes Conversión Aéreo Subterráneo Tejupilco, Redes Conversión Aéreo Subterráneo CD.

Altamirano Centro.

10.73

0

245.929

2

66

Proyecto PIDIREGAS para Reducción de Pérdidas

Nombre del Proyecto y fase Nombre de la Obra METAS

MEDIDORES kVA km-C

322 SLT 1921 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (1a Fase) (2a Convocatoria)

Aseguramiento de la medición Juárez Aseguramiento de la medición Chihuahua

3 060

SLT 1921 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (3a fase)(2a Conv.)

Reducción de pérdidas Zona Atizapán, Cuautitlán, Azteca y Aseguramiento de la medición Zona Interlomas

156 669 116 620 463

SLT 1921 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (4a fase)

Reducción de pérdidas Zona Volcanes, Aseguramiento de la medición Zona Universidad, Zona Toluca, Zona Ermita, Zona Lomas,

250 522 102 420 428

SLT 1921 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (5a fase)(2a Conv.)

Aseguramiento de la medición Gómez Palacio, Torreón y Casas Grandes

6 030

SLT 1921 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (7a fase) 2a Conv.)

Reducción de pérdidas Zona Nezahualcóyotl y Chapingo

189 107 111 600 379

339 SLT 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (1a Fase)

Reducción de Pérdidas Zona Cuernavaca

17 828 6 995 89


Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Culiacán

5 727


Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Veracruz Riviera

20 456


MEDIDORES kVA km-C


Aseguramiento de la Medición Tecnología AMI, Zona Cancún Aseguramiento de la Medición Tecnología AMI, Zona Campeche Aseguramiento de la Medición Tecnología AMI, Zona Riviera Maya

93 241


Reducción de Pérdidas Área Chalco Reducción de Pérdidas Área Ayotla Reducción de Pérdidas de Energía Área Ixtapaluca Reducción de Pérdidas Área Chalco Rural Reducción de Pérdidas Área Amecameca Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Volcanes

378 054 89 825 1 214

67


Reducción de Pérdidas Zona Villahermosa Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI En Zona San Cristóbal Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Tuxtla Iento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Tapachula Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Villahermosa Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Chontalpa Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Zona Los Ríos

187 817 62 075 215


MEDIDORES kVA km-C


Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Atizapán Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Naucalpan Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Cuautitlán Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Ecatepec Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Tlalnepantla Reducción de Pérdidas No Técnicas En Áreas de la División Valle de México Norte(Cuautitlán, Atizapán, Ecatepec) Reducción de Pérdidas No Técnicas Zona Basílica

367 256 261 860 1 341


Reducción de Pérdidas Zona Nezahualcóyotl Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Agrícola Oriental Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Iztacalco Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Centro Histórico 2 Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Anzures Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Anzures 2 Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Hipódromo Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Lomas Aseguramiento de la Medición con Tecnología AMI, Santa Fe

179 121 46 470 284

68

Anexo 3 Proyectos PIDIREGAS nuevos a incorporar al PEF 2016

SLT 2120 Subestaciones y Líneas de alta tensión de Distribución

Ubicación de los proyectos:

Noroeste

Bajío

Centro Oriente

Peninsular



Hermosillo

Subestación Portales

GuasaveSubestación Évora

Los MochisSubestación Mochis Centro

Pachuca

Línea de Subtransmisión Apasco-

Juandho- Actopan-Pachuca

Campeche

Subestación Akimpech

Querétaro

Línea de Subtransmisión Antea-

Jurica-Buena Vista

Polanco

Subestación Morales

Coapa

Subestación Fisisa

Los colores en el mapa representa el área

geográfica de cada División de distribución

Obra División Monto

( millone s de

pesos) (MVA)

Relación de Transformación

(kV) (MVAr)

Numero de

Circuitos (km) (km - C)

Alimentador en Alta y

Media Tensión

Kilometro por Circuito en

Media Tensión

Subestación Évora Banco 1 Noroeste 70.8 30 115/13.8 1.8 3 0.5 1.5 9 3.0

Subestación Mochis Centro Banco 2 Noroeste 39.2 30 115/13.8 1.8 6 6.0

Subestación Portales Banco 1 Noroeste 61.0 40 115/13.8 2.4 2 0.6 1.2 10 4.0 Línea de Subtransmisión Antea - Jurica - Buena Vista Refuerzo y Modernización

Bajío 98.1 115 1 4.0 8.0 2

Línea de Subtransmisión Apasco - Pachuca (Repotenciación)

Centro Oriente 274.9 85 2 66.2 132.4 4

Subestación Ahkimpech Banco 2 Peninsular 29.6 30 115/13.8 1.2 2 2.3 Subestación Morales Bancos 1 y 2 (SF 6 ) Modernización


237.7 120 230/23 18.0 1 10.9 10.9 18 8.0

Subestación Fisisa Bancos 1 y 2 ( SF 6 )

Valle de México Sur 259.2 120 230/23 18.0 2 4.0 8.0 18 8.0

Subtotal 1 027.7 370 43.2 11 86.2 162.0 69 31.3

69

SLT 2121 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución

Obra Divisiones Estado Monto

(Millones de pesos)

kVA

( km - c ) Medidores No. Piezas

Reducción de Energía en

(GWh/año) 23 kV 13.8 kV

Reducción de Pérdidas Zona Coatzacoalcos Oriente Veracrúz 14.7 5,348 3.1 1,944 1.0

Aseguramiento de la Medición AMI Polanco Valle de México Centro Distrito Federal 239.7 - - - 47,458 29.550

Aseguramiento de la Medición AMI Tacuba Valle de México Centro Distrito Federal 186.8 - - - 40,645 40.332

Aseguramiento de la Medición AMI Zócalo Valle de México Centro Distrito Federal 263.0 - - - 43,118 19.281

Reducción de Pérdidas Zona Ermita Valle de México Sur Distrito Federal 571.6 29,765 280.4 - 66,412 37.180

Reducción de Pérdidas Zona Tenango Valle de México Sur

Estado de México 257.3 14,005 125.6 - 29,686 13.898

Totales 1533.1 49,118 406.0 3.1 229,263 141.192

70

Anexo 4 Estrategias de la Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución 2015-2018

No. División NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN TIR

3 Norte CONST Y REF TRONCALES (S. E. TRES HERMANOS 5750-5760)

33 KV - 2C - 19.460KM - 266 - ACSR - TS3G - 3F - 4H (6.165 KM DE CONSTRUCCION + 13.295 REFUERZO).

436.20

12 Noroeste OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE MT (ADICIONAL)

MEJORAR LA DISTIBUCION DE LINEAS DE MEDIA TENSION AREA NOGALES PIO 2015

361.90

15 Baja California MEJORA RED BT (484/14)

MEJORAS A LA RED SECUNDARIA CSC ORIENTE COLONIA CAMINO VERDE EN 33 AREAS SECUNDARIAS, CALLES JALISCO, VALLARTA, DURANGO, CHIHUAHUA, COAHUILA - SUSTITUIR SECUNDARIO DE CONDUCTOR DESNUDO DE CABLE FORRADO E INSTALACION DE CAJAS ANTIFRAUDE (2015)

281.10


MEJORAS A LA RED SECUNDARIA ISC ORIENTE COL. MATAMOROS CIRCUITO 4135 SE TJI INSTALACION DE CABLE FORRADO Y CAJAS ANTIFRAUDE (2015)

281.10


MEJORAS A LA RED SECUNDARIA ISC ORIENTE COL. SANCHEZ TABOADA CIRCUITO 4195 SE LMS INSTALACION DE CABLE FORRADO Y CAJAS ANTIFRAUDE (2015)

281.10


MEJORAS A LA RED SECUNDARIA ISC ORIENTE COL. TERRAZAS DEL VALLE CIRCUITO 4145 SE FCO INSTALACION DE CABLE FORRADO Y CAJAS ANTIFRAUDE (2015)

281.10

4 Norte CONSTRUCION DE TRONCALES (S.E. JOHN DEERE)

CONSTRUCION DE TRONCALES S.E. JOHN DEERE

245.23

1 Peninsular CONSTRUCCIÓN DE CIRCUITOS NUEVOS

RECONFIGURACION DE LA SU CBR 2 ALIMENTADORES 13.8KV +MVAR

236.33

2 Peninsular RECONFIGURACION DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

SALIDAS DE LA SE CHUBURNA 2C- 1KM - 3F-4H - 13.2KV - AL XLP 500 KCM 133 N.A , INCLUYE 2 TRANSICIONES,

236.33

1 Centro Oriente MEJORAS A SECUNDARIOS Y TRANSFORMADORES

CREACION DE 502 NUEVAS AREAS Y 120 KM DE CAMBIO DE CONDUCTOR EN BAJA TENSION

207.28

8 Centro Occidente

COMPENSACIÓN REACTIVA EN A.T. (S.E. ATO Y S.E. VIH)

INSTALACIÓN DE 7.5 MVAR EN S.E ATOTONILCO Y 4.5 MVAR EN S.E VISTA HERMOSA

199.08

1 Oriente CONSTRUCCION DE NUEVOS ALIMENTADORES

SE CONSTRUIRAN 12 NUEVOS ALIMENTADORES

172.45

71

Estrategias de la Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución 2015-2018 (continua)

DIVISIÓN NOMBRE DEL PROYECTO DESCRIPCIÓN TIR

BAJA CALIFORNIA MEJORA RED BT (206/2014)

MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT 1 PZA. 37.5 KVA

54.94


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT, 1 PZA 37.5 KVA, SECCIONAR LINEA SEC

54.94


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, 1 PZA 37.5 KVA, SECCIONAR LINEA SEC.

54.94


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT 1 PZA. 37.5 KVA,

54.94

BAJA CALIFORNIA MEJORA RED MT (204/2014)

MEJORA PRIMARIA, CAMBIO DE VOLTAJE Y TRAYECTORIA EN L. P. 3F-4H , 2F-3H, DE 24 KV A 34 KV EN POB. MIRAFLORES,

54.94

BAJA CALIFORNIA MEJORA RED MT (397/2014)

RECALIBRACION DE CIRCUITO CHQ5120 SUBESTACION CHAPULTEPEC 10.5 KM 2/0 ACSR A 477 AAC 3F-3H, DESDE SUBESTACION CHAPULTEPEC POTENCIA HASTA SUBESTACION KM 43 EN EL POBLADO GPE. VICTORIA. (EN EL POBLADO GPE. VICTORIA)

52.10

BAJA CALIFORNIA MEJORA RED B.T. (294/2014)

MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA LOMITAS 52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA VI AYUNTAMIENTO.

52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA RUIZ CORTINEZ.

52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA MORELOS. 52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA NIÑOS HEROES.

52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA OBRERA -CALLE DECIMA Y AV. HIDALGO.

52.10


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA ZONA CENTRO - CALLE BLANCARTE ENTRE 6TA Y 9NA.

52.10

72



2 Noroeste NUEVOS ALIMENTADORES EN SUBESTACIONES (ADICIONAL)

CONSTRUCCION DE CIRCUITOS EN MEDIA TENSION PARA S.E. SIEMPRE VIVA

170.50

2 Oriente CONSTRUCCION DE CIRCUITO PRIMARIO

CTO. ELC 4060 RECONFIGURACIÓN TRONCAL CCP 6.5 KM ACSR 3/0, TRAMOS LOS PLANES TONAYAN, NAOLINCO-MIAHUATLAN, TONAYAN-SAN MARCOS Y MIAHUATLAN - ACATLAN. (PERDIDAS)

169.60


NGL-4030.- CONSTRUCCION DE CIRCUITO PRIMARIO 3.5 KM 3F-4H ACSR 266 TECAMALUCAN-ATZOMPA (PERDIDAS )

162.01

3 Valle de México Centro

Incremento de capacidad en Subestaciones de 85 kV

Incremento de 60 MVA en la S.E. Jamaica y S.E. Magdalena

157.95

9 Centro Occidente S.E. (S.E. LA CORTINA) (URUAPAN ORIENTE)

S.E. LA CORTINA (URUAPAN ORIENTE) 1T-20MVA-115/13KV-1/6A

143.31


Reconfiguración de la red por Entrada de S.E. KOHUNLICH.- 13.8KV-1C-3F-H4-3KM-AAC 477-PC

130.20


JLD 4070 CONVERSION AÉREA - SUBTERRANEA AV. RAFAEL MURILLO VIDAL CCP SUBT. 4.0 KM 15KV 3F-4H XLP 750/ACSR 1/0 (PERDIDAS, CONFIABILIDAD)

125.90

1 Valle México Norte

CREACION DE 2,504 NUEVAS AREAS

CREACION DE 2504 NUEVAS AREAS 124.79


Creación de nuevas áreas Instalación de 685 nuevas áreas 121.35

10 Baja California MEJORA RED MT (82/2014)

LINEA MT EN S.E. MXI CIRCUITO 4145 RECALIBRE DE 1085 MTS DE RED PRIMARIA 13.2 KV 3F-4H CONDUCTOR 3 X 266 AAC-1/0 ACSR CON CONDUCTOR 3 X 477 AAC 3/0 ACSR N.C. Y REPOSICION DE ESTRUCTURAS EXISTENTES.EN CALZ. TERAN TERAN Y CATARATAS DEL NIAGARA DE FRACC. SANTA MONICA.(2015)

116.70


LINEA MT EN SE SIS CIRCUITOS 4125 Y 4155 RECALIBRE DE 100 MTS DE LINEA PRIMARIA 3F-4H 477 3/0 NC E INSTALACION DE EQUIPO DE SECCIONAMIENTO PARA TENER ENLACE ENTRE CIRCUITOS 4125 Y 4155 SIS.(2015)

116.70

73




LINEA MT EN SE OZA CIRCUITO 4125 RECALIBRE DE 904 MTS DE LINEA PRIMARIA 2/0 ACSR POR 3F-4H 477-3/0 NC POR BAHIA DE LOS ANGELES DE LA AV. SAN LUIS POTOSI HASTA LA AV. TAMAULIPAS E INSTALACION DE 1 EQUIPO DE SECCIONAMIENTO PARA REALIZAR TRANSFERENCIAS CIRCUITOS 4125 OZA Y 4175 DE RIN.(2015)

116.70


Mejoras a líneas de Media Tensión en año 2015 110.90


RECALIBRACION DE LINEA DE MEDIA TENSION EN CALLE TEPACHE NOGALES, SONORA PIO 2015

110.60


CEO 4100 RECONFIGURACION DE CTO PRIMARIO POBL SAN MIGUEL EL SOLDADO, 30 DE ABRIL, DURAZNAL, LA MASCAYA, TLACOLULAN 10 KM 3F-4H ACSR 266 KCM (PERDIDAS, TIU)

109.60

29 Baja California ELECTRIFICACION AREAS REGULARIZADAS

39 OBRAS DE ELECTRIFICACION (EN EL MUNICIPIO DE TIJUANA) (745 ESTRUCTURAS, 17,33 KM DE RED)

107.41


LINEA M.T. RECALIBRACION DE 1.0 KM CIRC. 4165-SJC. DE 3F-4H CAL. 477 AAC. 13 KV

106.59

2 Centro Oriente MEJORAS EN SECUNDARIOS Y TRANSFORMADORES.

CAMBIO DE 280 KM DE CONDUCTOR DE BAJA TENSION (2+1), (3+1) Y CREACION DE 940 NUEVAS AREAS.

105.77

10 Centro Occidente S.E. (S.E. TANHUATO)

S.E. TANHUATO 1T-9.375MVA-115/13KV-1/4A 103.62

1 Jalisco Compensación reactiva en M.T. Instalación de 12 MVAr en media tensión. 101.14

1 Sureste FORTALECER LA INFRAESTRUCTURA ELECTRICA

MEJORAS AL SISTEMA ELECTRICO DE DISTRIBUCIÓN A REDUCCION DE PERDIDAS TÉCNICAS

93.2

1 Golfo Norte Infraestructura de red Construcción de 1,200 proyectos de mejoras secundarias en el ámbito de la División para reducir los niveles de pérdidas técnicas en el nivel de baja tensión

91.65

6 Oriente CREACION DE NUEVAS AREAS LINEA M.T. MEJORA INTEGRAL REDES BAJA TENSION AREA TUXPAN (PERDIDAS)

91.30

74



1 Centro Occidente

OBRAS EN MT (ZONA COLIMA)

CONSTRUCCIÓN DE 8.7 KM DE LMT, CTO: MTE-4115, TEC-4110, VDA-4120 Y VAT-4015 Y VAT-4025

89.91


MEJORAS A REDES DE DISTRIBUCION PRESUPUESTO DE INVERSIONES AÑO 2015

89.90

10 Norte DLS-RFZO-1.8 KM (SE MEOQUI 4120)

DLS - 4120 RFZO . COND. 1.8 KM 3F-4H ACSR 266.8-1/0 13 KV - 1C - MOLINO

87.50


RECONFIGURACION SE IZE 1 ALIMENTADOR 13.8 KV + MVAR

86.13

4 Peninsular CAMBIO DE CONDUCTOR EN MEDIA TENSIÓN

RECALIBRADO 1C-3F-4H-13KV 7.5 KM ACSR 477 CTO PYU 4010 (2a ETAPA)

82.05

11 Centro Occidente

S.E. (S.E. AGAVE)

S.E. AGAVE CONSTRUCCIÓN 1T 115/13.8KV 20MVA - 2/6 A, CONST. LDAT AGAVE ARANDAS 115KV 2C - 8.8KM - 477ACSR - PM II

81.41


CCP 2 KM 3F-3H ACSR 3/0 ADIC 7.9 KM 2F-2H ACSR3/0, ADIC 1F-1H 14.9 KM ACSR 3/0 SALIDA HIDALGOTITLAN-ARROYO LA PALMA ENLACE CHD4030-SNT4010 (PERDIDAS)

80.41


MEJORAS A CIRCUITOS PRIMARIOS, 2015 79.50


FOR-4070.- C.C.P. 2.5 KM 3F-4H ACSR 266, NUEVA TRONCAL (PERDIDAS)

76.82

5 Peninsular CREACIÓN DE NUEVAS ÁREAS MEJORA A 43 SECTORES DE LA RED DE BAJA TENSION EN EL AMBITO DE LA ZONA MERIDA.

75.30


Re calibración de Troncal Circuito 4010 LMA en el Valle de Guaymas

75.00

1 Norte S.E. SUSTITUCIÓN DE BANCO (S.E. ALDAMA SUSTITUCION BCO. 1)

1T DE 9.375 POR 1T - 30.0 MVA - 115/23 KV - 0/1 A + 0.00/1.00 MVAR -- ETAPA 2.

72.50


CONSTRUCCION 2C- 0.450KM - 3F4H - 13.2KV - AL XLP 500 KCM 100 N.A. - NC CU 3/0 AWG - BANQUETA PCN04020 - PCN04030 Y 1C- 0.370KM - 3F4H - 13.2KV - AL XLP 500 KCM 100 N.A. - NC CU 3/0 AWG BANQUETA PCN04020 2a ETAPA (PCN)

71.52

75



9 Jalisco Mejora en Baja Tensión Col San Gaspar, Mpio. de Tonalá, Jalisco. (REF)

Línea en BT 40 km reemplazo de red secundaria por cable Múltiple 3C-1N (3/0-1/0), 40 Áreas.

71.00


RECALIBRACION DE LINEA MT EN CIRCUITO CHQ5190 1C-3F-4H-34.5 kV-3 km-477 AAC-3/0 ACSR-PM (EN EL EJ. TOLUCA)

68.90

8 Oriente RECALIBRACION DE CIRCUITO DE MEDIA TENSIÓN

RFD4020 CAMBIO 6 KM DE CONDUCTOR ACSR 1/0 POR ACSR 266 (S.E. - PASO LARGO PER)

65.17


ZXP-4030 RECALIBRACION 5.576 KM DE ACSR 2 A 3/0 3F-3H SN MIGUEL- PARAISO - IXTEPEC (PER)

65.17


MGS-4030 RECALIBRACION DE 5.3 KM ACSR 266 SALIDA DE S.E A LA POBLACIÓN PLAN DE MARIA (PER)

65.17


TTG-4010 RECONFIGURACIÓN DEL CIRCUITO TTG-4010 (CONF, PER)

65.17


PEE. ADICIÓN 1F-1H ACSR 3/0 EN 600 MTS SOBRE EL CIRCUITO PEE4030 RECONFIGURACION CON EL CIRCUITO VGS4015, COL. LIBERTAD (PER)

65.17

5 Norte CONST. L.D. (SAN BUENAVENTURA 5020)

CONSTRUCCION DE 15+000 KM 33 KV 3F-4H ACSR 336.4 PC A VALLE GRANDE

64.20


MEJORAS A REDES CONDUCCION PONIENTE AÑO 2015 63.10


RECALIBRACIÓN DE LINEAS DE MT Y CONSTRUCCIÓN DE ENLACES

62.39


CONSTRUCCION LINEA M.T. CIRCUITO 4125 DE S.E. SEMINARIO (NUEVA) 1C-13.2KV-3F-4H-0.4KM-750KMC-XLP Y 0.5 KM DE RED AEREA CON 477-AAC (F) Y 3/0-AAC ( N ) (2015 OPT 2015)

61.82


LINEA MT CIRCUITO 4135 DE SE. TECATE (NUEVA) 1C-13.2KV-3F-4H-0.670 KM-477-AAC CALLE DOCTOR GUERRA Y CALLE 4TA, COL .JUAREZ (2015 OPT 2013)

61.82

76



2 Centro Occidente LADT (CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA 115 kV) (VIJ - BOTELLO)

VILLA JIMÉNEZ - BOTELLO CONST. LDAT 115KV -2C- 8.5 KM-266 ACSR-TA

61.05

1 Golfo Centro CONSTRUCCIÓN DE NUEVAS TRONCALES (ZONA SAN LUIS POTOSÍ)

CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA MT 13.8 KV 4.5 KM 3F-4H AAC 397 KCM PARA NUEVOS CIRCUITOS DE SE SENDERO

60.77


Modernización de Bahía de 23 kV e Instalación de nuevos interruptores de M.T.

Modernización de bahía de 23 kV S.E. Reforma e Instalación de 16 nuevos interruptores de M.T. en distintas (S.E. Reforma, S.E. Jamaica y S.E. Indianilla)

59.40


LINEA MT SE SRI-CTO 5310 (NUEVO) 34.5 KV-1C 3F-9KM 477 ACSR/AW-PM LLEGADA AL POBLADO MULEGE -- ETAPA 1.

59.19


LINEA MT EN SE CENTRO CIRCUITO 4175 (RECALIBRACION) 13.8 KV - 1C - 3F - 0.770 KM - 1/0 ACSR - PM POR JALAPA (TAMAULIPAS) Y (CJN. SAN LUIS POTOSI) 2015

59.10


AOC 4030, RECALIBRACION DE 4.5 KM CIRCUITO PRIMARIO 3F-3H DE ACSR 2 A ACSR 266 (PÉRDIDAS)

58.40


SE ACAJETE, SALIDAS DE SUBESTACION CONSTRUCCIÓN CIRCUITO 1.6 Km. ACSR 266 1/0 y RECALIBRACION 2.4 Km LINEA de ACSR #2 y ACSR 1/0 a ACSR 3/0.

58.40


ELC 4030 CONSTRUCCION DE CTO PRIMARIO 2.8 KM PARA RECONFIGURACION DE CIRCUITO (PERDIDAS, TIU)

58.40


ELC 4050 RECONFIGURACION DE CTO PRIMARIO POPOCATEPETL A EL CASTILLO 1.2 KM 3F-4H ACSR 266 KCM (PERDIDAS, TIU)

58.40


JLD 4040, CCP 2.2 KM ACSR 266 POR RECONFIGURACIÓN DE CIRCUITO EN EL TRAMO LAS HAYAS CAMINO A RANCHO VIEJO POR COAPEXPAN.

58.40


COP 4010 RECONFIGURACION DE CTO PRIMARIO A LA SALIDA DE LA POBLACION XICO 1.8 KM (PERDIDAS, TIU)

58.40


AOC 4010, RECONFIGURACIÓN CIRCUITOS AOC 4010 y AOC 4030, CONSTRUCCION DE 10.5 KM ACSR 3/0 E INCREMENTO DE UNA FASE 4.4 KM ACSR 3/0 (PERDIDAS).

58.00

77



19 Jalisco SE CZO-5155 Nestlé, mejora integral Colonia San Vicente, mpio de Ocotlán, Jalisco. (CIE)

Línea MT 23 kV-1C-3F 4H-0.45 km-1/0 AAC-SA PC, 1.35 km Baja Tensión 3C-1N (1/0).

57.00

1 Valle México Sur Creación de nuevas áreas en baja tensión

Creación de 881 nuevas áreas 56.60

2 Valle México Sur Realizar mejoras integrales a redes de distribución (MT BT ACO MED)

Mejora integral de 5 circuitos en Media Tensión 54.90


CONSTRUCCION DE LINEA TRONCAL MT EN SE SLR DE CIRCUITO 4165 (NUEVO) 1C-3F-4H-13.2 kV-2.9 km-477 AAC-3/0 ACSR-PM, QUE COMPRENDE DESDE SE SLR POR CALLE 7 A LA AV. TUXPAN B (EN SAN LUIS RIO COLORADO)

54.60

5 Jalisco

Mejora Integral R.D. Borbollon, Jomulco y Jala en los Mpio. de Compostela y Santa María del Oro. (TEP)

Línea MT 13 kV-1C-3F 4H-5.5 km-1/0 AAC-PC, 3.8 km Baja Tensión 3C-1N (3/0-1/0).

54.00

21 Oriente CREACION DE NUEVAS AREAS CREACIÓN DE 115 ÁREAS NUEVAS EN COSAMALOAPAN LOMA BONITA Y TUXTEPEC

50.44


PTD-4030 RECALIBRACION 5,15 KM ACSR 2 A 266, RAMAL JUAN HERNANDEZ R. A POBLACION SAN PEDRO LA PESCA Y OJO DE AGUA CHICO (PERDIDAS)

48.70


LINEA MT CIRCUITO 4175 DE S.E. LAGO (NUEVA) 1C-13.2KV-3F-4H-.25KM-750KMC-XLP Y 1.96 KM DE CABLE 477 AAC EN FASES - 3/0 ACSR EN NEUTRO (2014 OPT 2013)

48.20


RECALIBRACION DE CIRCUITO CHQ5120 SUBESTACION CHAPULTEPEC 10.5 KM 2/0 ACSR A 477 AAC 3F-3H, DESDE SUBESTACION CHAPULTEPEC POTENCIA HASTA SUBESTACION KM 43 EN EL POBLADO GPE. VICTORIA. (EN EL POBLADO GPE. VICTORIA)

48.00


Construcción y recalibración de línea de Media Tensión y Baja tensión

Construcción y recalibración de 55.06 km de MT y 207.35 km de B.T

47.60


CONSTRUCCION DE 2 ALIMENTADORES DE 13.8 KV. EN LA SE CANEK

47.40


MEJORAS A REDES DE DISTRIBUCION. 2015 46.30

78




PIO 2015. MEJORAS A LINEAS DE MEDIA TENSION 45.60


LINEA M.T. EN S.E. EL TRIUNFO, CTO 5310 (NUEVA) 33 KV-1C-3F-4H-7.5 KM-477AAC-3/0 PM-14 CLASE3, PARTIENDO DEL KM 41 CARRETERA LA PAZ-TODO SANTOS, CON LA FINALIDAD DE REDUCIR PERDIDAS Y TIU (ZONA LA PAZ)

45.10


CTO-4030 RECALIBRACION EN M.T.13.2 KV 1C-3F- 7 KM-266.8 DESDE LA SALIDA DE LA S.E. CTO A TEOTEPEC (PERDIDAS)

44.94


ADS 4040 RECALIBRACION 13.8 KV-1C-3F-4 KM - 3/0 ACSR - PC DE POTRERO A TRES ZAPOTES (PERDIDAS)

44.94



43.0


COR -4060, CTO SUBTERRANEO 1 KM 3F-4H NVO. ALIMENTADOR, SE CORDOBA I, TRATADOS DE CÓRDOBA A LA AV. 21.(DESCARGA COR 4050 Y COR 4020)

42.10


CHD4050-CIC 4015 ENLACE CCP 3F-3H 12.02 KM ACSR 3/0, ADIC 2F-2H 1.55 KM ACSR 3/0, ADIC 1F-1H 2.2. KM ACSR 3/0, RECAL. 3.91 KM ACSR 266.8 ENLACE (PERDIDAS)

41.90

5 Centro Occidente S.E. Y LÍNEA 115 kV (S.E. PEDREGAL)

S.E. EL PEDREGAL-1T-20 MVA-115/13KV-2/6A, LDAT ENTRONQUE A SE. PEDREGAL 115 KV-2C-3KM-477-ACSR-3F-PMO

41.80

7 Centro Occidente S.E. (S.E. LA ESPERANZA BCO. 2) (URUAPAN ORIENTE)

INSTALACION BCO 2 S.E. LA ESPERANZA 20MVA-115/13.8 KV- 0/4 A

41.40


RBO-4020 C.C.P. 1.0 KM 3F-4H ACSR 266 SISTEMA COMPACTO SRAC (PERDIDAS)

40.04


Construccion de Troncal SE San Carlos, Circuito 4020 en 13.8 kV-1C-3F-500 AWG- XLP-AL-CS

39.70


NGL-4060 .-CONSTRUCCION CIRC. PRIMARIO 5.0 KM 3F-4H ACSR 266 (PERDIDAS)

39.70

79




R.D. SAN ANDRES RECALIBRACION EN MT ADS4040 13.2KV-1C-3F-3H 9.8 KM - ACSR-266 DE POB. PUERTA NUEVA A POB. SALTO DE AGUA DE PIO SANTIAGO TUXTLA, VER. (PERDIDAS)

39.54


CONSTRUCCION DE 2 ALIMENTADORES 13.8 KV DE LA SE CENTRO

39.40

3 Centro Occidente

OBRAS EN M.T. (ZONA LA PIEDAD)

CONSTRUCCIÓN DE 35.1 KM DE LMT, CTOS: YUR-4120, YUR-4030, ATO-4020, ATO-4030, AYN-4010, AYN-4020, VIH-4030, VIH-4040, TNH-4020, LPI-4160, LPP-4010 Y LPP-4020

38.98

2 Golfo Centro MEJORA A LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN (ZONA SAN LUIS POTOSÍ)

CONSTRUCCIÓN DE 7.60 KM 1C LAT 3F ACSR 795 KCM MODERNIZAR LAT SLD-73900-SPR

38.91



38.3



38.2


RECALIBRADO 1C-3F-4H-33KV-25 KM ACSR 266 (3a ETAPA) CTO LAC-5020.

38.10

28 Jalisco

Convertir red aérea a subterránea SE ZPA-5285 Estancia, Parque Metropolitano, 1ra Etapa, Mpio. de Zapopan, Jalisco (JRZ)

Línea MT 23 kV 0.38 km 1C-3F-4H-500 AL-DS, 0.2 km 1C-1F-2H 1/0 AL-DS, 0.5 km BT XLP 350

37.70


CONSTRUCCION DE 2 ALIMENTADORES DE 13.8 KV. EN LA SE PUERTO JUAREZ

37.70


Mejoras a Líneas de Media Tensión Zona Guaymas 2015 34.00

17 Jalisco Mejora en B.T. Colonia ciudad del Sol, Mpio. de Zapopan, Jalisco. (JRZ)

Línea en BT 25 km reemplazo de red secundaria por cable Múltiple 3C-1N (3/0-1/0).

33.20



33.1

80




MEJORAS A REDES SUBTERRANEAS. 2015 33.10


S.E. MANEADERO CTO. 4155 CONSTRUIR: 1C DE 1.056KM-13.8KV DE LOS CUALES-0.696KM-3F4H-477-3/0ACSR/AS Y 0.360KM DE 477 S/A-3/0ACSR/AS-PMC. (AVE. IGNACIO RAMIREZ 525M, AVE. LAZARO CARDENAS 531M EN ZONA PARCELAS)

32.80


S.E. TEKAX II 115-34.5 CONSTRUCCION DE 1A- 34.5 KV. 32.34

1 Centro Sur REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN CIRCUITOS DE MEDIA TENSIÓN

MEJORA A LOS 11 CIRCUITOS CON MAYORES PÉRDIDAS TÉCNICAS , CONSTRUCCIÓN DE 12 NUEVOS CIRCUITOS.

32.10


MEJORAS A SECTORES CONDUCCION NORTE AÑO 2015

31.80

6 Norte S.E. Y OBRAS ASOCIADAS (S.E. MAPIMI BCO. 1)

1T - 3F - 20 MVA - 115/34.5 KV. 0/2 A+ 1.2 MVAR GPL.- S.E. BERMEJILLO 3 ALIM 115 KV Y NORMALIZACIÓN DE BAHÍA (S.E. MAPIMI). GPL.- LDAT BER - MPI - 25 KM - 1C - 477 ACSR - PM.

31.70


CAC 4060 CCP 3F-4H - 2 KM - ACSR 266 - PC TRAMO DE LA SALIDA DE LA SE CAC HACIA EL CRUCE DEL RIO (PERDIDAS)

31.65


LINEA DE MEDIA TENSION EN SE STI CIRUITO 4010 RECALIBRACION 13.8 kV-1C-3F-4H-8 km-477-AL-AAC-PC INSTALACION DE 4 BANCOS DE CAPACITORES DE 600 KVAR E INSTALACION DE UN BANCO DE REGULADORES (PO_203/2014 OBRAS ECPA1)

31.20


CONSTRUCCION DE 1C- 9+533KM- 3F-4H-33KV ACSR 266- PC CTO CYL5020 CRUCERO

30.96

3 Jalisco Mejora integral RD Casas Coloradas, Mpio. de Acaponeta, Nayarit. (SGO)

Reemplazo de 8 km de red secundaria por cable múltiple 3C-1N (3/0-1/0).

30.60

14 Jalisco Nueva SE. y Reconfiguración SE. Santa María y reconfiguración de 4 circuitos en MT (TEP)

Construcción de Subestación con banco de 9.375 MVA -2/4 A y 8.1 km en MT

28.70

11 Jalisco

Mejora Integral RD Soyatlán, (Renovación 6 Áreas, red MT y BT), Mpio. de Atengo, Jalisco. (COS)

Línea MT 23 kV-1C-3F 4H-1 km-1/0 ACSR-SA PC, 2.1 km Baja Tensión 3C-1N (1/0).

27.80

81



2 Norte CONST L.D. (A EL PALMAR EL LLANO)

CONST. 16+500 KM 33 KV 3F 4H ACSR 336.4 PC 27.80


LINEA M.T. EN S.E. TUD CTO. 4050 C.C.P. 13.8KV-1C-3F-0.35 KMS. ACSR 266-PC (PERDIDAS TUD-4040)

27.40

29 Jalisco Mejora Integral Col. Polanco, 1a Etapa, Mpio. de Guadalajara, Jalisco. (JRZ)

Línea MT 23 kV 4.8 km 1C-3F-4H-1/0 SA-AAC, 19 áreas, 3.1 km en BT 3C-1N (3/0-1/0).

27.20


LINEA M.T. EN S.E. AGF CTO. 4060 C.C.P. 13.8KV-1C-3F-0.5 KMS. ACSR 266-PC (PERDIDAS AGF-4010)

26.87


LINEA M.T. EN S.E. ETD CTO. 5060 C.C.P. 34.5KV-1C-3F-18 KMS. ACSR 266-PC (PERDIDAS ETD-4030)

26.26

53 Oriente INSTALACION DE CAPACITORES

INSTALACION DE 14 JUEGOS DE CAPACITORES EN EL AMBITO DE LA DIVISION DE DISTRIBUCIÓN ORIENTE

26.26

1 Bajío Construcción de circuitos de M.T.

La construccion de los circuitos de media tension, permitira dividir la demanda de los mismos, ya que actualmente se cuenta con 28 circuitos mayores a su capacidad. (Dividir circuitos de MT 1C-3F-4H-ACSR336 196Km.)

26.02

3 Golfo Centro AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES (ZONA MATEHUALA)

SE MATEHUALA AUMENTO DE CAPACIDAD BCO. 2, REEMPLAZO DE TRANSFORMADOR POR AUMENTO DE CAPACIDAD, TRANSFORMADOR 30 MVA-115/34.5 (ETAPA 1)

25.80

15 Jalisco Ampliación S.E. S.E. Juan Rulfo (Banco 2) (ZAP)

Amp. 1T-3F-9.375 MVA-115/23 KV, procedente de SE. Tuxpan y const. de 6.5 km para reconfiguración de ctos.

25.30


LINEA M.T. EN S.E. ETD CTO. 4050 C.C.P. 13.8KV-1C-3F-3 KMS. ACSR 266-PC (PERDIDAS ETD-4020)

25.22

14 Peninsular MEJORAS A LINEAS DE ALTA TENSIÓN

REHABILITACION DE FIERRO ESTRUCTURAL EN TORRES DE LA LINEA 73160 Y MEJORAS A LOS SISTEMAS A TIERRA (CRE)

24.98


CCP 3F-3H 7.7 KM ACSR 3/0, ADIC 12.15 KM 2F-2H ENLACE DE CTOS NND-4020-LHD-4020 (PERDIDAS)

24.70

82




ESPECIFICO DE SUBESTACIONES ALIMENTADOR MZO04060

24.60

7 Norte S.E. SUSTITUCIÓN DE BANCO (S.E. EL SAUZ SUSTITUCION BCO. 1)

1T DE 7.5 MVA POR 1T - 20 MVA - 115/23 KV - 0/1 A + 0.00/1.2 MVAR -- ETAPAS 1 y 2.

24.60

4 Centro Occidente OBRAS EN M.T. (ZONA ZAMORA)

CONSTRUCCIÓN DE 15.4 KM DE LMT, CTOS: CTJ-4010,CTJ-4020, PRP-4020, JSO-4025,ITL-4010 Y JCN-4010

23.91

7 Jalisco Mejora integral RD Santiago, Mpio. de Santiago, Nayarit (SGO)


23.40


INSTALACION DE ALIMENTADOR EN LA S.E. UMAN 23.10


MEJORAS A SECTORES AGENCIA NAVOLATO AÑO 2015 22.50


NGL-4010 CAMBIO DE CONDUCTOR 2.0 KM 3F-3H ACSR 266 ( PERDIDAS TECNICAS)

21.79


LINEA DE MEDIA TENSION EN SE HLS CIRUITO FUTURO 4120 NUEVO 13.8 kV-1C-3F-4H-1.1 km-750-AL-XLP-CS SALIENDO DESDE S.E. HLS HASTA PERIFERICO PONIENTE) PARA DIVIDIR CARGA DEL CIRCUITO HLC 4050. (OBRAS ECP A1)

21.60

2 Golfo Norte Calidad del suministro

Instalación de filtros en los buses de subestaciones de distribución para el abatimiento de la distorsión armónica presente en la red, contribuyendo a la reducción de pérdidas técnicas

21.55


Instalación de bancos de capacitores

Instalación de 40 Bancos de Capacitores switcheables 21.52


MEJORAS A SECTORES AGENCIA PERICOS-LA REFORMA AÑO 2015

21.30

6 Centro Occidente OBRAS EN M.T. (ZONA ZITÁCUARO)

CONSTRUCCIÓN DE 12.85 KM DE LMT, CTOS: ZIT-5040, CDH-5070, CDH-5010, SJZ-5010 Y CDH-5080

21.10

83



8 Norte S.E. SUSTITUCIÓN DE BANCO (S. E. OJINAGA SUSTITUCION BCO. 2)

1T DE 9.375 MVA POR 1T - 20.0 MVA - 115/13 KV - 0/1 A + 0.00/1.2 MVAR

21.10


MEJORA AL CTO. IGN 5030, CAMBIO DE CALIBRE DE 11 KM RETIRANDO ALAMBRE CALIBRE CU 2 E INSTALANDO CABLE DE ALUMINIO CALIBRE 477 AAC.

21.00

12 Jalisco Construcción nuevo circuito SE MXT-5130 Yahualica,Mpio. de Yahualica, Jalisco. (ALT)

Construcción LMT 1C-18 km 3F-4H ACSR 336-1/0 PC. 20.70


S.E. GALLO CTO. 4155: INSTALAR BANCO DE CAPACITORES 6-600 kVAR Y RETIRAR 1-300 KVAR

20.39


S.E. MND CTO. 4155: INSTALAR BANCO DE CAPACITORES 3-600 kVAR

20.39


S.E. GALLO CTO. 4135: INSTALAR BANCO DE CAPACITORES 3-600 KVAR Y RELOCALIZAR 1-600 kVAR

20.39


S.E. CIPRES CTO. 4125: INSTALAR BANCO DE CAPACITORES 3-600 kVAR Y RETIRAR 2-300 kVAR

20.39


S.E. CIPRES CTO. 4115: INSTALAR BANCO DE CAPACITORES 2-600 kVAR

20.39


RECONFIGURACION DE LOS CIRCUITOS DE SE CENTRO 4010; 4040 Y 4060 RECALIBRACION 3.41 Km 3F-3H-SA-AAC-477-XLP15 Y CONSTRUCCION 1.25 Km 3F-4H-477-SA-AAC

20.10


CONSTRUCCION DE 1C - 2.90KM - 3F4H - 13.2KV - AL XLP 500 KCM - COZ 4045

19.80

2 Jalisco Mejora MT SE CLA Ctos. San Martín - Calteco (CHA)

Recalibración y reubicación 3.5 km 2C-3F-4H-336.4-PC 19.60


TDD04010 - RECALIBRACIÓN DE 11 KM DE CONDUCTOR A 266 ACSR (PERDIDAS)

19.39


FRY04050 - RECALIBRACIÓN DE 7.2 KM DE CONDUCTOR A 266 AAC (PERDIDAS)

19.39

84




SNF04030 - RECALIBRACIÓN DE 3 KM DE CONDUCTOR A 266 ACSR (PERDIDAS)

19.39


SNF04010 - RECALIBRACION CIRCUITO 2.36KM-3F-3H 266-ACC (PERDIDAS)

19.39


RECALIBRACION Y CONSTRUCCION TRONCAL DE CIRCUITO CHB4030, (OBRAS CONSISTENTES EN: 2.9KM DE RECALIBRACIÓN, CONSTR. DE 1.41 KM DE TRONCAL AÉREA Y 0.5KM DE TRONCAL SUBTERRANEA) 2DA ETAPA

19.26


ESPECIFICA DE REDES MZN04130 19.20


CONSTRUCCION DE CIRCUITOS EN MEDIA TENSION PARA S.E. ICA

19.10


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT 1 PZA. 37.5 KVA

18.99


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT, 1 PZA 37.5 KVA, SECCIONAR LINEA SEC

18.99


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, 1 PZA 37.5 KVA, SECCIONAR LINEA SEC.

18.99


MEJORA SECUNDARIA SE SAN JOSE DEL CABO-4135, LINEA BT 1 PZA. 37.5 KVA,

18.99


PIO 2015. RECONSTRUCCION POR CAMBIO DE TENSION

18.50

3 Centro Oriente CONSTRUCCIÓN Y CAMBIO DE CONDUCTOR EN DE MEDIA TENSIÓN.

CONSTRUCCION DE 193.1 KM DE LINEA DE MEDIA TENSION, CAMBIO DE 129.3 KM DE LINEA DE MEDIA TENSION.

18.09

43 Oriente CREACION DE NUEVAS AREAS RD SAN ANDRES CREACION DE 30 NUEVAS AREAS (PERDIDAS).

17.77

85



44 Oriente RECALIBRACION DE RED DE BAJA TENSION

RD CATEMACO Y RD JUAN DIAZ COVARRUBIAS, CAMBIO DE CONDUCTOR DESNUDO POR MULTIPLE 5 KM 2+1 ACSR 3/0-1/0 (PERDIDAS)

17.77

45 Oriente RECALIBRACION DE RED DE BAJA TENSION

RD LA NUEVA VICTORIA CAMBIO DE CONDUCTOR DESNUDO POR MULTIPLE 3 KM 3+1 ACSR 3/0-1/0 (PERDIDAS)

17.77

4 Centro Oriente CONSTRUCCION LINEA DE MEDIA TENSION

CONSTRUCCION DE 83.3 KM DE LINEA DE MEDIA TENSION

17.14

4 Jalisco

Mejora en Baja Tensión Polígono Av. Circunvalación - B. Hernández-P. Melaque, Mpio Guadalajara, Jalisco. (LIB)

Línea en BT 13.5 km reemplazo de red secundaria por cable Múltiple 3C-1N (3/0-1/0).

16.80


RECALIBRADO 1C-3F-4H-13KV-12.5 KMS ACSR 477 CTO. PTO 4030 (1a ETAPA).

16.59


CONSTRUCCIÓN DE NUEVO CIRCUITO SOD04040 1C-13.8KV 3F-3H 1.8KM 266ACSR PC (PÉRDIDAS)

16.42


SOD04020 - RECALIBRACIÓN DE 11.06 KM DE CONDUCTOR A 266 ACSR (PÉRDIDAS)

16.42


JDD-4030 CONVERSION DE 2F-2H-7 KM A 3F-4H ACSR 3/0 TRAMO ARROYO GRANDE-LA CONCHA (PYTO 1 PERDIDAS)

16.10


JDD-4030 CCP 3F-4H-6 KM-ACSR 266-PC TRAMO CENTRO DE JALAPA DE DIAZ-DESVIACION A CERRO QUEMADO (PYTO 1 PERDIDAS)

16.10


LINEA M.T. EN S.E. CHI CTO. 4050 C.C.P. 13.8KV-1C-3F-15.7 KMS. ACSR 266 (PERDIDAS CHI-4030)

16.02

13 Centro Occidente

COMPENSACIÓN REACTIVA EN M.T.

INSTALACIÓN DE BANCOS DE CAPACITORES EN 113 CIRCUITOS

16.01


2 SALIDAS S.E. CENTRO 13.8 KV-4C- 0.85 KM-AL 500 KCM-133 NA, INCLUYE 2 TRANSICIONES CIRCUITOS CNO 4090 Y CNO 4120.

15.40

86




MEJORAS A SECTORES AGENCIA ELDORADO AÑO 2015 15.30


Reconfiguración de la red por Entrada 2 NUEVOS ALIMENTADORES de SE Puerto Juarez.- 13.8KV-1C-3F-H4-3KM-AAC 477-PC

15.20

4 Golfo Centro RECALIBRACIÓN DE CIRCUITOS (ZONA VICTORIA)

RECALIBRACIÓN DE 10 KM 3F-4H ACSR 336 KCM, DEL CIRCUITO VRA05320

14.93


TDD 4030 RECONFIGURACION DE CTO PRIMARIO 7.5 KM AMELCO, XOTLILLA, BAÑOS (PERDIDAS, TIU)

14.60

5 Golfo Centro CONSTRUCCIÓN DE NUEVAS TRONCALES (ZONA TAMPICO)

4 ALIMENTADORES EN LA SE TAMPICO 14.54

3 Valle México Norte CONSTRUCCION DE 26 ALIMENTADORES EN MEDIA TENSION

CONSTRUCCION DE 26 NUEVOS ALIMENTADORES EN MEDIA TENSION PARA REDUCCION DE PERDIDAS TECNICAS

14.50

1 Baja California MEJORA RED B.T. (631/2014)

MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA LOMITAS 14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA VI AYUNTAMIENTO.

14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA RUIZ CORTINEZ. 14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA MORELOS. 14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA NIÑOS HEROES. 14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA OBRERA -CALLE DECIMA Y AV. HIDALGO.

14.40

87




MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA ZONA CENTRO - CALLE BLANCARTE ENTRE 6TA Y 9NA.

14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA OBRERA - CALLE SEXTA Y AVE. ITURBIDE.

14.40


MEJORA A RED SECUNDARIA COLONIA ZONA CENTRO- CALLE 4TA. Y RYERSON AL CERRO.

14.40

26 Jalisco

Mejora Integral RD San Pedro (Renovación 6 Áreas red MT y BT), Mpio. de Ayutla, Jalisco (COS)

Línea MT 23 kV-1C-3F 4H-1.5 km-1/0 ACSR-SA PC, 2.4 km Baja Tensión 3C-1N (3/0 - 1/0).

14.40


LINEA DE MEDIA TENSION EN SE HLS CIRUITO FUTURO 4130 NUEVO 13.8 kV-1C-3F-4H-1.6 km-750-AL-XLP-CS SALIENDO DESDE S.E. HLS POR LA CALLE BARRANCA-CALLE OBREGON-HASTA BLVD COLOSIO PARA DIVIDIR CARGA DEL CIRCUITO HLS 4020. (PO_78/2014 OBRAS ECPA1)

14.30

6 Golfo Centro RECALIBRACIÓN DE CIRCUITOS (ZONA VICTORIA)

RECALIBRACIÓN DE 10 KM 3F-4H ACSR 266 KCM, DEL CIRCUITO BET05130

14.29

2 Centro Sur REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS PRESUPUESTO ADICIONAL 2014

MEJORA A INFRAESTRUCTURA ELECTRICA PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

14.10

16 Jalisco

Convertir red aérea a subterránea SE AGZ 5255 SUR, Av. R. Michel, Mpio. de Guadalajara, Jalisco. (REF)

Línea MT 23 kV 2.5 km 1C-3F-4H-500 AL-DS, 2.8 km 1C-1F-2H 1/0 AL-DS, 2 km BT XLP 350

14.10


CONSTRUCCION DE SALIDAS DE 2 NUEVOS CIRCUITOS DE S.E. CANEK 0.64 KM

14.10

12 Centro Occidente OBRAS EN M.T. (ZONA PÁTZCUARO)

CONSTRUCCIÓN DE 9 KM DE LMT, CTO: CHC-4055 14.06


LINEA M.T. EN S.E. ETD CTO. 5030 C.C.P. 34.5KV-1C-3F-18.2 KMS. ACSR 266-PC (PERDIDAS ETD-4010)

13.95


IZAMAL SE PROPONE LA AMPLIACION DE LA BAHIA DE 34.5 KV DE LA S.E. IZAMAL II (IZL) PARA ALIMENTACION DEL CIRCUITO IZL 5030

13.95

88



7 Golfo Centro RECALIBRACIÓN DE CIRCUITOS (ZONA RIOVERDE)

LINEA DE MT EN RFG 4010 POZOS RECALIBRACION Y CONSTRUCCION DE 2.08 KM 13.8 KV 266 ACSR PC

13.89

20 Jalisco Mejora integral RD Ahuisculco, Mpio. de Tala, Jalisco (MIN)

Línea MT 23 kV, 1C, 3F-4H, 5.5 km SMA ACSR 1/0, 7 Tro´s con 300 kVA, recal 3.5 km en BT.

13.70

11 Golfo Centro CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES (ZONA VICTORIA)

CONSTRUCCIÓN DE SE REDUCTORA "LAS NORIAS" CON UN TRANSFORMADOR 5/6.25 MVA-115/34.5 KV-0/2 ALIMENTADORES (CONTINUACIÓN)

13.68


CONSTRUCCION 1C-6 KM-3F-4H-13.2KV- SA-ACSR 266 6 KM CTO. PPH04010 EN KANTUNILKIN, MUNICIPIO DE LAZARO CARDENAS, Q. ROO.

13.68


MEJORAS A SECTORES CONDUCCION PONIENTE AÑO 2015

13.40

14 Centro Occidente OBRAS EN M.T. (ZONA MANZANILLO)

CONSTRUCCIÓN DE 44.5 KM DE LMT, CTOS: CML-5120, CML-5130, LHT-4110, MLQ-4110, TAP-4110, TCS-4110 Y TCS-4130

13.28

27 Peninsular CREACIÓN DE NUEVAS ÁREAS MEJORAS A SECTORES DE BAJA TENSION EN EL AREA DE DISTRIBUCION VALLADOLID, EN LA POBLACION DE TEMOZON Y EKBALAM, YUCATAN

13.24

22 Jalisco Mejora M.T. SE AMK 5150 Pocitos, RD Ameca, Ameca Jalisco (MIN)

Recal calle Allende - Vallarta 23 kV, 1C, 3F-4H, 0.7 km SMA AAC 336.4-PC.

13.21

8 Jalisco Mejora Integral RD El Refugio, Mpio. de Tala, Jalisco (MIN)

Línea MT 23 kV,1C, 3F-4H, 1.01 km ACSR 1/0, 8 TRO con 265 KVA, recal 1.7 km en B.T.

13.20


REORDENAMIENTO AREA URBANA CD DE CULIACAN S.E. CUT,CUN Y TSR ETAPA V AÑO 2015

13.10

4 Valle México Norte

MEJORAS INTEGRALES EN BAJA TENSION

MEJORAS INTEGRALES EN AREAS EXISTENTES, CAMBIO DE CONDUCTOR DESNUDO POR MULTIPLE, ACOMETIDAS, CONECTORES

13.01


Reconfiguración de la red por entrada 2 NUEVOS ALIMENTADORES de SE Canek.- 13.8KV-1C-3F-H4-3KM-AAC 477-PC

12.80


TPS 4015, TXD 4050, TXD 4000, TXD 4030, TXD 4040 CCP-4 KM-3F-3H-ACSR 3/0-PC (PLAN RECTOR TUXTEPEC)

12.58

89




TPS - CCP-6.32 KM 3F-4H ACSR 266-PC, CCP SUBTERRANEO 2 KM 3F-4H AL- XLP 500 MCM-1/0 CU SALIDAS 3 CIRCUITOS SE TUXTEPEC TRES(PERDIDAS, TIU)

12.58


RECALIBRAR 8.0 KM DE LINEA EN EL CTO. LCH 4210 SAN FELIPE. E INTERCALADO DE POSTES DE CONCRETO, MUNICIPIO DE TIZIMIN, YUCATAN

12.56


CONSTRUCCION DE SALIDAS DE 2 NUEVOS CIRCUITOS DE LA S.E. PUERTO JUAREZ - SE CONSTRUIRAN 1.240 KM-13 KV - 4C -0.840 KM - XLP-500 CU- MT - 3 F - 4 H

12.50

6 Jalisco Mejora M.T. SE LRE-5125 Villacorona, Mpio. de Acatlán, Jalisco. (CHA)

Recalibración de 17.3 km LMT, 3F-4H 23 kV, 336,4 ACSR.

12.30


RECALIBRADO DEL CIRCUITO KOP 5040 CON CONDUCTOR 1C- 7.3 KM-3F-4H-13KV ACSR 266 TRAMO DE LA S.E. KOPTE HASTA LA CURVA ANTES DE MUXUPIP 2a ETAPA

12.30


CONSTRUCCION 1C-10 KM-3F-4H-33KV- SA-ACSR 266 CTO. PPH 5020, MUNICIPIO DE LAZARO CARDENAS, QUINTANA ROO

12.15


CONSTRUCCION 1C-3F-4H-33KV-11KM ACSR 266 ENLACE LAC 5030-XUL 5230

12.14

56 Oriente CREACION DE NUEVAS AREAS LINEA M.T. CREACION 100 NUEVAS AREAS (AREA POZA RICA 50, PAPANTLA 20, XICOTEPEC 15, LAZARO CARDENAS 5, ENTABLADERO 10) (PTA)

12.02

57 Oriente CREACION DE NUEVAS AREAS

AREA TUXTEPEC CREACION DE 25 NUEVAS AREAS 15 TRANSFORMADORES DE 15 KVA YT Y 10 TRANSFORMADORES DE 30 KVA 3F (TUXTEPEC CENTRO, COL. MA LUISA, COL. LAZARO CARDENAS) (PERDIDAS, IMU)

12.02


RECALIBRADO KOP-4040 KINI, RETIRANDO 1C-5KM-3F-4H-13KV ACSR-1/0 E INSTALANDO 1C-5KM-3F-4H-13KV AAC-477.

12.01

8 Golfo Centro RECALIBRACIÓN DE CIRCUITOS (ZONA SAN LUIS POTOSÍ)

RECALIBRACIÓN DE 2.8 KM 3F-4H-ACSR 266 KCM DEL CIRCUITO ABO04120

11.81

9 Golfo Centro RECALIBRACIÓN DE CIRCUITOS (ZONA SAN LUIS POTOSÍ)

RECALIBRACIÓN Y RELOCALIZACIÓN DE 11.055 KM 3F-4H-ACSR 266 KCM, DEL CIRCUITO VGO04130, TRAMO DEL SECCIONAMIENTO S0003 AL ENLACE CON CIRCUITO PÑS04130.

11.72

90



12 Golfo Centro

CONSTRUCCIÓN DE ENLACES ENTRE CIRCUITOS DE DIFERENTES SUBESTACIONES (ZONA MANTE)

CONSTRUCCIÓN DE 7.1 KM 3F-4H ACSR 3/0 AWG PARA ENLACE DE LOS CIRCUITOS MAN05260 Y MUL05320 EN CARR. MANTE - GONZÁLEZ, TRAMO DEL RCHO. "LA CHIJOLOSA" AL EJ. "TAMAHOLIPA"

11.60


Capacitores en año 2015,1500 kVAR 11.50

10 Golfo Centro AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES (ZONA TAMPICO)

SE TEXTILERA BCO.1, INSTALACIÓN DE TRANSFORMADOR 40 MVA - 115/34.5 KV - 0/4 ALIMENTADORES

11.49


TXD 4000, TXD 4040 RECALIBRACION 5.5 KM-3F-3H-ACSR 266-PC (PLAN RECTOR TUXTEPEC)

11.46

13 Jalisco Nuevo Cto. Parques SE AGZ , Mpio. de Guadalajara, Jalisco (REF)

Línea MT 23 kV 2.6 km 1C-3F-4H-500 AL-DS, 0.9 km 1C-1F-2H 1/0 AL-DS

11.20

15 Centro Occidente OBRAS EN M.T. (ZONA LÁZARO CÁRDENAS)

CONSTRUCCIÓN DE 6 KM DE LMT, CTO: CAY-4070 11.13

10 Jalisco

Mejora Integral RD Ahuacapan (Renovación 33 Áreas, red MT y BT), Mpio. de Autlán de Navarro, Jalisco. (COS)

Línea MT 23 kV-1C-3F 4H-15 km-266 y 1/0 ACSR-SA PC, 4.2 km Baja Tensión 3C-1N (1/0).

11.10


MEJORAS A SECTORES AGENCIA COSTA RICA AÑO 2015 11.10

18 Jalisco

Mejora Integral RD Mascota (Renovación 43 Áreas, red MT y BT), Mpio. de Mascota, Jalisco. (COS)

Línea MT 13 kV-1C-3F 4H-8 km-266 ACSR-SA PC,12.7 km Baja Tensión 3C-1N (3/0-1/0).

11.00

9 Norte

CONST. DE LÍNEA M.T. (REORDENAMIENTO DE CIRCUITOS CGU-4010 Y CGU-4020)

TRONCAL NUEVA 7.45 KM CONST. Y REFZO. 11.00


S.E-VIO-CTO.5540-RECALIBRACION BLVD. AGUSTIN OLACHEA FCO. I. MADERO Y GMO. PRIETO, CD. CONST. B.C.S. ENLACE CTOS. 5510-5540-VIO-L.P0.450 KM- 3F-3H- CABLE 477 ACSR/AS.

10.66


S.E VIO-CTO. 5550-VIO - SE RECALIBRAN 2+340 KM L.P. 3F-3H CABLE 477 ACSR/AS.

10.66

91



2 Valle México Norte RECALIBRACION DE CIRCUITOS

RECALIBRACION DE 135 KM EN CIRCUITOS DE MEDIA TENSION.

10.57

27 Jalisco Mejora integral RD Santa Cruz de Miramar, Mpio. de San Blas, Nayarit. (SGO)


10.30

25 Jalisco Mejora integral RD Puerta Palapares, Mpio. Santiago Ixcuintla, Nayarit (SGO)


10.20

21 Jalisco Mejora integral RD El Resbalón, Mpio. de Acaponeta, Nayarit. (SGO)


10.10

23 Jalisco Mejora integral RD El Tizate, Mpio. de Santiago Ixcuintla, Nayarit. (SGO)


10.10

24 Jalisco Mejora integral RD El Filo, Mpio. Tecuala, Nayarit. (SGO)


10.10


TPS 4035 CCP 4.22 KM-3F-4H-ACSR 266-PC (PLAN RECTOR TUXTEPEC)

6.56

programa de ampliación y modernización de las redes generales

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