Manual de Medición para Liquidaciones
C O N T E N I D O CAPÍTULO 1 Introducción... 1 1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado... 1 1.2 Propósito de este Manual... 1 1.3 Términos definidos... 2 1.4 Reglas de interpretación... 3 CAPÍTULO 2 Disposiciones generales... 4 2.1 Equipo de Medición... 4 2.2 Medidores... 4 2.3 Transformadores de instrumentos... 4 CAPÍTULO 3 Instalación, mantenimiento y calibración... 6 3.2 Instalación... 6 3.3 Mantenimiento... 6 3.4 Calibración... 7 3.5 Documentación de calibración... 7 CAPÍTULO 4 Verificación al Sistema de Medición... 8 4.1 Entidad verificadora... 8 4.2 Verificación... 8 4.3 Verificación inicial... 8 4.4 Verificación programada... 9 4.5 Verificación no programada... 9 4.6 Sellado... 9 CAPÍTULO 5 Requerimientos de información para liquidaciones... 11 5.1 Registros de medición... 11 5.2 Punto de entrega/recepción... 12 5.3 Centrales Eléctricas Legadas... 12 5.4 Central Externa Legada... 15 5.5 Centrales de Contratos de Interconexión Legados... 16 Página i
5.6 Centros de Carga... 16 5.7 Interconexión entre la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución... 17 5.8 Interconexión entre las RGD... 18 5.9 Interconexión con otro país... 19 5.10 Recepción de datos... 20 5.11 Huso horario... 20 CAPÍTULO 6 Tipos de medición... 21 6.1 Medición base... 21 6.2 Medición provisional... 21 6.3 Clasificación de los sistemas de medición... 21 6.4 Por su precisión... 22 6.5 Por el origen de la información... 22 6.6 Por la frecuencia de entrega de información... 22 6.7 Por la granularidad de la información... 22 CAPÍTULO 7 Validación y estimación de registros de medición... 23 7.1 Validación y estimación de registros de medición.... 23 7.2 Validación de registros de medición... 23 7.3 Estimación de registros de medición... 24 7.4 Criterios para determinar la energía en el punto de entrega/recepción.... 24 7.5 Central Eléctrica Legada... 24 7.6 Medición por unidad... 25 7.7 Medición por grupo de unidades... 27 7.8 Central Externa Legada y Centrales de Contratos de Interconexión Legados... 30 7.9 Centro de Carga de Usuario Calificado... 3132 7.10 Centro de Carga de Contratos de Interconexión Legados... 3233 7.11 Centro de Carga de Suministro Básico... 3435 7.12 Interconexión entre la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD)... 3738 7.13 Interconexión entre Redes Generales de Distribución... 3940 7.14 Interconexión con otro país... 4042 CAPÍTULO 8 Ciclos de integración de registros de medición... 4345 8.1 Ciclos de integración de registros de medición... 4345 Página ii
CAPÍTULO 9 Responsabilidades... 4547 9.1 CENACE... 4547 9.2 Transportistas y Distribuidores... 4547 9.3 Participantes del Mercado (Generadores y Entidades Responsables de Carga)... 4547 CAPÍTULO 10 Controversias... 4749 CAPÍTULO 11 Transitorios... 4850 Página iii
Manual de Medición para Liquidaciones CAPÍTULO 1 Introducción 1.1 Propósito de los Manuales de Prácticas del Mercado 1.1.1 Las Reglas del Mercado que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista se integran por las Bases del Mercado y las Disposiciones Operativas del Mercado. 1.1.2 Los Manuales de Prácticas del Mercado forman parte de las Disposiciones Operativas del Mercado y tienen por objeto desarrollar con mayor detalle los elementos de las Bases del Mercado Eléctrico y establecer los procedimientos, reglas, instrucciones, principios de cálculo, directrices y ejemplos a seguir para la administración, operación y planeación del Mercado Eléctrico Mayorista. 1.2 Propósito de este Manual 1.2.1 El presente Manual de medición para liquidaciones es el Manual de Prácticas de Mercado que describe las características de los sistemas de medición necesarios para registrar los intercambios de energía de los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores. También se describen los mecanismos de instalación, verificación y mantenimiento periódico de los sistemas de medición. 1.2.2 El objetivo es establecer las características de los sistemas de medición y los mecanismos de adquisición de información requeridos para el proceso de liquidación de las transacciones del Mercado Eléctrico Mayorista. 1.2.3 El contenido de este Manual desarrolla con mayor detalle la Base 16 de las Bases del Mercado Eléctrico. 1.2.4 Este Manual describe el proceso y los procedimientos utilizados por el CENACE, los Participantes del Mercado, los Transportistas y los Distribuidores para obtener los registros de medición válidos para el proceso de liquidación en el Mercado Eléctrico Mayorista. 1.2.5 Los registros de medición válidos para el proceso de liquidación se deben obtener de los medidores para liquidaciones y enviados al CENACE por los Transportistas, los Página 1
Distribuidores o por los Generadores representantes de las Centrales Eléctricas Legadas durante los primeros dos años contados a partir del inicio de operaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. Vencido el plazo anterior, todos los datos de los medidores serán transmitidos directamente al CENACE por los Transportistas o los Distribuidores, como lo establece el Manual de Prácticas de Mercado Requerimientos de TI. 1.2.6 En este Manual se encontrará información relacionada con: (a) (b) (c) (d) (e) Requisitos de los sitios (puntos) donde se deben instalar medidores para liquidación. Cómo el CENACE vigilará la instalación y operación de los medidores para liquidación. Cómo se deben transmitir al CENACE los datos de los medidores para liquidación. Los procedimientos del CENACE para validar los datos de los medidores para liquidación. Requisitos para la verificación, pruebas y mantenimiento de los sistemas de medición. 1.2.7 No están obligados a instalar medidores de respaldo aquellos Centros de Carga con suministro en media tensión y demandas de hasta el umbral determinado para ser considerado Usuario Calificado, que pertenecen a un mismo grupo de interés económico, que decidan agruparse a fin de alcanzar los niveles de consumo o demanda para incluirse como Usuario Calificado. 1.2.8 Los Centros de Carga con Generación Distribuida se sujetarán a las disposiciones que emita la Comisión Reguladora de Energía. No se les exigirá la instalación de medidores de respaldo, excepto cuando la demanda o tensión de suministro lo requieran. Comentario [CCE1]: Es importante precisar que no debe existir obligación de contar con dos medidores, ya que inclusive en otros instrumentos regulatorios se prevé que el medidor de respaldo es opción del usuario. 1.3 Términos definidos Para efectos del presente manual, además de las definiciones del artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, del artículo 2 de su Reglamento y de la Base 2 de las Bases del Mercado Eléctrico, se entenderá, en singular o plural, por: 1.3.1 Medidor para liquidación- Medidor principal utilizado para el proceso de liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista. 1.3.2 Barra de Carga: Conductor eléctrico rígido o flexible, ubicado en una subestación con la finalidad de servir como conector al que se pueden conectar directamente uno o más alimentadores. 1.3.3 Alimentador: Conductor eléctrico flexible, procedente de una Barra de Carga y que se extiende en la red (RNT o RGD) con la finalidad de servir como distribuidor de energía al que se pueden conectar directamente los Centros de Carga. Página 2
1.4 Reglas de interpretación 1.4.1 Los términos definidos a que hace referencia la disposición 1.3 se podrán utilizar en plural o singular sin alterar su significado siempre y cuando el contexto así lo permita. 1.4.2 En caso de que exista alguna contradicción o inconsistencia entre lo previsto en este Manual y lo previsto en las Bases del Mercado, prevalecerá lo establecido en las Bases del Mercado. 1.4.3 Salvo que expresamente se indique otra cosa, las referencias a capítulos, secciones, disposiciones, incisos, subincisos, apartados o numerales, deberán entenderse realizadas a los capítulos, secciones, disposiciones, incisos, subincisos, apartados o numerales correspondientes de este Manual. Página 3
CAPÍTULO 2 Disposiciones generales 2.1 Equipo de Medición 2.1.1 Los medidores para liquidación de energía eléctrica y los transformadores de instrumento destinados al proceso de liquidaciones deben ser instalados en el Punto de Interconexión/Conexión y los puntos de intercambio de energía entre las redes de los Transportistas y Distribuidores. 2.2 Medidores 2.2.1 Los medidores deben contar con un certificado de un laboratorio para demostrar la conformidad del producto. Mientras no exista una norma oficial mexicana que establezca las características específicas para medidores con calidad para liquidación, los medidores deben cumplir las características técnicas establecidas en la especificación de Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos (CFE G0000-48). Comentario [CCE2]: Definir que debe ser un laboratorio certificado como LAPEM. 2.2.2 En todos aquellos puntos referidos en la sección 5.2, donde no se cuente con medidores con las características establecidas en la especificación de Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos a la entrada del Mercado Eléctrico Mayorista, los responsables de la medición dispondrán de un plazo no mayor a dos años deben cumplir con las características técnicas requeridas, en cumplimiento a lo establecido en 16.3.11 (b) de las Bases del Mercado Eléctrico. 2.3 Transformadores de instrumentos 2.3.1 Los transformadores de instrumento deben cumplir con la norma oficial mexicana aplicable. Mientras no exista una norma oficial mexicana aplicable, los transformadores de instrumento asociados a los equipos de medición para liquidaciones, deben cumplir con las características técnicas establecidas en las especificaciones de Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13.8 kv a 400 kv (NRF-026-CFE) y Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones Nominales de 0.6 kv a 400 kv (NRF-027-CFE). 2.3.2 En todos aquellos puntos referidos en la sección 6.2, donde los transformadores de instrumentos no cumplen con las características establecidas en las especificaciones de Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13.8 kv a 400 kv y Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones Nominales de 0.6 kv a 400 kv a la entrada del Mercado Eléctrico Mayorista, los responsables de la medición dispondrán de un plazo no mayor a dos años deben cumplir con las características técnicas requeridas, en cumplimiento de lo establecido Página 4
en la Base 16 Sistemas de Medición, sección 16.3.11 (b) de las Bases del Mercado Eléctrico. Página 5
CAPÍTULO 3 Instalación, mantenimiento y calibración 3.1.1 Para los trabajos de mantenimiento y verificación de los sistemas de medición, los Participantes del Mercado, los Transportistas y Distribuidores deben cumplir con las disposiciones de la Base 6 para garantizar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. 3.2 Instalación 3.2.1 Corresponde al Participante del Mercado en coordinación con el Transportista o el Distribuidor, efectuar la instalación y modificación del equipo de medición y los periféricos y suministros que requiera, así como proveer las señales de voltaje y corriente requeridas para el funcionamiento del equipo de medición, gabinetes para protección de los equipos de medición, instalación de cables (extensiones) adecuados con pantallas de tierra para comunicación entre el medidor de energía eléctrica y el equipo de comunicación. 3.2.2 El Participante de Mercado debe cubrir los costos de la adquisición de los equipos e insumos necesarios para los trabajos relacionados con la supervisión, programación, calibración y pruebas efectuadas al equipo de medición además de las pruebas de comunicación remota efectuadas con los medidores de energía eléctrica de las Unidades de Central Eléctrica y de los Centros de Carga. 3.3 Mantenimiento 3.3.1 El responsable del sistema de medición debe mantener las instalaciones de medición de tal forma que en todo momento cumplan con las características descritas en este Manual. 3.3.2 Los mantenimientos necesarios de los sistemas de medición deben ser notificados al CENACE antes de su ejecución, en las Reglas de Mercado y en el Código de Red se definirán los mecanismos y los plazos para la presentación de estas solicitudes ante el CENACE. 3.3.3 Es posible que se requiera una verificación de las instalaciones de la medición después de ejecutarse el mantenimiento. 3.3.4 Durante el periodo del mantenimiento del medidor principal el CENACE debe tomar las previsiones necesarias para utilizar el medidor de respaldo o en su caso, algún método de estimación de datos en la medición. 3.3.5 Cuando ocurra una falla que afecte al medidor principal y al de respaldo, el propietario del medidor debe asegurar que el medidor esté funcionando y operando en un plazo Página 6
no mayor de 12 horas a partir del momento de haberse descubierto la falla y a decisión del CENACE se puede reducir a 6 horas. 3.3.6 Cuando falle el medidor principal pero exista medición de respaldo, el medidor principal (Mp) debe estar funcionando en un plazo no mayor de 30 días naturales o en una fecha acordada entre ambas partes. 3.3.7 No se permite la reparación de medidores de estado sólido. 3.3.8 Se debe dar aviso al CENACE sobre la puesta en servicio del medidor después de terminarse el periodo de mantenimiento. 3.4 Calibración 3.4.1 El proceso de calibración se realizará al medidor principal y al de respaldo, en periodos no mayores a un año, de acuerdo a lo establecido en 16.2.2 de las Bases del Mercado Eléctrico. 3.4.2 Se deben comparar los equipos de medición contra un medidor patrón con trazabilidad hacia patrones nacionales. 3.5 Documentación de calibración 3.5.1 El Participante del Mercado, el Transportista o los Distribuidores deben conservar los informes de los resultados de la calibración durante el periodo que la Comisión Reguladora de Energía determine. 3.5.2 Cada vez que se realice una verificación, el Participante del Mercado, el Transportista o los Distribuidores deben proporcionar al CENACE copia de los reportes de calibración de todos los medidores asociados. Página 7
CAPÍTULO 4 Verificación al Sistema de Medición 4.1 Entidad verificadora 4.1.1 La entidad verificadora debe ser una Unidad de Verificación acreditada y aprobada. 4.1.2 Hasta en tanto no haya suficientes Unidades de Verificación acreditadas y aprobadas en las diversas regiones del país, la verificación la podrá realizar un laboratorio acreditado, situación que determinará la autoridad competente. 4.2 Verificación Comentario [CCE3]: Importante precisar que se entiende por laboratorio acreditado y quién es la autoridad competente 4.2.1 Toda verificación debe cubrir, cuando aplique, los siguientes puntos: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) Diagramas y documentación. Ubicación de los medidores y componentes. Datos de placa de los transformadores de instrumentos. Ingreso de límites de calibración del medidor. Componentes relacionados al medidor, sellos y seguro. Prueba de burden. Constantes de medición aplicadas. Comunicaciones. Calibración. Prueba de correspondencia de fases. 4.3 Verificación inicial 4.3.1 La verificación inicial se realiza cuando los equipos de medición son instalados por primera vez en instalaciones que participen en el Mercado Eléctrico Mayorista. En este caso, se debe disponer de las pruebas en fábrica y/o laboratorio del equipo primario y la calibración de los medidores. Los costos que implique esta verificación estarán a cargo del Participante del Mercado, mismo que seleccionará a una entidad verificadora para efectuar la verificación. Este proceso debe ser notificado al CENACE, con al menos 48 horas de anticipación al momento en que se quiera hacer la verificación inicial. Página 8
4.4 Verificación programada 4.4.1 Los equipos de medición son objeto de verificaciones periódicas, con posterioridad a su instalación y registro inicial en los sistemas de información del CENACE, quien determinará un plan anual de verificación de los medidores y lo hará del conocimiento de todos los Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista para su observancia y ejecución. La verificación debe realizarse al menos una vez al año. 4.4.2 El CENACE coordinará con el responsable del sistema de medición, la realización de la verificación y la recordará al Participante del Mercado con una anticipación no menor a 10 días hábiles al día programado para realizar la verificación. 4.4.3 Una vez finalizada la verificación, la entidad verificadora debe informar al CENACE y al Participante del Mercado el resultado de la verificación. Si el resultado cumple con las características establecidas en este Manual, el registro del sistema de medición continúa vigente. 4.4.4 En caso de no cumplir, el responsable del sistema de medición debe realizar las acciones correctivas en un periodo no mayor a 30 días naturales a partir del momento de haberse informado al CENACE el resultado de la verificación. 4.4.5 Si pasados los 30 días naturales no se han ejecutado las acciones correctivas, el CENACE notificará un nuevo plazo para que se realicen las acciones correctivas. De no hacerlo en el plazo fijado se considerará como un incumplimiento reiterado de conformidad con la BASE 19 Incumplimientos y solución de controversias. Comentario [CCE4]: Qué sucede con la medición en estos casos? 4.5 Verificación no programada 4.5.1 Se procederá con esta verificación del sistema de medición por instrucción del CENACE o a petición de cualquiera de las partes, cuando se presuma que hay inconsistencias o errores en la información recibida del sistema de medición. 4.5.2 Esta verificación tendrá el mismo alcance y tratamiento que la verificación programada. 4.5.3 El CENACE coordinará con el Participante del Mercado, con el Transportista y con los Distribuidores involucrados, la realización de la verificación no programada, notificándoles con una anticipación no menor a 5 días hábiles. 4.5.4 Los equipos de medición deben ser nuevamente verificados cuando por cualquier causa se violen los sellos de seguridad. Cuando en la validación de los registros de medición conforme a los criterios mencionados en la sección 7.2 del presente Manual se detecten fallas constantes o imprecisiones en los registros, el CENACE podrá solicitar una verificación no programada. 4.6 Sellado 4.6.1 Una vez que la verificación de los sistemas de medición haya concluido con resultados satisfactorios, se procederá al sellado de los equipos, con la asignación de la Página 9
numeración correspondiente, tanto del equipo primario como de los medidores que hayan sido manipulados. 4.6.2 En tanto la Comisión Reguladora de Energía no establezca otra cosa, la unidad verificadora asignada debe realizar el sellado de los equipos y mantener actualizado el registro de los sellos utilizados en los puntos de medición. 4.6.3 El Transportista y los Distribuidores son los encargados de la adquisición y control de los sellos utilizados para garantizar la integridad de los equipos en los puntos de medición de su ámbito. Página 10
CAPÍTULO 5 Requerimientos de información para liquidaciones 5.1 Registros de medición 5.1.1 Los registros de medición para el proceso de liquidaciones deben obtenerse de medidores que cumplan con las características de la especificación de Medidores Multifunción para Sistemas Eléctricos de este Manual. 5.1.2 El uso de datos del sistema SCADA para el proceso de liquidaciones únicamente se hará en caso de no contar con información proveniente de los medidores para liquidación. 5.1.3 La unidad de medida para la energía activa del proceso de liquidación es kilowatt hora. y para la energía reactiva es el kilovar hora. 5.1.4 Para cumplir con lo establecido en el Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos, se deben obtener de los Centros de Carga de Usuarios Calificados Participantes del Mercado los registros de medición de la energía reactiva de la hora entre las 00:00 y la 1:00 (HT1) del día primero de cada mes, hasta la hora entre las 23:00 y las 24:00 (HT24) del día último del mismo mes. Para el proceso de liquidación de la energía reactiva se aplicarán las tarifas reguladas determinadas por la CRE para los servicios fuera de Mercado Eléctrico Mayorista. Las tarifas reguladas establecerán los precios unitarios y las fórmulas para la asignación a diferentes Participantes del Mercado. Comentario [CCE5]: Bajo qué condiciones de transparencia se opera el SCADA. La información debe ser visible y disponible a todos los involucrados. Comentario [CCE6]: Aclarar qué sucede entre la primera y la última hora del mes. Por qué la frontera no es determinada en un punto del día (en lugar de un rango)? 5.1.5 Para la ejecución del proceso de Liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista, se requiere la medición de energía de: Generación de Unidades de Central Eléctrica Generación Indirectamente Modelada Centros de Carga Cargas Energía entregada por las Centrales Eléctricas propiedad de la CFE (Centrales Eléctricas Legadas), Centrales Eléctricas de los Productores Independientes de Energía (Centrales Externas Legadas), Centrales Eléctricas con contratos de Autoabastecimiento y Cogeneración (Contratos de Interconexión Legados), y Centrales eléctricas participantes del Mercado Eléctrico Mayorista interconectadas en alta tensión. Energía entregada por las Centrales Eléctricas propiedad de la CFE,y Centrales Eléctricas de Contratos de Interconexión Legados (Autoabastecedores y Cogeneradores) y Centrales Eléctricas representadas por Generadores Participantes del Mercado Eléctrico Mayorista, interconectadas en media y baja tensión. Energía entregada a las cargas conectadas en niveles alta tensión, incluyendo la energía entregada a Centrales Eléctricas. Energía entregada a las cargas conectadas en niveles de media y baja tensión, Página 11
Indirectamente Modeladas Interconexiones con otros países Intercambio entre Transportistas Intercambio entre Transportistas y Distribuidores Intercambio entre Distribuidores en donde se contemplan tanto cargas de Usuarios Calificados, Contratos de Interconexión Legados, Suministro Básico y energía entregada a Centrales Eléctricas. Energía entregada y recibida de las interconexiones con sistemas eléctricos de Estados Unidos de América, Guatemala y Belice. Energía entregada y recibida en las fronteras establecidas entre Empresas de Transporte. Es la energía entregada y recibida en las fronteras establecidas entre Empresas de Transporte y Empresas de Distribución. Se refiere a la energía entregada y recibida en las fronteras establecidas entre Empresas de Distribución. 5.2 Punto de entrega/recepción 5.2.1 Se considera como punto de entrega/recepción el lugar concreto del Sistema Eléctrico Nacional donde se interconectan o conectan instalaciones correspondientes a Centrales Eléctricas, Centros de Carga, Red Nacional de Transmisión (RNT) y Redes Generales de Distribución (RGD).. 5.2.2 A continuación se describen los diferentes puntos de entrega/recepción: (a) (b) (c) (d) (e) Puntos de interconexión de Centrales Eléctricas con la RNT o RGD. Puntos de conexión de Centros de Carga con la RNT o las RGD. Puntos de interconexión de la RNT con las RGD. Puntos de interconexión entre las RGD. Puntos de interconexión con otros países. 5.2.3 En esta sección se presenta la ubicación física que se considera como punto de entrega/recepción de energía, aclarando que para los escenarios de centrales eléctricas descritos en las secciones 5.3 y 5.4 se cubren los esquemas de medición que están instalados actualmente en las centrales eléctricas legadas. Para las nuevas centrales los puntos de entrega y recepción quedarán descritos en sus contratos de interconexión, los cuales pueden ser igual a los escenarios siguientes: 5.3 Centrales Eléctricas Legadas 5.3.1 El punto entrega/recepción de las Centrales Eléctricas Legadas está definido en el lado de alta del Transformador Principal de la Unidad Generadora o Grupo de Unidades Generadoras (cuando comparte Transformador Principal) que entregan a la RNT o RGD Página 12
y en el alimentador que lo interconecta a una RGD y entrega en el mismo nivel de tensión. 5.3.2 A continuación se presenta la ubicación de los puntos de entrega/ recepción en Centrales Eléctricas Legadas: (a) Escenario 1.- La Central Eléctrica entrega energía a la RNT o RGD a través de un transformador y recibe energía de la misma red a través de un transformador diferente. El punto de entrega se considera como Generador y el punto de recepción como Centro de Carga. (b) Escenario 2.- Es una variante del Escenario 1, en donde un grupo de unidades generadoras entregan energía a la RNT o RGD a través de un transformador por unidad y recibe energía de la misma red a través de un transformador. Los puntos de entrega se consideran como Generador y el punto de recepción como Centro de Carga. (c) Escenario 3.- La Unidad Generadora entrega y recibe energía para servicios propios a la RNT o RGD a través del mismo transformador. El punto de entrega/recepción se considera como Unidad Generadora y Centro de Carga, dependiendo del flujo de la energía. Página 13
(d) Escenario 4.- La Central Eléctrica entrega energía de un grupo de unidades generadoras a la RNT o RGD a través de un transformador por unidad y recibe energía de una red diferente a través de un solo transformador. Los puntos de entrega se consideran como Generador y el punto de recepción como Centro de Carga. (e) Escenario 5.- La Central Eléctrica entrega energía de un grupo de unidades generadoras a la RNT o RGD a través de un transformador y recibe energía de una red diferente. El punto de entrega se considera como Generador y el punto de recepción como Centro de Carga. (f) Escenario 6.- La Central Eléctrica entrega y recibe energía de un grupo de unidades generadoras a la RNT o RGD a través de un transformador. El punto de Página 14
entrega/recepción se considera como Generador y Centro de Carga, dependiendo del flujo de la energía. (g) Escenario 7.- La Central Eléctrica entrega energía de un grupo de unidades generadoras a la RNT o RGD en dos subestaciones a través de un alimentador compartido y recibe energía de la red a través del mismo alimentador compartido. Los puntos de entrega se consideran como Generador y el punto de recepción como Centro de Carga. 5.4 Central Externa Legada 5.4.1 El punto entrega/recepción de las Centrales Externas Legadas está definido en las líneas de interconexión con la subestación de la RNT y/o RGD. 5.4.2 A continuación se presenta la ubicación de los puntos de entrega/ recepción en Central Externa Legada: Página 15
5.5 Centrales de Contratos de Interconexión Legados 5.5.1 El punto entrega/recepción de las Centrales de Contratos de Interconexión Legados está definido en las líneas de interconexión con la subestación de la RNT y/o RGD. 5.5.2 A continuación se presenta la ubicación de los puntos de entrega/ recepción en Centrales de Contratos de Interconexión Legados: 5.6 Centros de Carga 5.6.1 El punto de recepción para los centros de carga es el punto de conexión con la RNT o RGD está definido de acuerdo al nivel de tensión al que está conectado. Para centros de carga en niveles de Alta Tensión, Media Tensión y Baja Tensión son: Página 16
5.7 Interconexión entre la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución 5.7.1 Los puntos entrega/recepción de los intercambios de energía entre la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución se establecen en las fronteras operativas que están formalizadas. Si en el futuro éstas cambian, se deben definir nuevos puntos de entrega/recepción. 5.7.2 Se presenta la ubicación de los puntos de entrega/ recepción en subestaciones de la RNT y las RGD: (a) Escenario 1.- La energía fluye exclusivamente de la Red Nacional de Transmisión a una Red General de Distribución. El punto de entrega se establece en el lado de baja tensión del transformador en la subestación de Transmisión. (b) Escenario 2.- La energía fluye de la Red Nacional de Transmisión a una Red General de Distribución o de una Red General de Distribución a la Red Nacional de Transmisión. El punto de entrega/recepción se establece en el lado de baja tensión del transformador en la subestación de Transmisión y es el mismo punto, sin importar el sentido del flujo de energía. Página 17
5.8 Interconexión entre las RGD 5.8.1 Los puntos entrega/recepción de los intercambios de energía entre Redes Generales de Distribución se establecen en las fronteras operativas que están formalizadas. Si en el futuro éstas cambian, se deben definir nuevos puntos de entrega/recepción. (a) Escenario 1.- La energía fluye por un solo alimentador de la subestación de la RGD A hacia la subestación de la RGD B en una sola dirección. El punto de entrega se establece en el lado de envío. (b) Escenario 2.- La energía fluye por un solo alimentador de la subestación de la RGD A hacia la subestación de la RGD B en ambas direcciones. El punto de entrega se establece en ambas subestaciones. Página 18
(c) Escenario 3.- La energía fluye por dos o más alimentadores de la subestación de la RGD A hacia la subestación de la RGD B. El punto de entrega se establece en ambas subestaciones 5.9 Interconexión con otro país 5.9.1 Los puntos entrega/recepción de los intercambios de energía de la Red del Sistema Eléctrico Nacional con Sistemas Eléctricos de otros países se establecen de común acuerdo con los participantes de la interconexión del otro país. 5.9.2 Pueden existir una o varias líneas de transmisión entre la subestación del Sistema Eléctrico de otro país y el Sistema Eléctrico Nacional. Página 19
5.10 Recepción de datos 5.10.1 El proceso de recepción de datos de medición se realizará en los periodos que se especifican en el Capítulo 8 Ciclos de integración de registros de medición a través de los mecanismos y horarios establecidos en este Manual. Los datos a recibir son el perfil de la energía (entregada/recibida) del día de operación, integrada en periodos de 5 minutos. 5.11 Huso horario 5.11.1 La información de medición debe estar con huso horario estándar, lo que significa que no se tendrá que reflejar el cambio de horario de verano. 5.11.2 El huso horario para el esquema de medición se determinará por sistema al que pertenezca la instalación asociada, quedando de la siguiente manera: Sistema Huso horario UTC Sistema Interconectado Tiempo del Centro - 6 Sistema Baja California Sur Tiempo del Noroeste - 7 Sistema Baja California Tiempo del Pacífico - 8 Página 20
CAPÍTULO 6 Tipos de medición 6.1 Medición base 6.1.1 Se considera medición base a los registros válidos de los perfiles cincominutales de medición obtenidos por conexión directa (local o remota) al medidor principal o de respaldo. 6.2 Medición provisional 6.2.1 La medición se considera provisional por falta de registros de medición base. 6.2.2 La medición provisional son los registros válidos de los perfiles cincominutales obtenidos de forma local o remota de equipos de medición que no cumplen los requisitos en cuanto a esquema de medición y/o no se encuentran en un punto de entrega/recepción formalizado. Los factores de ajuste o consideraciones que corresponda aplicar en estos casos, serán establecidos por el CENACE. 6.2.3 Estos registros pueden ser sustituidos posteriormente por registros obtenidos de equipos de medición que cumplen con los requisitos para liquidación establecidos en este Manual. 6.2.4 Esta medición es utilizada en el proceso de liquidación para la elaboración de los estados de cuenta y debe ser sustituida en las etapas de reliquidación conforme a los tiempos señalados en el Capítulo 8. 6.2.5 En caso de que los registros de medición provisional no puedan ser sustituidos por los registros de medición base, estos registros serán considerados medición base. 6.2.6 Medición estimada son los registros de medición, obtenidos a partir de equipos o cálculos realizados con información que no se encuentran en el punto de entrega/recepción formalizado. 6.2.7 La estimación utilizada para la elaboración de los estados de cuenta, en principio será provisional y pasará a ser base para las liquidaciones cuando no se cuente con medición base en periodos posteriores. 6.3 Clasificación de los sistemas de medición 6.3.1 Los sistemas de medición disponibles en cada punto de entrega/recepción se clasifican de la siguiente manera: Página 21
6.4 Por su precisión C a C b C c El sistema de medición (medidor y transformadores de instrumento) cumple con las características de precisión para sistemas con calidad de liquidación. En el sistema de medición, el medidor cumple con las características de precisión para un medidor con calidad de liquidación, pero los transformadores de instrumentos no. En el sistema de medición, el medidor no cumple con las características de precisión para un medidor con calidad de liquidaciones. 6.5 Por el origen de la información M p M r M c Medidor principal en el punto entrega/recepción. Medidor de respaldo en el punto entrega/recepción. Medidor complementario. Es cualquier otro medidor que no esté en el punto de entrega/recepción, pero que se encuentre en el siguiente elemento conectado (transformador o línea) o que provenga de otro sistema (ejemplo: SCADA). 6.6 Por la frecuencia de entrega de información R d R s R q R m Sistema de medición del que se obtiene información diariamente (1 o 2 días). Sistema de medición del que se obtiene información semanalmente (3 a 7 días). Sistema de medición del que se obtiene información quincenalmente (8 a 15 días). Sistema de medición que se obtiene información mensualmente (16 a 30/31 días). 6.7 Por la granularidad de la información P 5 P h P d Medición de energía integrada cada 5 minutos (cincominutales). Medición de energía integrada cada hora (horarios). Medición de energía integrada cada día (diarios). Página 22
CAPÍTULO 7 Validación y estimación de registros de medición 7.1 Validación y estimación de registros de medición. 7.1.1 Cada punto de entrega/recepción podrá tener asociadas distintas fuentes de información, en función de su modo de obtención (lectura remota, lectura local, lectura visual o estimación), procedencia (Transportista, Distribuidores o Participantes), integridad, validación y fecha de obtención para los períodos de integración definidos en los Manuales de Prácticas del Mercado. 7.1.2 La medición puede estar afectada por coeficientes correctores de imprecisión. Dichos coeficientes se aplicarán a los distintos puntos de medición por imprecisiones causadas por la ubicación de los medidores (cuando no se encuentren en el punto de entrega/recepción) o por la utilización de equipos de medición que no cumplan los requisitos establecidos en los Manuales de Prácticas del Mercado. 7.1.3 La información utilizada en el proceso de liquidación del Mercado Eléctrico Mayorista será aquella asociada al punto de entrega/recepción y será obtenida mediante la aplicación del procedimiento de validación y estimación establecido en esta sección. 7.2 Validación de registros de medición 7.2.1 Todo el proceso necesario para asegurar que los registros de medición sean válidos y consistentes debe llevarse a cabo antes del ciclo de liquidaciones descrito en la Base 17 Liquidación, facturación y pago de las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista. 7.2.2 Se considera que un registro de medición no es válido si: (a) (b) (c) (d) No existe información.- Por fallas en el esquema de medición, no existen registros de energía. Valor nulo.- Por cualquier circunstancia se reciban registros de medición con valores nulos o inexistentes. Valores repetidos en dos o más registros consecutivos. Valor fuera de rango.- La energía activa para el proceso de liquidación está fuera de valores considerados como normales, de acuerdo con los siguientes criterios: Punto de entrega/recepción Unidad generadora Criterio Para las unidades con capacidad mayor o igual a 10 MW, se considera un valor fuera de rango una producción de Observaciones Página 23
energía arriba del 20% de su operación a plena capacidad. Para unidades con capacidad menor a 10 MW, se considera valor fuera de rango una producción de energía arriba del 50% de su operación a plena capacidad. Carga Intercambio de energía 20% de consumo de energía arriba del máximo histórico, para un mismo periodo. 20% del valor de intercambio de energía fuera del mínimo y máximo históricos, para un mismo periodo. 7.3 Estimación de registros de medición 7.3.1 La estimación de los registros de medición consiste en determinar un valor a partir de datos obtenidos de otros sistemas o registros históricos. Este proceso se realiza cuando los registros de medición base no existen, por lo que se pueden considerar otras fuentes de registración, entre ellas, la de los medidores complementarios cuando estén disponibles. 7.4 Criterios para determinar la energía en el punto de entrega/recepción. 7.4.1 La información de medición de energía en el punto de entrega/recepción o en otro punto se utiliza para determinar la cantidad de energía entregada o recibida por las partes involucradas. 7.4.2 En esta sección se establecerán los criterios para determinar la energía entregada y/o recibida en cada uno de los puntos de entrega/recepción formalizados en el Mercado Eléctrico Mayorista. 7.4.3 Se consideran los registros válidos de los medidores principal y de respaldo para determinar la energía entregada y/o recibida en el punto de entrega/recepción y sólo que no se tengan, se aplican los siguientes criterios. 7.4.4 En los criterios para estimación, donde se establece que se utilice el mismo día de la semana anterior, puede darse el caso que el mismo día de la semana anterior, haya sido día festivo o de cambio de horario, en estos casos se deberá pasar al siguiente criterio, de acuerdo al orden de prelación establecido. 7.5 Central Eléctrica Legada 7.5.1 Se presentan los diferentes esquemas de medición en Centrales Eléctricas Legadas, y se establecen los criterios para determinar la energía entregada y/o recibida a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de Distribución. Página 24
7.5.2 Sólo para el caso de Centrales Eléctricas Legadas se puede usar como medidor complementario (Mc) el que se tiene instalado a la salida de la unidad. 7.6 Medición por unidad 7.6.1 El punto de entrega/recepción se establece para cada una de las unidades generadoras pertenecientes a la Central Eléctrica. 7.6.2 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. 7.6.3 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida a la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) (c) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válida o no contar con registros del medidor principal, tomar los registros del medidor de respaldo (Mr) válidos. En caso de no ser válida o no contar con registros del medidor de respaldo, tomar los registros del medidor complementario (Mc) válidos. Para tomar los registros del medidor complementario se establece el siguiente orden de prioridad: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) M c /C a /P 5 /R d M c /C b /P 5 /R d M c /C c /P 5 /R d M c /C a /P h /R d M c /C b /P h /R d M c /C c /P h /R d (d) Para determinar la energía entregada y/o recibida utilizando un medidor complementario, es necesario aplicar un porcentaje de pérdidas de transformación, de acuerdo con los siguientes criterios: Página 25
(i) 2% de pérdidas para la energía entregada a la RNT o RGD. EE = kwhe (1 0. 02) Donde: EE kwhe (ii) = energía entregada = energía entregada a la RNT o RGD (Wh+) 2% de pérdidas para la energía recibida de la RNT o RGD. ER = kwhr (1 + 0. 02) Donde: ER kwhr = energía recibida = energía recibida de la RNT o RGD (Wh-) (e) En caso de no obtener datos válidos de acuerdo con los criterios del inciso c), tomar los registros históricos de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (f) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, ésta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.6.4 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. Página 26
7.7 Medición por grupo de unidades 7.7.1 El punto de entrega/recepción se puede establecer para dos o más Unidades de Central Generadora pertenecientes a una misma Central Eléctrica, por lo que existirá un solo valor de energía entregada y un solo valor de energía recibida. 7.7.2 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. 7.7.3 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida a la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) (c) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válida o no contar con registros del medidor principal, tomar los registros del medidor de respaldo (Mr) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición de respaldo, tomar los registros de un medidor complementario (M c ) que integre la energía del grupo de unidades o los medidores complementarios (M c1, M c2, M c3 M cn,) de cada una de las unidades generadoras, y posteriormente validarlos. Para tomar los registros de los medidores complementarios, se establecen el siguiente orden de prioridad para cada uno de los puntos de medición: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Mc/Ca/P5/Rd Mc/Cb/P5/Rd Mc/Cc/P5/Rd Mc/Ca/Ph/Rd Mc/Cb/Ph/Rd Mc/Cc/Ph/R d 7.7.4 Para poder establecer la energía en el punto de entrega/recepción es necesario contar con un medidor complementario que integre la energía del grupo de unidades generadoras o la totalidad de los medidores complementarios de cada unidad Página 27
generadora; en caso que lo anterior no se cumpla, se procede a aplicar el criterio descrito en el inciso e) de esta sección. (a) Para determinar la energía entregada y/o recibida utilizando dos o más medidores complementarios, es necesario aplicar un porcentaje de pérdidas de transformación de acuerdo con los siguientes criterios: (i) 2% de pérdidas para la energía entregada a la RNT o RGD. Un medidor complementario Donde: EE = kwhe (1 0. 02) EE kwhe = energía entregada = energía entregada a la RNT o RGD (Wh+) Dos o más medidores complementarios n EE = (kwhe i (1 0. 02)) i=1 o i=1 Donde: n EE = (kwhe i ) ( 1 0. 02) EE = la energía entregada kwhe i = energía entregada a la RNT o RGD (Wh+) por la unidad generadora i. (ii) 2% de pérdidas para la energía recibida de la RNT o RGD. Un medidor complementario Donde: ER = kwhe (1 + 0. 02) ER kwhe = energía recibida = energía recibida de la RNT o RGD (Wh-) Página 28
Dos o más medidores complementarios n ER = (kwhe i (1 + 0. 02)) i=1 o n i=1 Donde: ER = (kwhe i ) ( 1 + 0. 02) ER = energía recibida kwhs i = energía recibida de la RNT o RGD (Wh-) para la unidad generadora i. (b) En caso de no obtener datos válidos de acuerdo con los criterios del inciso anterior, tomar los registros históricos del punto de entrega/recepción, de acuerdo al orden de prelación siguiente: (a) (b) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (c) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, esta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.7.5 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. Página 29
7.8 Central Externa Legada y Centrales de Contratos de Interconexión Legados 7.8.1 El punto de entrega/recepción está establecido en las líneas que conectan la subestación de la Central Eléctrica y la subestación de la RNT o RGD. 7.8.2 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. 7.8.3 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida a la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) (c) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición del medidor principal, tomar los registros del medidor de respaldo (Mr) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición de respaldo, se toman los registros históricos del punto de entrega/recepción, de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) (iii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. Mismo día del año anterior. (d) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, ésta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.8.4 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. Comentario [CCE7]: Quién es el responsable de recolectar la información en la Base de atos? Página 30
7.9 Centro de Carga de Usuario Calificado 7.9.1 El punto de recepción para las cargas de Suministro Calificado se establece en las líneas que conectan la subestación de la RNT o RGD a la instalación del Centro de Carga. 7.9.2 Los criterios de asignación de información para determinar la energía recibida por la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) (c) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición del medidor principal, tomar los registros del medidor de respaldo (Mr) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición de respaldo, se toman los registros históricos del punto de recepción, de acuerdo al orden de prelación siguiente: Página 31
(i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (d) Una vez determinada la energía en el punto entrega, ésta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de recepción. 7.9.3 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. 7.10 Centro de Carga de Contratos de Interconexión Legados 7.10.1 El punto de recepción para las cargas de CIL se establecerá en las líneas que conectan la subestación de la RNT o RGD a la instalación del cliente. 7.10.2 Este tipo de centro de carga tiene la particularidad que por el mismo punto de recepción se recibe energía en modalidad de abastecimiento propio (Autoabastecedor y Cogenerador), y además se puede recibir energía en la modalidad de Suministro Básico. Para determinar la cantidad de energía en modalidad de abastecimiento propio (porteo) y Suministro Básico, se requiere realizar la segregación de la energía en el punto de entrega de acuerdo con la Tabla de Información Básica (tabla IB) que forma parte del anexo F de los CIL. 7.10.3 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. Página 32
7.10.4 Los criterios de asignación de información para determinar la energía recibida por la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) (c) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) y si éstos constituyen una medición válida. En caso de no ser válida o no contar con medición del medidor principal, tomar los registros del medidor de respaldo (Mr) y validarla. En caso de no ser válida o no contar con medición de respaldo, se toman los registros históricos del punto de recepción, de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (d) (e) El Generador de Intermediación debe realizar la segregación de la energía en el punto de entrega de acuerdo con la Tabla de Información Básica (tabla IB) que forma parte del anexo F de los CIL, y enviarla al CENACE al día siguiente de operación. En caso de no contar con la segregación de energía conforme a lo señalado en el Anexo F de los CIL por parte del Generador de Intermediación, al día siguiente de operación se procederá de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) Se usarán los programas de generación y de porteo que envíe el Generador de Intermediación al CENACE para el Mercado del Día en Adelanto. (f) (ii) Se toma el último registro válido de energía segregada del mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) proporcionado por el Generador de intermediación. Una vez determinada la cantidad de energía para abastecimiento propio (porteo) y de Suministro Básico, ésta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de recepción. Comentario [CCE8]: Tiene que haber una distinción para el caso de energías renovables, que no pueden ser diario por el tema del banqueo. Página 33
7.10.5 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. 7.11 Centro de Carga de Suministro Básico 7.11.1 El punto de recepción para las cargas de Suministro Básico está establecido dentro del predio del usuario final, en las líneas que conectan la RNT o las RGD a la instalación del cliente. 7.11.2 Las RGD pueden tener barras de carga que alimenten Centros de Carga de Suministro Básico, Usuarios Calificados y Contratos de Interconexión Legados. Esta sección describe la metodología para el cálculo de la energía entregada para Suministro Básico en barras de carga que distribuyen energía eléctrica a diferentes tipos de cargas. Página 34
7.11.3 A continuación se presenta el diagrama que representa una barra con diferentes tipos de Centros de Carga. 7.11.4 La energía entregada para Suministro Básico se establece por barra de carga. 7.11.5 Los registros de la medición de las cargas CIL y su segregación resultado del cálculo del anexo F deben ser enviados al CENACE por el Generador de Intermediación. La medición del Usuario Calificado será enviada por el Distribuidor. 7.11.6 Los criterios para determinar la información de la energía recibida por la RNT o RGD para Suministro Básico son los siguientes: Comentario [CCE9]: De quién es obligación de enviar esta información? Del Generador de Intermediación o del Distribuidor? El origen de la información es distribución, o en su caso transmisión. (a) (b) (c) Establecer si se tiene registros del medidor principal en el lado de baja del banco de transformación (Mp), válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición del medidor principal del alimentador, tomar los registros del medidor complementario del alimentador (Mc) válidos. En caso de no ser válida o no contar con medición complementaria, se toman los registros históricos del punto de recepción, de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (d) Para determinar la energía recibida por el Suministro Básico en una Zona de Carga, se realiza la sumatoria de la energía entregada en cada uno de los bancos de transformación de la Zona obtenida en inciso a) se le deben descontar las pérdidas de la Zona, el consumo de cargas de Contratos de Interconexión Legados y Cargas de Usuarios Calificados en la Zona de Carga. El porcentaje de pérdidas que se aplicará será el determinado por Zona de Carga, según sea el Página 35
caso. Para las cargas tipo CIL, se deben aplicar los criterios de segregación explicados en la sección 7.10.2 para obtener la energía porteada de su fuente de autoabasto. Lo descrito en este inciso se representa en la siguiente fórmula: N l m ER sbz = kwh n kwhcil i,z kwhuc j,z Pc, z n=1 i=1 j=1 Donde: ER sbz energía recibida por cargas de Servicio Básico en la Zona Z. kwh n energía entregada a la Zona por cada barra de carga. (Wh+). kwhcil i,z energía entregada por porteo a la carga i de CIL (Wh+) en la Zona de Carga Z. kwhuc j,z energía entregada a la carga j de UC (Wh+) en la Zona de Carga Z. Pc, z Energía de pérdidas establecidas por Zona de Carga Z, en caso de ser un porcentaje este será aplicado a la sumatoria de las entregas en las barras de carga. (e) Una vez determinada la cantidad de energía para Suministro Básico, ésta debe integrarse en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de recepción. 7.11.7 Estimación de la medición en las barras de carga. (a) Actualmente no se cuenta con la infraestructura que permite tener toda la medición con calidad de facturación en las barras de carga, por lo que se hará una estimación para cada uno de ellos, en base a la medición en los barras de entrega de Transmisión a Distribución definidas actualmente por la CFE, la medición de la Generación de la Zona de Carga y los Vectores de Distribución de Carga calculados en el Modelo de Tiempo Real, para cada Zona de Carga de acuerdo con la siguiente fórmula: kwh n = (kwh TDZ + kwh GZ ) (FDC nz ) Donde: kwh n consumo estimado en el n-ésimo NodoP de carga (bus de carga). kwh TDZ energía entregada de transmisión a distribución en la Zona Z. kwh GDZ energía entregada a distribución por la generación distribuida en la Zona de Carga Z. FDC nz Factor de distribución de carga para el nodo n-ésimo en la Zona de Carga Z. Página 36
7.11.8 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente 7.12 Interconexión entre la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) 7.12.1 Se presentan los criterios para determinar la energía entregada y/o recibida entre la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución. 7.12.2 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. 7.12.3 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida a la RNT o RGD son los siguientes: (a) (b) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válida, tomar los registros los medidores complementarios (Mc1, M c2, M cn,) válidos de cada una de las líneas. Para tomar los registros de los Página 37
medidores complementarios, se establece el siguiente orden de prioridad para cada uno de los puntos de medición: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Mc/Ca/P5/Rd Mc/Cb/P5/Rd Mc/Cc/P5/Rd Mc/Ca/Ph/Rd Mc/Cb/Ph/Rd M c /C c /P h /R d (c) (d) Para poder establecer la energía en el punto de entrega/recepción, es necesario contar la totalidad de los medidores complementarios de cada línea, en caso que lo anterior no se cumpla, se procede a aplicar el criterio descrito en el inciso d) de esta sección. En caso de no obtener datos válidos de acuerdo con los criterios del inciso anterior, tomar los registros históricos de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (e) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, se debe integrar en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.12.4 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. Página 38
7.13 Interconexión entre Redes Generales de Distribución 7.13.1 Se presentan los criterios para determinar la energía entregada y/o recibida entre Redes Generales de Distribución. 7.13.2 A continuación se presenta el diagrama general de los posibles puntos de medición. 7.13.3 Para los escenarios con más líneas de interconexión, mencionados en la sección 6.2.6, se seguirá el mismo criterio mencionado en esta sección. 7.13.4 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida entre las RGD son los siguientes: (a) (b) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válidos, tomar los registros del medidor complementario (Mc) válidos. Para tomar los registros del medidor complementario se establecen el siguiente orden de prioridad: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Mc/Ca/P5/Rd Mc/Cb/P5/Rd Mc/Cc/P5/Rd Mc/Ca/Ph/Rd Mc/Cb/Ph/Rd Mc/Cc/Ph/Rd (c) Para determinar la energía entregada y/o recibida utilizando un medidor complementario, es necesario aplicar un porcentaje de pérdidas de distribución establecido por línea y realizar el cálculo de acuerdo con los siguientes criterios: EE = kwhr (1 p) Donde: EE = energía entregada Página 39
kwhr p = energía recibidos en el otro lado de la línea (Wh-) = porcentaje de pérdidas de transmisión (d) En caso de no obtener datos válidos de acuerdo con los criterios del inciso anterior, tomar los registros históricos de acuerdo al orden de prelación siguiente: (i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (e) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, se debe integrar en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.13.5 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. 7.14 Interconexión con otro país 7.14.1 Se presentan los criterios para determinar la energía entregada y/o recibida entre el Sistema Eléctrico Nacional y un Sistema Eléctrico de otro país. El punto de medición se determina en el contrato de interconexión entre los Operadores de los Sistemas, independientemente de los participantes que importen o exporten. 7.14.2 A continuación se presenta el diagrama general de los puntos de medición en una interconexión del Sistema Eléctrico Nacional con un Sistema Eléctrico de otro país. Página 40
7.14.3 Los criterios de asignación de información para determinar la energía entregada y/o recibida entre el Sistema Eléctrico Nacional y un Sistema Eléctrico de otro país son los siguientes: (a) (b) Establecer si se tienen registros del medidor principal (Mp) válidos. En caso de no ser válidos, tomar los registros del medidor complementario (Mc) válidos. Para tomar los registros del medidor complementario se establece el siguiente orden de prioridad: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (vi) Mc/Ca/P5/Rd Mc/Cb/P5/Rd Mc/Cc/P5/Rd Mc/Ca/Ph/Rd Mc/Cb/Ph/Rd Mc/Cc/Ph/Rd (c) Para determinar la energía entregada y/o recibida utilizando un medidor complementario, es necesario aplicar un porcentaje de pérdidas de transmisión establecido por línea y realizar el cálculo de acuerdo con los siguientes criterios: EE = kwhr (1 p) Donde: EE kwhr p energía entregada energía medida en el otro lado de la línea (Wh-) porcentaje de pérdidas de transmisión (d) En caso de no obtener datos válidos de acuerdo con los criterios del inciso anterior, tomar los registros históricos de acuerdo al orden de prelación siguiente: Página 41
(i) (ii) Mismo día (L, M, Mi, J, V, S o D) de la semana anterior. Promedio del mismo día de la semana del mes anterior. (e) Una vez determinada la energía en el punto entrega/recepción, se debe integrar en la base de datos destinada para el almacenamiento de la información por punto de entrega/recepción. 7.14.4 En el siguiente diagrama se establece el flujo de acciones descrito anteriormente. Página 42