portada final.ai - Centro Nacional de Control de Energía

Contenido
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Editorial
El POR QUÉ DE UNA REVISTA
Despacho
*Permisionarios ¿importación de
,,energía eléctrica?
*Predespacho de generación bajo
,,el concepto de redes inteligentes
Capacitación
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*Planeación del adiestramiento y
,,de la capacitación
Temas de interés
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58
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*Análisis y mejora de procesos
,,enfocado a resultados tangibles
*35 Aniversario Área de Control
,,Peninsular
Nuestra Historia
*El Genio que iluminó el planeta
*Recopilación histórica: Área de Control Oriental
Noticias
*Reunión con la Dirección de Operación
Ing. Eduardo Meraz Ateca
Subdirector del CeNaCe
Contacto Cenace
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La comunicación siempre ha sido un aspecto importante en el
desarrollo de una sociedad, pues le permite estar enterado de
acontecimientos, planes, proyectos, opiniones, pensamientos y
demás información que le ayuda a conocer, aprender, formarse
juicios. Cuando sugirieron la elaboración de una revista que
refleje e identifique al CENACE me pareció por un lado muy
positivo y por otro lado me pregunté por qué no se había hecho
antes, si deseamos fortalecer al equipo de trabajo, debemos
estar comunicados y ésta es una manera de hacerlo.
Hemos tenido una entusiasta respuesta por parte de muchos
compañeros en su aportación de artículos para este primer
número, esperamos que la tónica se mantenga durante toda la
existencia de esta revista que hoy inicia, que sea un medio más,
que nos conjunte como CENACE y como parte de la CFE, que
refleje nuestros conocimientos, inquietudes y valores los cuales
compartimos con orgullo.
La Dirección General de CFE, como líder de nuestra empresa,
nos ha señalado los cinco pilares estratégicos que deben atenderse y con los que CFE tendrá un nuevo avance en el otorgamiento del servicio de energía eléctrica, por lo que será importante estar informando de nuestra contribución al respecto.
Dentro de los artículos aquí presentados, se menciona la importancia de las energías renovables en las que el CENACE tendrá
un papel muy importante, buscando resolver las problemáticas
operativas que surgen por la entrada de este tipo de tecnologías, contribuyendo así a eliminar las barreras para su incorporación al sistema eléctrico de México. Los proyectos y aplicaciones que se desarrollan por parte de los trabajadores del
CENACE son logros importantes para mejorar nuestro trabajo y
se muestran dos ejemplos de ello enfocados a la capacitación y
entrenamiento de operadores y a la consulta electrónica de
contratos y documentos. Se exponen artículos de operación,
redes inteligentes, cultura organizacional, despacho, capacitación, algunos temas de interés general e información histórica
relevante. Además, se recomiendan correos electrónicos o ligas
a lugares o documentos que amplíen la información sobre el
tema por si el lector desea profundizar.
Tan importante es el recibir, asimilar y aprovechar la información, como el compartirla para bien de todos. Es importante la
opinión y comunicación de todos ustedes, y recordando una de
las frases del recién fallecido Steve Jobs: “La innovación, es la
diferencia entre un líder y un seguidor”, por lo que los invito a
ser líderes de opinión.
Contacto Cenace
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Retos
Energía
eléctrica
renovable:
un mejor mundo
para nuevas generaciones
Introducción
En los últimos años hemos sido testigos de los cambios en los ciclos estacionales de la
tierra, por información noticiosa nos hemos enterado del deshielo progresivo del casco
del Polo Norte; en nuestro país, épocas invernales con lluvias intensas y prolongadas que
han generado inundaciones y problemas sociales, en la estación pluvial lluvias intensas
que han generado inundaciones en grandes extensiones y ciudades del país, frentes fríos
con temperaturas por debajo de los 5 grados, sequías prolongadas con altas temperaturas e incendios forestales. Estos cambios climáticos han motivado a los gobiernos para
llevar a cabo acuerdos internacionales a fin de revertir la degradación del medio ambiente. Dado que la producción de energía eléctrica utiliza en gran medida combustibles fósiles (carbón, combustóleo, diesel, gas natural) algunos altamente contaminantes, a nivel
internacional se han adoptado nuevas políticas energéticas a fin de mejorar la eficiencia
de los generadores convencionales, suministrar los nuevos requerimientos de energía
con fuentes renovables y gradualmente reemplazar la generación contaminante por
generación renovable. El objetivo final será suministrar las necesidades totales de energía eléctrica con fuentes de energía renovables.
Contacto Cenace
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Tipos y características de las fuentes de
energía renovables.
Las fuentes de generación renovables
más aplicadas son: la hidroeléctrica,
geotérmica, eólica, solar, biomasa y
biogás. Dos grandes tecnologías de
generación renovable con alto desarrollo
e inserción en las redes eléctricas, la
eólica y solar tienen un comportamiento
intermitente, sin embargo, el consumo
del usuario final requiere de un suministro uniforme en potencia y frecuencia.
Para los porcentajes que se tienen en
operación de este tipo de generación, la
intermitencia puede ser parcialmente
compensada con una distribución de la
generación renovable en diferentes
zonas geográficas y sobre todo con la
generación convencional que presenta
un comportamiento constante en su
producción, de tal forma que la calidad
del suministro de energía eléctrica al
usuario final es preservada.
La generación de energía eléctrica a base
de fuentes renovables
Una gran cantidad de países están mejorando la eficiencia de la generación de
energía eléctrica convencional y en
proceso de reemplazo por fuentes de
energía renovables. Las fuentes de energía eléctrica renovables que actualmente
están en operación en el Sistema Eléctrico de México son la hidroeléctrica, la
geotérmica y la eólica en pequeña
escala; las más promisorias hacia el
futuro: la generación eólica, la generación solar, la generación con biomasa y la
generación con biogas. Durante el 2010,
en México se tuvo una producción de
energía con fuentes renovables del 27 %
del total del consumo de energía eléctrica; esto quiere decir que todavía el 73 %
de energía eléctrica se generó con plantas emisoras
de CO2 a la atmósfera.
En el ámbito de la Operación y Despacho del SEN, en
la medida que haya un mayor porcentaje de inserción de generación intermitente en el Sistema Eléctrico de México se requerirá un cambio en prácticas
operativas, técnicas de supervisión, de control, de
despacho y herramientas modernas de tecnologías
de la información y comunicaciones.
Fuentes de generación renovables y redes inteligentes
Con la inserción de la generación renovable intermitente (principalmente la eólica y la solar) al Sistema
Eléctrico Nacional, se tendrán efectos sobre la
calidad de la frecuencia, del voltaje, margen de reserva operativa, despacho de la generación, administración de los grandes embalses, mantenimientos en
generación, mantenimientos de la red de transmisión y subtransmisión. Apoyado con la información
de seminarios, lecturas de artículos técnicos y experiencias, se han establecido algunos retos que debemos enfrentar y superar para preservar la calidad de
la energía eléctrica, la confiabilidad y seguridad del
Sistema Eléctrico de México a mediano plazo (3 – 4
años)
Durante mi reciente participación en un seminario
técnico y con expositores Europeos dedicados al
100% en la investigación y en aplicaciones, me di
cuenta de los grandes cambios que se avizoran en el
futuro en las tecnologías de las fuentes de generación renovables bajo el concepto de generación
distribuida, en las redes de transmisión inteligentes,
en las redes de distribución inteligentes, en lo que
serán los usuarios inteligentes y activos del mañana,
en las nuevas prácticas y tecnologías para la operación y control de los sistemas eléctricos de potencia.
Lo que me parece va a revolucionar y a facilitar la
inserción de fuentes de generación intermitentes
renovables sin ningún límite, serán las enormes fuentes de almacenamiento de energía, con lo cual cambiará el concepto que la energía se debe consumir en
el momento que se produce. En los años venideros
Contacto Cenace
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Retos
Slack
a gran escala; por los avances tecnológicos y costos, las dos principales fuentes que se están perfilando son: almacenamiento de energía por bombeo en
centrales hidroeléctricas y almacenamiento de energía por aire comprimido. Aunque existe una tercera tecnología que pudiera emerger, planta de
almacenamiento de energía de hidrógeno.
Desafíos y campos de oportunidad.
Los sistemas eléctricos estarán inmersos en una evolución radical de actores, tecnologías y componentes;
presentarán grandes campos de la
investigación, desarrollos, aplicaciones
y nuevos objetivos de la industria eléctrica que requerirán necesariamente
un cambio cultural y mental en el
consumo de energía eléctrica, producción de energía eléctrica y almacenamiento de la misma. Se avecinan
transformaciones radicales en todos
los elementos que participan en la
conformación del sector eléctrico por
lo que resulta inaplazable organizar y
ordenar los objetivos, metas y esfuerzos hacia:
•Nueva legislación y marco regulatorio.
Contacto Cenace
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•La operación y control de la generación renovable inteligente.
•Investigaciones y desarrollos de los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.
•Innovaciones y adecuaciones para utilizar el almacenamiento por bombeo en centrales hidroeléctricas.
•Investigaciones y proyectos de almacenamiento de
energía solar.
•Investigaciones y desarrollos de los compresores y
turbinas utilizados en el almacenamiento/producción
de energía por aire comprimido.
•Gestión de sistemas automatizados para el control de
la demanda, producción de energía y almacenamiento
de la misma en casas habitación, conjuntos habitacionales, centros comerciales, etc.
•Investigación y desarrollos de las tecnologías de la
información y comunicaciones que serán soportes
fundamentales en las redes inteligentes.
•Finalmente, la necesidad de un avance coordinado y
ordenado en la transición a las redes inteligentes del
Sistema Eléctrico de México en todos los procesos técnicos y operativos.
esta información muy general, pero
que finalmente tiene el objetivo de
influir en su conciencia y compromiso
para que también sean actores en la
preservación y el cuidado de la tierra
en que vivimos. Ya se ven las casas
inteligentes donde existe un centro de
cómputo que controla el consumo de
energía eléctrica, conectando y desconectando los aparatos electrodomésticos durante las horas donde las tarifas
eléctricas son de más bajo costo,
cargando el automóvil eléctrico
cuando las tarifas son más económicas
y descargando la energía almacenada
en el automóvil durante las horas de
tarifas eléctricas de mayor costo, casas
diseñadas para mantener temperaturas internas con el menor gradiente de
temperatura y con celdas solares para
la producción de energía eléctrica. Ese
va a ser el usuario inteligente del
mañana.
Antes de concluir este artículo deseo compartirles una
reflexión:
Con esta experiencia cambian todas las percepciones
que tenía, me siento motivado y comparto con ustedes
Autor
Ing. Gustavo Villa Carapia
Gerente de Operación del SEN
CENAL
Contacto Cenace
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Retos
la energía se va a producir y en el mismo instante se va
a consumir y almacenar o bien el consumo de energía
se realizará con producción en línea de generadores y
de la energía almacenada. Todo esto con un soporte
sustantivo de las tecnologías de la información y las
comunicaciones, es decir, software, hardware, sistemas
de comunicaciones y sistemas de control.
Actualmente la generación de energía eléctrica sigue a
la demanda teniendo una sola dirección, generación ->
transmisión -> distribución-> consumo (salvo excepciones, autoabastecedores). Hacia el futuro, con los avances tecnológicos la producción de energía podrá llegar
a ser 100 % renovable, la generación ya no será concentrada, será distribuida, el usuario será activo y tendrá
atributos de consumidor y productor de energía,
aparecerá la internet de la energía, la interacción de los
actores que participan en el proceso de producción,
transmisión, distribución y consumo de energía será
multidireccional, surge el concepto de redes inteligentes (Smart Grid) en todos los niveles y estos actores
tendrán la etiqueta de “inteligente” con un agregado
más, el almacenamiento inteligente. En las figuras 1 y 2,
se ilustra el concepto de las redes eléctricas inteligentes y del usuario inteligente respectivamente.
En Europa están proponiendo que para el 2030 el 45%
del consumo total de energía eléctrica sea de fuentes
de energía renovables. De acuerdo a información de
investigadores y estudiosos, a partir del 35 % de inserción de generación renovable intermitente, es necesario disponer de fuentes de almacenamiento de energía
Proyectos y
Aplicaciones
y entrenamiento
Para el CENACE es de mucha relevancia contar con herramientas de alta tecnología que le
permita fortalecer e incrementar el proceso de capacitación y adiestramiento de los
operadores del sistema eléctrico.
El Centro Nacional de Control de Energía CENACE, que pertenece a la Comisión Federal de Electricidad tiene la función básica de planear y dirigir la operación, supervisión y control del Sistema
Eléctrico Nacional, para garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica a los
usuarios con seguridad, calidad, continuidad y economía. Esto significa que hay que trabajar con
márgenes operativos que evitan o minimizan la ocurrencia de disturbios y que en todo momento
se debe de asegurar que se cubra el suministro de energía para satisfacer las necesidades de
energía demandada por la sociedad cumpliendo con los parámetros establecidos de voltaje y
frecuencia al más bajo costo global de producción.
Para lograr estos objetivos el CENACE a través del Centro Nacional se coordina con las Áreas de
Control, ubicadas estratégicamente en todo el territorio nacional, delegando la operación, supervisión y control de la energía en un área geográfica determinada.
Los equipos eléctricos que forman parte de un Sistema Eléctrico de Potencia pueden salir de
operación y otros entrar, para realizar esto es necesario ejecutar una serie de pasos secuenciales
Contacto Cenace
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Figura 1
Figura 1
Simulador Integral de Maniobras (SIMA) que es una
herramienta computacional de apoyo para el entrenamiento del personal de operación, que simula la ejecución
de maniobras sobre equipo eléctrico del sistema eléctrico
de potencia de forma estandarizada, por parte de los operadores del Área y Subáreas de Control.
estandarizada, por parte de los operadores del Área de Control.
Adicionalmente, puede utilizarse como herramienta de difusión de
los lineamientos operativos definidos por el Centro Nacional, a
través de la capacitación del personal de campo de los diferentes
procesos de la Organización.
Para desarrollar este proyecto, el Departamento de Sistemas de
Información del Área de Control Noroeste utilizó la metodología de
desarrollo ágil llamado SCRUM.
El simulador es capaz de administrar y recrear las maniobras necesarias para librar y normalizar los siguientes equipos eléctricos de
los diferentes tipos de arreglos de subestaciones que se encuentran en el sistema:
-Autotransformadores,
-Líneas de transmisión y distribución
-Buses
-Interruptores.
-Transformadores.
-Reactores y capacitores.
Contacto Cenace
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Proyectos y aplicaciones
SIMA... Capacitación
y precisos llamados maniobras, que pueden ser para
librar y otra para normalizar
equipo.
Las áreas y subáreas de
control pertenecientes a la
estructura
orgánica
del
CENACE tienen una participación directa en la operación
del sistema eléctrico, siendo el
personal de turnos de operación junto con el personal
técnico operativo de los
diferentes
procesos
los
responsables de realizar las
maniobras de libranza y
normalización de los equipos,
de ahí que tenga importancia
el contar con personal
altamente capacitado y entrenado en este campo.
Para el CENACE es de mucha
relevancia contar con herramientas de alta tecnología que
le permita fortalecer e incrementar el proceso de capacitación y autoadiestramiento de
los operadores del sistema
eléctrico que incremente sus
habilidades, genere confianza,
experiencia y destreza.
El Área de Control Noroeste,
dada la importancia que todo
lo anterior representa, motivó
a la creación de un Simulador
Integral de Maniobras (SIMA)
que es una herramienta computacional de apoyo para el
entrenamiento del personal
de operación, que simula la
ejecución de maniobras sobre
equipo eléctrico del sistema
eléctrico de potencia de forma
Así mismo guía al personal durante
la ejecución de las diferentes maniobras y tiene la capacidad de evaluar
e integrar un informe estadístico.
El SIMA es una aplicación web desarrollada en Visual Studio.Net, la cual
integra la administración de las
maniobras y la capacitación, por
esto ha sido dividida en tres secciones para su fácil navegación: Administrador, Simulador y Estadística.
Administrador
Este módulo del simulador nos
permite crear las maniobras de una
forma estandarizada y con ello
empezar a llenar los catálogos de
maniobras del área y subáreas, la
configuración de claves de operación, el catálogo alterno de equipos
y el de maniobras especiales, entre
otras. El proceso de control y administración de las maniobras se realiza a través de administradores
interno y externo. Ver figura 1
En el SIMA se pueden efectuar distintas operaciones con maniobras como son:
•Crear maniobra nueva
•Propuesta sobre maniobra existente
•Editar maniobra
•Asignar desplegado a propuesta
•Editar desplegado asignado a propuesta
•Ver desplegado asociado a una propuesta
•Eliminar maniobra
•Eliminar propuesta
•Propuesta especial sobre maniobra existente
•Propuesta de maniobra especial
•Rechazar propuesta de maniobra
•Aceptar propuesta de maniobra
Simulador
Esta sección es la parte del simulador dedicada a la capacitación
y evaluación del personal, dentro del módulo de capacitación se
encuentra dividido en dos modos el básico y el intermedio.
-Capacitación básico. El simulador muestra y guía al entrenando
“Actualmente el SIMA se encuentra en su fase de captura
de maniobras y difusión”.
Contacto Cenace
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En la parte de la evaluación y auto
evaluación el simulador permite al
entrenando seleccionar y autoasignarse maniobras mediante un mecanismo
de búsqueda, por tipo de equipo,
equipo, subestación, nivel de voltaje y
realizar una autoevaluación, igual que
en el modo de capacitación intermedio
te permite ejecutar cualquier paso de
la maniobra, si al concluir la maniobra
el resultado es incorrecto, muestra los
pasos de la maniobra erróneos y los
pasos acertados, se puede dar otra
oportunidad de resolver la maniobra si
así fue programada.
De igual manera, el administrador
puede seleccionar del catálogo de
maniobras por tipo de equipo, equipo,
subestación, nivel de voltaje y programar y asignar maniobras para evaluar al
personal a su cargo, se puede ver el
historial de maniobras realizadas por
los entrenandos.
Estadística
En este módulo se proporciona la estadística por entrenando, maniobras
realizadas y errores cometidos.
Además, proporciona la estadística por
maniobra para identificar aquellas con
más incidencia de error.
Interface gráfica
El Simulador ofrece una Interface gráfica adecuada y
acorde con los desplegados de SCADA del sistema
RANGER que utiliza en tiempo real el Ingeniero Operador de Área y Subáreas para la ejecución de las
maniobras.
Dentro de las ventajas que presenta utilizar el SIMA
se pueden mencionar:
•Apoya la capacitación de Operadores de Área y
Subáreas de Control, personal técnico operativo de
los Centros de Distribución, Generación y Zonas de
Transmisión.
•Permite la autocapacitación y proporciona retroalimentación al concluir la maniobra, conservando
registro.
•Estandarizar las claves de operación y mantener el
control a través de un administrador.
•Disponible de manera permanente con acceso vía
intranet a través de la página web del área de control.
•Publicar maniobras complicadas antes de su ejecución, para su simulación por los procesos involucrados.
•Evita retrabajo al capturar una sola vez las maniobras (RELIEVE y SIRLES).
•Permite consultar maniobras por todos los niveles
operativos de los diferentes procesos.
•Tiene un mecanismo que permite la propuesta de
mejoras.
•Estandariza los nombres de maniobras mediante
catálogos, y como valor agregado la posibilidad de
generar en automático los pasos de maniobra en
relación al nombre.
Actualmente el SIMA se encuentra en su fase de
captura de maniobras y difusión.
Conclusión
El sistema de simulación como herramienta de apoyo
para los procesos de formación y de entrenamiento
del personal operativo, favorece el aprendizaje y optimiza la capacitación, al estar practicando en un simulador que representa al sistema real le permitirá al
operador adquirir habilidad, seguridad, confianza y
destreza en la ejecución de una maniobra.
Autor:
Ing. Luis E. Ruiz Soto
Jefe Depto. Simulador
Área de Control Noroeste
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Proyectos y aplicaciones
durante la ejecución de la maniobra,
los pasos de la maniobra pueden ser
consultados en cualquier momento.
-Capacitación intermedio. El simulador
ya no guía al entrenando permite al
entrenando ejecutar cualquier paso de
la maniobra, si este se equivoca se
reinicia la maniobra, pero igual que el
modo anterior los pasos de la maniobra
pueden ser consultados en cualquier
momento.
Sistema Electrónico
de consulta de
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“En el año 2007 se tenían en el ACNE un total de 30
permisionarios en las
l modalidades de autoabastecimiento y cogeneración,
cogenera
teniendo la responsabilidad
de administración de un total de 70 instrumentos
contractuales los cuales, una vez formalizados por
las autoridades de CFE y del permisionario, los
recibíamos en forma impresa para su aplicación y
administración”.
Antecedentes
Con la reforma a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica promovida durante la administración del Presidente Carlos Salinas de Gortari, publicada en el D.O.F. en 1992, entre otros aspectos,
para permitir la participación de los inversionistas particulares en la generación de energía eléctrica, en el Área de Control Noreste (ACNE) se ha visto incrementada la capacidad instalada de
generación de energía eléctrica por parte de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración y de producción independiente. En 1998 se tenían 120 MW de capacidad de generación
instalada, adicional a la capacidad de generación de la CFE pasando a tener en la actualidad 1926
MW de dichos permisionarios.
Pero este incremento gradual que hasta la fecha se mantiene en crecimiento, teniendo en el
ámbito del ACNE, proyectos de particulares de unos 200 MW más para el año 2012, ha traído un
incremento sustancial de trabajo especializado tanto en la administración y aplicación de instrumentos contractuales y convenios asociados a las transacciones de energía, como en las actividades relacionadas a la supervisión e interacción operativa de dichos permisionarios.
Contacto Cenace
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Retos y Oportunidades
Dicha reforma ha cambiado radicalmente el entorno en el que los
trabajadores de la CFE hemos
estado acostumbrados a trabajar ya
que ahora en algunos casos un
particular al mismo tiempo que es
nuestro cliente al recibir el servicio
de la energía eléctrica, también
puede ser nuestro competidor o
nuestro proveedor de energía, es
decir que al mismo tiempo que le
damos un trato de cliente, también
tenemos relación de negocios y de
transacciones de energía con el
mismo siendo posible que en un
periodo mensual una parte de los
días, la CFE le entregue energía y en
otros días el particular con su
planta de generación proporcione
la energía eléctrica a sus cargas
locales y aun entregue energía al
Sistema de la CFE.
Este nuevo entorno, como todo
cambio, ha representado retos y
oportunidades para el personal de
la CFE.
De esta manera, cada vez que algún departamento
requería consultar algún contrato, requería ir al librero
de archivos de la Subgerencia de Transacciones Comerciales y solicitarlo, encontrando en algunas ocasiones
que la carpeta la tenía otro usuario y había que esperar
turno para consultar el requerido instrumento contractual.
Este y otros detalles que dificultaban la consulta en
papel de los documentos nos hizo plantearnos varias
interrogantes como:
•¿Se puede asegurar la disponibilidad de los documentos en el momento que cualquier usuario los requiera?
•¿Se podrán consultar simultáneamente por varios
usuarios?
•¿Se puede avisar automáticamente a los usuarios de
las modificaciones en los documentos?
Con estas y otras inquietudes se gestó la idea de “Un
sistema electrónico de Consulta”.
La idea de un Sistema Electrónico
de Consulta
En el año 2007 se tenían en el ACNE
un total de 30 permisionarios en las
modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, teniendo la
responsabilidad de administración
de un total de 70 instrumentos
contractuales los cuales, una vez
formalizados por las autoridades de
CFE y del permisionario, los recibíamos en forma impresa para su
aplicación y administración.
Al recibirlos, estos se identifican de
acuerdo al control de documentos.
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Proyectos y aplicaciones
Proyectos y
Aplicaciones
Temas de
interés
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Se estrena la aplicación
Así el 29 de febrero de 2008
se realizó la entrega oficial del
“Sistema de Consulta Electrónica” de Documentos Contractuales de Permisionarios
de Autoabastecimiento y
Cogeneración del ACNE,
teniéndose los beneficios
inmediatos de un mejor servicio a los usuarios de los
contratos y convenios mejorando su aplicación y administración así como contribuyendo al ahorro de papel al
eliminarse la necesidad de
tener los documentos impresos.
Estructura y Servicios
Dicho “Sistema Electrónico
de Consulta” cuenta básicamente con dos partes: la
plataforma de administración
y la de consulta; la primera,
que es aplicable para el departamento de Conciliación y Contratos como administrador del “Sistema Electrónico de Consulta”, incluye en su menú de opciones la posibilidad de dar de
alta y baja de permisionarios, subir documentos a la web, baja
de contratos, consulta de contratos por permisionario y
edición de lista de correos para los avisos de nuevos documentos y modificaciones a los mismos; la parte de consulta que
aplica para los usuarios en general, incluye solamente la
consulta de documentos por permisionario.
Actualmente se tienen en el ACNE un total de 46 permisionarios con 93 documentos contractuales entre Contratos de
Interconexión, Convenios de Transmisión, de Respaldo y de
Compraventa de Excedentes de Energía todos ellos disponibles para su “consulta electrónica” por parte de los usuarios.
Autor:
Ing. Juan Carlos Ramírez Saucedo
Profesionista Área de Control
Área de Control Noreste
Para saber más...
Si te interesa conocer más
acerca de este tema visita:
http://p24d0j.cfemex.com/Contratos/LogIn.aspx
[email protected]
[email protected]
[email protected]
[email protected]
Contacto Cenace
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Proyectos y aplicaciones
Proyectos y
Aplicaciones
Operación
Apagón
Área de Control Baja California y Suroeste de EUA
P
ara Baja California y en
particular para el Área de
Control Baja California el 8 de
septiembre de 2011 marcó un
parteaguas histórico, se
hablará de antes del apagón y
después del apagón. Uno de
los mayores riesgos y temores
en la operación de sistema es
el apagón general o “blackout”, aquí se ponen a prueba
personal,
entrenamiento,
conocimientos,
destreza,
equipo y organización de
todos los procesos, todo esto
y más fue puesto a prueba y
en particular para el CENACE.
Antecedentes:
El 8 de Septiembre del 2011
se tenía pronosticada una
demanda del sistema BC
cercana a la máxima del año y
en particular la más alta del
año en la Zona Costa del Sistema Baja California y lo mismo
para el sistema de San Diego
Gas & Electric (SDG&E). La
temperatura registrada en la
zona costa fue la máxima de
los pasados 25 años. El
evento ocurre en la hora que
se integra la demanda máxi-
ma del día (Hora final 16:00).
Previo al disturbio se tenía todos los recursos de generación
disponible conectados y prevalecía aún un déficit de generación derivado de indisponibilidades temporales de emergencia
de unidades de generación en el Sistema Baja California que
estaba siendo cubierto por importaciones de EUA, por lo que
el Operador del ACBC había activado su reserva operativa, es
decir, solamente se cubría el requerimiento de reserva operativa rodante y la reserva operativa no rodante se dejaría a corte
de carga.
Desarrollo del Evento:
El inicio de los eventos ocurre a las 15:27 hrs cuando un trabajador de la compañía Arizona Public Service (APS) se encuentra
realizando una maniobra para aislar unos capacitores serie en
la subestación de North Gila en Arizona, EUA. Esta maniobra
provoca una falla en la línea de 500 KV North Gila-Hassayampa,
que es por donde se transporta la energía de la nuclear de Palo
Verde hacia el área de San Diego, Cal. La pérdida de esta
trayectoria forza a una alimentación por el norte a los sistemas
de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation
Distric (IID).
A las 15:38, después de varios eventos en que salen de servicio, al parecer por sobrecarga, transformadores y líneas que
llevan energía hacia las áreas de mayor demanda de los sistema de IID y SDG&E, se quedan aislados del WECC los sistemas
de CFE y San Diego, con un déficit de generación del orden del
45%, haciendo que operen los esquemas de desconexión de
carga por baja frecuencia incluido en el último paso la separación del sistema del ACBC del sistema de SDG&E resultando
insuficiente el tiro de carga y desconexión de enlaces por lo
que el sistema se colapsa al operar la protección de baja
frecuencia de los generadores.
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Operación
Uno de los mayores riesgos y temores en la operación de sistema es el
apagón general o “blackout”
Operación
En el transcurso de estos 11 minutos ocurrieron 23 eventos en cascada lo que resultó en la
afectación de 7,890 MW de carga de una parte del sistema del oeste de los Estados Unidos
incluyendo a Baja California, México. El número de clientes afectados fueron cerca de 2.77
millones (poco mas de 8 millones de habitantes), de los cuales 1.157 millones de clientes correspondieron a México.
Análisis:
La revisión detallada del evento se está llevando a cabo por todos los integrantes de los sistemas
involucrados, conduciéndose en este momento una investigación dentro de EUA por el FERC y
NERC, donde eventualmente determinarán las diferentes causas que provocaron que el disturbio
terminara en un colapso y establecerán aquellas medidas necesarias para corregir lo que falló, o
que no se tenía considerado. Este análisis lleva tiempo pero hay medidas que ya se están tomando de inmediato por las diferentes Áreas de Control, entre ellas CFE, para la operación coordinada
de las Áreas asi como medidas internas en cada área resultado de los diferentes análisis internos.
Se resalta como relevante de buenas prácticas en este evento:
* Respuesta y actitud del personal de todos los procesos a la atención y restablecimiento.
* Desempeño de las computadoras maestras (sede y subáreas).
* Desempeño de plantas de emergencia y bancos de baterías.
* Desempeño de las UTR’s de subestaciones del troncal.
* Proceso de restablecimiento con toma de carga con unidades de generación base.
* Decisiones de tiempo real acertadas conforme la condición de equipos y red.
* Restablecimiento sin retrocesos.
* Supervisión y comunicación con CENAL.
Se resaltan para los procesos del Sistema Baja California como áreas de oportunidad y/o observaciones derivadas del evento:
Restablecimiento:
Posterior al colapso, CFE de manera aislada inicia su proceso de restablecimiento de generación
y demanda hasta quedar restablecido el servicio en su totalidad a la 1:19 a.m. del día 9 de
Septiembre.
Se resalta en el proceso de restablecimiento que esté se desarrolló en 2 grandes islas, una en la
zona costa apoyado por el arranque negro de tgases en la central Presidente Juárez (PJZ) y Ciprés
(CIP) y otra en la zona valle apoyado por las tgases en Central Turbogas Mexicali. Durante este
proceso se realizaron maniobras apoyados por resultados de flujos en tiempo real y aunque en
general se siguieron los lineamientos establecidos en el procedimiento de restablecimiento,
hubo necesidad de toma de desiciones conforme las condiciones que presentó la evolución del
restablecimiento.
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* Por el operador del ACBC, conciencia situacional limitada del sistema americano.
* Operación del esquema de baja frecuencia con un 72% de efectividad.
* Contingencia no cubierta en el diseño del esquema de baja frecuencia.
* Desempeño en la toma de carga inicial con unidades Tgas.
* Registros de secuencia de eventos (SOE’s) no identificados tanto de relevadores como interruptores.
* Desempeño de registradores de generación limitado.
* Desempeño del personal de campo de apoyo en subestaciones.
* Ambiente de simulacros de restablecimiento incluyendo cobertura a todos los procesos.
* Roles de coordinador de todos los procesos.
* Desempeño de UTR’s en Distribución.
* Intensificar la implantación de Estándares de confiabilidad NERC/WECC.
* Necesidad de implantación de macrosecuencias en SITRACEN para optimización de tiempos.
* Ampliar el procedimiento de restablecimiento con más opciones en la evolución.
Aunque hay observaciones generales y preliminares con respecto a la coordinación de la operación interconectada de las diferentes Áreas de Control así como a la operación interna de algunas
áreas, es conveniente esperar a los resultados de la investigación de FERC/NERC.
Autor:
Ing. Marcos Valenzuela O.
Jefe Área de Control Baja California
Contacto Cenace
Página 19
Operación
Lecciones Aprendidas:
Cuando sucede un apagón de esta naturaleza sin duda alguna es porque fallan diferentes barreras
de protección como son: Procedimientos, diseño de esquemas de protección, desempeño de
protecciones, acciones humanas, etc. Pero además usualmente concurren factores externos, que
como en este caso fue temperatura y demanda extrema en la zona oeste del sur de California,
EUA y Oeste de Baja California, México, derivando esto en altos flujos de importación de Áreas
del suroeste del WECC.
Operación
El Área de Control
Central
Energizando el corazón de México
E
l 11 de octubre de 2009
fue publicado en el Diario
Oficial de la Federación el
Decreto por el que se extinguía el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro
(LFC).
Conforme a lo establecido en
la Ley del Servicio Público de
Energía Eléctrica (LSPEE), la
prestación del servicio público de energía debe ser continua, por lo que fue necesario
tomar medidas tendientes a
evitar que las operaciones
normales relacionadas con la
prestación de este servicio y
que para entonces estaban a
cargo del LFC, se vieran afectadas y se comprometiera la
seguridad nacional perjudicando el interés público.
Dentro de estas medidas y
para tomar el control de la
Zona Centro del Valle de
México, en primera instancia
se llevó a cabo un operativo
en el que participó personal
de todas las Áreas de Control
y del mismo Centro Nacional
del CENACE, ubicándose en centros estratégicos para el Control y Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia de esta área
geográfica. Cabe hacer mención especial a todos los compañeros que participaron en el operativo, por sus aportaciones,
conocimientos y experiencia y la actitud asumida durante el
mismo.
Posteriormente se aprobó en Junta de Gobierno la creación del
Área de Control Central con la finalidad de operar, supervisar y
controlar las Subestaciones Eléctricas y Centrales Generadoras
que se encuentran ubicadas en el Distrito Federal, Estado de
México, Hidalgo, y una porción de los Estados de Puebla y
Morelos.
El Sindicato Único de Trabajadores Electricistas de la República
Mexicana y Comisión Federal de Electricidad, para poder prestar el servicio de energía en el centro del país, acordaron la
conformación del Área de Control Central, dependiente de la
Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía, por lo
que suscribieron y presentaron para su registro ante la Junta
Local de Conciliación y Arbitraje, el Convenio CFE-SUTERM
74/2010 signado el 22 de noviembre del año 2010, mediante el
cual se estipularon las plazas y sus valores para cada categoría
en los tabuladores del personal de confianza y sindicalizado,
los planes de carrera, y estipulaciones para la ocupación de las
plazas y diversas prerrogativas para los trabajadores que las
ocupen.
El Área de Control Central tiene la responsabilidad de coordinar el abastecimiento de energía eléctrica a 147 Municipios o
Delegaciones, distribuidos de la siguiente manera, Distrito
Federal (16), Estado de México (81), Hidalgo (45), Puebla (3),
Morelos (2).
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Página 21
Operación
Derivado de la extinción de la compañía Luz y Fuerza del Centro se crea
esta nueva área
través de estos sistemas se
proporciona el servicio de Supervisión del Sistema Eléctrico de
Potencia en la región del Valle de
México, tanto en Transmisión
como en Distribución. Así mismo,
la Subgerencia de Información y
Administración de Energía se
encarga de proporcionar todos
los servicios informáticos y de
telecomunicaciones a los diversos
grupos de trabajo en el Área de
Control Central y las Subáreas,
coadyuvando en el cumplimiento
de los objetivos sustantivos de la
propia Área y de la Subdirección
del CENACE.
En la actualidad existe una buena
coordinación laboral entre personal de amplia experiencia en el
sector que cubrió los puestos
clave del Área de Control Central
y el personal de nuevo ingreso,
que trabajando de forma conjunta han ido atendiendo de forma
eficiente y armoniosa los procesos y actividades propias de esta
Área de Control.
La zona de influencia que cubre el Área de Control Central es de 20,531 Km², lo que equivale
aproximadamente al 1.04% del Territorio Nacional. Proporciona energía a poco más de 7.5
millones de clientes, equivalente al 22.04% del total de usuarios del Sistema Interconectado
Nacional (SIN), al mes de julio del 2011.
El Área de Control Central es netamente importadora de energía y durante el 2010 registró un
consumo de energía equivalente al 22.54% del SIN y tuvo una participación del 22.36% en la
demanda máxima, tomando como referencia la demanda máxima del SIN.
Con la finalidad de cumplir con los Objetivos Básicos de la Operación, el Área de Control Central
cuenta con tres Subáreas, ubicadas estratégicamente en el Distrito Federal (Subárea Metropolitana), en el Estado de México (Subárea de Control Toluca) y en el estado de Hidalgo (Subárea
de Control Pachuca). Además cuenta con un Centro Nacional Alterno (CENALTE), que prevé que
en el caso de cualquier contingencia local o nacional esté capacitado para reaccionar de tal
forma que sea posible la operación del Sistema Eléctrico de Potencia desde la Ciudad de Puebla.
Para llevar a cabo la actividad sustantiva del Control y Despacho del Sistema Eléctrico de Potencia del Valle de México, así como los procesos de apoyo relacionados con la Gestión de Recursos, el Área de Control Central cuenta con infraestructura propia con sede en el Distrito Federal,
donde se albergan los equipos y los sistemas que de forma confiable proporcionan el soporte
necesario para su operación. En este edificio se mantienen y administran los Sistemas de Control Supervisorio o sistemas SCADA contemplados bajo los proyectos SITRACEN y SICRAD. A
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Autor:
Lic. Guillermo Beltrán Vargas
Jefe Depto. Apoyo Técnico
Área Control Central
Operación
Operación
Para saber más...
Si te interesa conocer más
acerca de este tema visita:
http://10.55.57.124/Default.aspx
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Operación
Operación
Femenina
del CeNaCe
. gresada de la Universidad
Autónoma de Baja California
en diciembre del 2010 como
Ingeniero Electricista con
especialidad en Sistemas de
Potencia. Estudiante de intercambio por un año en la
Escuela Nacional Superior de
Electrotecnia,
Electrónica,
Informática, Hidráulica y Telecomunicaciones (ENSEEIHT)
en la ciudad de Toulouse, Francia.
nia, obteniendo resultados sobresalientes sobre el resto de los
aspirantes, tanto en la fase teórica como en el idioma inglés.
Relevante mencionar es su dominio en los idiomas inglés y francés.
Inicia su etapa de capacitación el 27 abril de 2011 en la cual se
incluyen visitas a Subestaciones, sesiones del simulador, curva
de familiarización en turnos, procedimientos operativos,
protecciones de SEP, equipo eléctrico primario, maniobras y
conocimiento de la topología de la red, donde obtiene los
resultados óptimos para cubrir el puesto, y es a partir del día 19
septiembre de 2011 que inicia funciones como Ingeniero Operador de Subárea Valle, y que a la fecha continúa desempeñándolos en forma satisfactoria.
Graduada con mención honorífica con promedio de 9.2, en La Subárea de Control Valle, dependiente del Área de Control
Baja California, tiene la responsabilidad operativa de la red de
enero de 2011.
161, 115, 69, 34.5 y 13.8 kV de las ciudades de Mexicali, B. C. y
Dentro de sus inicios en CFE, San Luís Río Colorado, Son., con una demanda máxima de subárealizó su servicio social y rea de 1300 MW.
prácticas profesionales en la
Gerencia Regional de Transmi- En el colapso del Sistema Baja California del pasado 8 de
sión de Baja California, en el septiembre, tuvo una participación de apoyo en el restableciDepartamento de Proteccio- miento en maniobras de preparación de subestaciones para
nes, donde apoyó en la realiza- energización y toma de carga.
ción de proyectos internos
mediante
el
software En los tiempos donde la equidad de género es un tema que
preocupa al Gobierno Federal en general y a la Comisión FedeLABVIEW y VBA.
ral de Electricidad en particular, la Ingeniero Lara Jiménez abre
En el mes de febrero de 2011 el ciclo de la participación de la mujer en la operación directa
realizó los exámenes de del sistema eléctrico.
Autor
evaluación para personal de
Ing. Salvador de la Cruz
nuevo ingreso a la Subárea de
Supervisor de Subárea Valle
Control Valle, dependiente del
Área Control Baja California
Área de Control Baja CaliforContacto Cenace
Página 25
Operación
E
MIA MITZI LARA JIMENEZ
Redes
inteligentes
Proyecto
En la actualidad, la supervisión y control de los sistemas eléctricos de potencia evoluciona constantemente con la adopción de
nuevas tecnologías. Esto gracias principalmente a los avances en
la capacidad de procesamiento de los equipos de cómputo y de
las redes de comunicación, sin dejar de considerar los avances
en las interfaces gráficas disponibles.
Por un lado se habla de la
medición de área amplia
(WAM) basado en sincrofasores, por otro de redes inteligentes o “Smartgrids” o también de la seguridad cibernética. En este artículo se
presentarán los conceptos
básicos del elemento fundamental para la medición de
área amplia, que es la unidad
de medición fasorial o PMU
por sus siglas en inglés.
El concepto de medición de
área amplia consiste en
supervisar el sistema eléctrico
de potencia (SEP) a nivel
macro e identificar condiciones de operación con riesgo
de disturbio y así poder
evitarlos. Sin embargo para
conocer la dinámica del SEP
en tiempo real, de manera
precisa, es necesario obtener
mediciones de sus variables
eléctricas recogidas en el
mismo instante de tiempo.
Esto sólo ha sido posible
mediante el uso de PMU´s.
Un PMU es un equipo de
medición de variables eléctricas (voltajes y corrientes), que
al igual que un registrador de
disturbios o un relevador,
depende de transformadores
de voltaje y corriente TP´s y
TC´s y transductores para
acondicionar las señales
medidas.
Un PMU calcula, a partir de
mediciones trifásicas, fasores
de secuencia positiva, negativa y cero. Hasta aquí no hay
diferencia respecto a los otros
equipos mencionados. Normalmente y para fines de
supervisión se utiliza el fasor
de secuencia positiva. Una
vez calculados los fasores de
secuencia, se calcula el
ángulo absoluto del fasor.
Este ángulo se determina
basado en una referencia
asignada a la señal senoidal y
la distancia que hay hasta su
valor máximo anterior a partir
de dicha referencia. Para el
caso de una señal senoidal, si
la referencia mencionada se
ubica en su cruce por cero,
entonces el ángulo absoluto
será -90° (ver figura 2); para el
caso de una señal cosenoidal
el ángulo absoluto será 0°.
Con esto se obtiene un fasor
por cada medición trifásica
con magnitud y ángulo que es
el ángulo absoluto.
Contacto Cenace
Página 26
Redes inteligentes
PMU´s
Sin embargo, esto conlleva una inversión importante en equipos, canales de comunicación y
aplicaciones que soporten dicha información.
Otra característica de los PMU´s es que proporcionan n mediciones por segundo, en donde n
es múltiplo de la frecuencia nominal del SEP.
Para un SEP a 60 Hz. Un PMU puede proporcionar 10, 20, 30 ó 60 muestras por segundo.
En teoría pudieran se más muestras por segundo,
pero primeramente habría que considerar la
utilidad de la información y segundo la capacidad
de la infraestructura disponible.
Todos los aspectos relacionados con los PMU´s
están considerados en el estándar IEEE 37.118
publicado en 2005, como revisión al estándar IEEE
1344 publicado en 1995 en el cual se define entre
otras cosas, el protocolo de comunicación y los
requerimientos mínimos de desempeño de los
equipos.
Redes inteligentes
Autor:
M.C. Alfredo Olachea Aguayo
Profesionista Área de Control
Área de Control Noroeste
Figura 1 Esquema de la tecnología de medición de área amplia.
Si se aplica el procedimiento
anterior para cada bus del
sistema y se asigna una referencia en el mismo instante
de tiempo en todos los
puntos para determinar los
ángulos absolutos, por ejemplo para mediciones de voltaje, entonces estaremos obteniendo las variables de
estado del SEP (voltajes y
ángulos). Esto es precisamente lo que proporciona un
PMU, y lo hace posible al
utilizar el sistema de posicionamiento global (GPS) para
asignar una referencia única,
en el mismo instante de
tiempo, para determinar los
ángulos absolutos. Esta es la
razón por la que el ángulo de
un sincrofasor toma sentido
cuando se le compara con
otro sincrofasor del SEP.
Como es de suponerse, una
de las primeras aplicaciones
que se propusieron para los
sincrofasores fue la de un
estimador de estado, para el
que se planteaba la posibilidad de no estimar sino medir;
considerando que se tuviera
un PMU en cada nodo del SEP.
Con esto se esperaba obtener
una solución de flujos de
potencia basado en los sincrofasores de voltaje, la topología
y parámetros de red.
El objetivo de la utilización de los Sincrofasores en
el CENACE, se enfoca a desarrollar con éstos,
aplicaciones en tiempo real que apoyen al operador del sistema en la toma de decisiones; así
mismo, se pueden utilizar fuera de línea, disponiendo de información precisa del comportamiento de las variables eléctricas de la red, para
realizar un análisis oportuno de los eventos que se
presenten.
Las aplicaciones que se visualizan son:
•Como señales de entrada al Estimador de Estados, mejorando la calidad de estimación.
•Validación del modelo de red (medición PMU’s
vs Estimador de Estados)
•Análisis de Disturbios utilizando registros de
PMU’s.
•Detección de oscilaciones y determinación del
amortiguamiento.
•Monitoreo en tiempo real de la Estabilidad del
sistema (Diferencias angulares , deslizamiento de
frecuencia y aceleración, worm plots, etc)
•Análisis Modal.
•Herramienta de soporte en la sintonización de
controles (AVR’s, PSS’s, y gobernadores)
•Esquemas discretos suplementarios (DAC’s,
DAG’s)
•Protección de área amplia
Figura 2 Medición de ángulo de un sincrofasor
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Contacto Cenace
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Modelos ágiles
para la innovación
Desde su creación, el CENACE se ha distinguido por ser un ícono de la tecnología en nuestra organización. Para cualquiera de las personas que trabajamos aquí, es parte de nuestra naturaleza
laboral la interacción con dicha tecnología. Dentro de la Subgerencia SIAE, el departamento de
Sistemas de Información es responsable de atender los requerimientos de automatización para
los procesos del Área de Control.
De acuerdo a nuestra experiencia, el proceso de desarrollo de aplicaciones de cómputo, generalmente iniciaba con la petición mas ordinaria en materia informática: “Necesito un reporte que…”.
Este disparador iniciaba el proceso de automatización y tres o seis meses después, no era posible
entregar una aplicación funcionando de acuerdo a la expectativa del cliente. Eventualmente, seis
personas atendían a seis clientes diferentes, pero ningún proyecto lograba un avance significativo
para el Área de Control.
El modelo de trabajo tradicional aplicado en el desarrollo de aplicaciones, ya no era adecuado
para atender en tiempo y forma los requerimientos de cada proyecto, así que debíamos buscar
Contacto Cenace
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nuevas formas de hacer las
cosas o quedarnos con la frustración de no estar cumpliendo las expectativas de nuestros clientes.
La búsqueda de opciones de
solución a esta problemática,
tocó a nuestra puerta a través
de una videoconferencia
donde se exponía a detalle el
modelo de trabajo Scrum. A
partir de ahí, todo fue cuestión de poner manos a la obra.
Desde finales del 2008 iniciamos el proceso de incorporación de este modelo ágil a la
cultura de trabajo en la automatización de procesos del
Área de Control. Se presentó
la propuesta al grupo directivo
con la intención de obtener el
patrocinio que un proyecto de
innovación de esta naturaleza
requiere. Esta tarea es obligatoria si queremos que la
implementación sea exitosa.
Eventualmente, todos los
procesos requieren algún
grado de automatización.
A través de la aplicación sistemática del modelo, hemos
podido orientar la inquietud
de los clientes hasta convertirla en funcionalidades integrales en una aplicación. A través
de la asignación de los recursos humanos mínimos necesarios que el proyecto requiere,
se puede garantizar con certeza la conclusión de los proyectos de mayor relevancia para
el Área de Control.
En la actualidad, para involucrar al departamento de Sistemas de Información en un
proyecto, primero verificamos
"A través de la aplicación sistemática del modelo,
hemos podido orientar la inquietud de los clientes
hasta convertirla en funcionalidades integrales en
una aplicación."
que el responsable del mismo, tenga una definición clara del
“core” de sus necesidades. Una vez superada esa etapa, inicia el
proceso planeación-demo-planeación durante todo el tiempo
de desarrollo del proyecto.
Para atender un proyecto, el departamento de Sistemas de
Información asigna a tres programadores como integrantes del
equipo base. Al inicio del ciclo de trabajo o sprint, se convoca a
una reunión entre el equipo de desarrolladores y todos los interesados en que el proyecto se lleve a cabo. Por obvias razones,
es indispensable que en esta reunión participe el responsable
del proyecto y es altamente recomendable que en esta reunión,
sea siempre él quien presente el objetivo de la etapa actual del
proyecto de forma tal que los participantes logren una rápida
sintonía y empatía con el proyecto.
En ésta reunión de planeación el grupo de interesados plantea
una serie de requerimientos, los cuales son analizados por
todos los participantes y una vez que se logra el consenso, el
equipo de desarrolladores documenta el requerimiento y hace
las preguntas que consideren necesarias para aclarar las dudas
que impidan entender el requerimiento. El resultado de esta
reunión es un plan de trabajo integrado por las funcionalidades
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Cultura Organizacional
Cultura
Organizacional
“
ELL MODELO D
DE TRABAJO TRADICIONAL
E EL DESARROLLO DE APLICACIONES,
APLICADO EN
ADECUADO PARA ATENDER EN TIEMPO
YA NO ERA AD
Y FORMA LOS REQUERIMIENTOS DE CADA PROYECTO”.
proceso creativo es el corazón
de la productividad de Scrum.
Una vez que las pruebas son
exitosas, la funcionalidad es
integrada al proyecto, para
que vaya tomando forma de
acuerdo al requerimiento.
Diariamente los integrantes
del equipo, realizan una
reunión en su área de trabajo
con la intención de mantener
la sintonía en el avance y
problemática que en su caso,
se esté presentando. En esta
reunión cada uno de los integrantes informa única y exclusivamente lo siguiente:
•¿Qué hizo ayer?
•¿Qué planea hacer hoy?
•¿Qué impedimentos tiene?
De esta forma, se garantiza
hacer evidente si el proyecto
está avanzando o no.
Dos días antes de que la fecha
de revisión de avances acordada se cumpla, el equipo de
desarrolladores debe asegurarse de tener preparada la
versión de la aplicación en un
entorno productivo. El equipo
debe garantizar que esta
versión sea completamente
funcional, independientemente del grado de avance; ya que
debe proporcionar la certeza
de poder liberar la aplicación
al entorno productivo únicamente con las funcionalidades
implementadas hasta ese
momento, si el responsable
del proyecto así lo decide.
Durante la reunión de presentación de avances, los asistentes podrán probar la aplicación por si mismos, si así lo
deciden y hacer las propuestas de mejora que consideren
necesarias sobre los avances
presentados. El responsable
del proyecto debe estar
atento a estas sugerencias
para presentarlas formalmente en la siguiente reunión de
planeación. Esta reunión
puede durar hasta dos horas.
Posterior a esta reunión, el
equipo de desarrolladores se
reúne para hacer un análisis
en retrospectiva del trabajo
realizado en el presente
"El equipo entiende lo que necesita ser hecho y selecciona la mejor manera de hacerlo. Este proceso creativo es
el corazón de la productividad de Scrum."
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sprint. Se analiza y comenta
abiertamente:
•¿Qué se hizo bien?
•¿Qué se debe dejar de
hacer?
•¿Qué se debe empezar a
hacer?
Todo ello en relación a la
forma en que se realizaron las
tareas en el sprint que se está
terminando. Es en esta
reunión, donde se capitaliza
todo el esfuerzo realizado y se
deciden las acciones a implementar en el siguiente sprint,
con la intención de mejorar el
desempeño del equipo. En
esta reunión se garantiza la
aplicación constante de las
mejores prácticas en beneficio
del proyecto y del Área de
Control. Este ciclo se repite,
con la siguiente reunión de
planeación durante n-sprints
hasta concluir el proyecto.
Cabe hacer mención que la
duración de un sprint debe ser
menor a 30 días, ya que en
determinado momento es el
periodo de tiempo que se
"Estamos obteniendo una fórmula ganadora, al combinar los talentos y habilidades del equipo de desarrolladores con el expertise operativo y técnico de los involucrados en los proyectos."
permitirá que el equipo no avance (por requerimientos específicos no considerados en el plan original). En caso de que el
proyecto sea improcedente, Scrum ayuda a evidenciarlo
rápidamente.
De esta forma, estamos obteniendo una fórmula ganadora,
al combinar los talentos y habilidades del equipo de desarrolladores con el expertise operativo y técnico de los involucrados en los proyectos.
Aún cuando actualmente se han desarrollado tres proyectos
de relevancia mayor para el Área de Control, estamos en
plena etapa de crecimiento en el establecimiento del
modelo Scrum para la implementación de proyectos de
automatización. Todo de acuerdo al plan.
Autor:
Lic. Rogelio Uribe Enriquez
Jefe Depto. Sist. Información
Área de Control Noroeste
Para saber más...
Si te interesa conocer más
acerca de este tema visita:
www.scrumalliance.org
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Cultura Organizacional
que el equipo se compromete
a desarrollar durante el sprint
actual. Además, se determina
la fecha y hora para la siguiente reunión, que será para
revisión de avances. La duración de esta reunión puede
ser de hasta 4 horas. Una vez
concluida esta actividad, el
equipo de desarrolladores,
inicia con la definición de las
tareas que deberán realizar y
la estimación del tiempo que
consideran necesario para
llevarlas a cabo. Para ello, el
equipo revisa los requerimientos, considera la tecnología
disponible y evalúa sus
propias capacidades y habilidades. Posteriormente, entre
todos determinan como
pueden construir la funcionalidad requerida y se define
como será probada. Esta
actividad también puede
durar hasta 4 horas en ser
completada.
A partir del siguiente día, el
equipo de desarrolladores
inicia el ciclo interno de
implementación-verificaciónintegración de las tareas
definidas. Dado que el equipo
es autodirigido, cada integrante del equipo decide la tarea
con la cual va a trabajar y la
forma de implementarla.
Hacen ajustes diariamente de
acuerdo a los nuevos escenarios, dificultades y sorpresas
en el camino. El equipo
entiende lo que necesita ser
hecho y selecciona la mejor
manera de hacerlo. Este
Cultura
Organizacional
Cultura de la
EL PROGRAMA INSTITUCIONAL “CULTURA DE LA LEGALIDAD”
TIENE COMO OBJETIVO REFORZAR VALORES Y SENSIBILIZAR
SOBRE LA IMPORTANCIA DEL ESTADO DE DERECHO Y LA
INTEGRIDAD EN LA VIDA DE LOS SERVIDORES PÚBLICOS
COMO PROFESIONALES, MIEMBROS DE FAMILIA Y CIUDADANOS.
legalidad
Cultura Organizacional
El pasado 22 de agosto del presente año, la Subdirección del CENACE dio inicio al programa institucional “Cultura de la Legalidad” cuyo objetivo es reforzar valores y sensibilizar sobre la importancia del estado de derecho y la integridad en la vida de los servidores públicos como profesionales, miembros de familia y ciudadanos.
La Unidad de Administración y Finanzas de la Subdirección del CENACE diseñó un programa dinámico para tener un acercamiento contigo y darte a conocer los antecedentes y conceptos básicos
de Cultura de la Legalidad.
Las primeras Áreas visitadas fueron: Área de Control Occidental en Guadalajara, Jalisco y Área de
Control Norte, en Gómez Palacio, Durango, a quienes agradecemos su entusiasta participación.
Te invitamos a sumar esfuerzos para juntos alcanzar este nuevo reto y con nuestras acciones
contribuir al cambio que haga resurgir a nuestro país; un México donde prevalezca la justicia,
equidad y seguridad que tanto anhelamos.
Espéranos, próximamente en las siguientes fechas:
Área
Fecha de visita
Sede
Área de Control Noreste
13 y 14 de octubre de 2011
Monterrey, N.L.
Área de Control Peninsular
27 y 28 de octubre de 2011
Mérida, Yuc.
Área de Control Baja California
3 y 4 de noviembre de 2011
Mexicali, B.C.
CENALTE
9 de noviembre de 2011
Puebla, Pue.
Área de Control Oriental
10 y 11 de noviembre de 2011
Puebla, Pue.
Área Control Central
24 y 25 de noviembre de 2011
México, D.F.
Área de Control Noroeste
1 y 2 de diciembre de 2011
Hermosillo, Son.
*Instructora: Lic. Magdalena Copca Velázquez
Autor:
C.P. Sofía González Medina
Jefe Depto. Ctrl. Operativo
CENAL
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Contacto Cenace
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Los 5 pilares de la comunicación interna en CFE resumen una serie de esfuerzos, plasmados en el logro de muchas metas y que esconden detrás la sinergia que mueve a los
trabajadores de la CFE para hacer que esta organización se vuelva día con día más
competitiva en un entorno de constante cambio.
Contacto Cenace
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1.”Nueva infraestructura“
Premisa principal: concluir en
tiempo y forma todas las obras
de infraestructura
•Desde que CFE está en el Valle
de México, se ha disminuido
40% el tiempo promedio para
atender una falla.
•Las tarifas eléctricas en todo el
Proyecto GNL Manzanillo
Valle de México son las mismas,
•Al estar integrado térmicay el valor de la factura depende
mente con la Central Termodel nivel de consumo.
eléctrica de Manzanillo, se
tendrá un incremento sustan3. “Energías Limpias”
cial de generación de energía
Premisa principal: redoblar el
eléctrica con menor inversión.
paso en Materia de Energías
•Se reducirá el impacto
Renovables
ambiental al sustituir el com•CFE busca redoblar esfuerzos
bustóleo por el gas natural, así
en el uso de energías renovables
como el incremento en la
que no emitan gases de efecto
eficiencia de generación de un
invernadero,
principalmente
38% actual a una nueva eficiendióxido de carbono.
cia del 54% en la Central Termo•Hoy CFE genera electricidad a
eléctrica Manzanillo la cual
partir de energías renovables;
comprende dos Centrales de
del total, 2.65% es geotérmica,
Ciclo combinado nuevas en
0.04% eólica y 12.44% hidráuliGuadalajara.
ca.
Proyecto Hidroeléctrico La •Las fuentes de generación
Yesca
geotérmica de CFE se encuen•Forma parte del Sistema tran en los estados de Baja
Hidrológico del Río Santiago, California, Baja California Sur,
que comprende a 27 proyectos Puebla y Michoacán.
con un potencial hidroenergéti- •El programa “Luz Sustentable”
co de 4, 300 MW.
consiste en la sustitución de
•Consiste principalmente en: focos incandescentes por lámpaobra de contención formada ras ahorradoras y permitirá la
por una cortina de enrocamien- sustitución de 5.7 millones de
to con cara de concreto (ECC); focos incandescentes y se han
obra de desvío con 2 túneles de entregado 262,500 lámparas.
sección portal, dos ataguías,
una aguas arriba y otra aguas 4. “Transparencia y Rendición de
abajo de la cortina.
Cuentas”
Premisa principal: fortalecer la
2."Modernización Zona Centro” Transparencia y la Rendición de
Premisa principal: homologar el Cuentas
servicio en el Área Central del •Salvo las excepciones que
País con respecto al nivel nacio- marca la Ley, toda la información
nal
que genera CFE es pública y los
Dentro de los esfuerzos princi- particulares
pueden
tener
pales se pueden destacar :
acceso a la misma.
•En el último año, en el Valle de •En CFE se rinden cuentas a la
México se ha reducido 72% el sociedad a través de la informatiempo promedio que te ción que se pone a su disposiquedas sin energía eléctrica.
ción.
•La transparencia es primordial
en la gestión de CFE.
•CFE se caracteriza por ser una
empresa transparente. Todos
pueden saber qué y cómo hace
lo que hace, tal es el ejemplo
de :
-Sistema de Evaluación del
Desempeño para la Gestión
basada en Resultados
-Modelo de Administración de
Riesgos Institucionales (MARI)
-Certificación de la CFE como
Centro de Excelencia SAP en el
nivel avanzado
5. “Atención al Cliente”
Premisa principal: mejorar
calidad y eficiencia en los servicios y la atención al cliente.
Con la implementación del
Programa de Mejora del
Desempeño y Competitividad
de Centrales, la SDG contribuye
en la cadena de valor para
mejorar la calidad y eficiencia
en la prestación del servicio
público de energía eléctrica a
los clientes, a través de acciones como:
•Aprovechar las mejores prácticas en la gestión del mantenimiento de las centrales.
•Plan estratégico para la reducción a “Cero accidentes”.
•Implementar el programa de
desempeño humano.
•Incrementar la eficiencia
térmica en las Unidades Generadoras.
•Optimización de las estructuras organizacionales.
•Responsabilidad Social
Autor:
M.A. Consuelo Ramos Álvarez
Jefe depto. Ctrl. y Serv. de Apoyo
Área Control Norte
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Cultura Organizacional
estratégicos
Los 5 pilares
Cultura
Organizacional
Permisionarios
¿Importación de energía
eléctrica?
Con objeto de encontrar una opción a la disminución de los altos precios de los cargos por energía en los horarios de punta,
los industriales promovieron ante la CRE, la creación del primer Modelo de Contrato de Interconexión y Convenio de Transmisión
que les permitiera la opción de importar energía de Estados Unidos de Norteamérica
Antecedentes
El Área de Control Baja California en su parte norte, se encuentra aislada eléctricamente del
Sistema Interconectado Nacional, pero interconectada al Sistema Eléctrico de Norteamérica
(NERC) a través del Consejo Coordinador de los Sistemas del Oeste (WECC). Debido al comportamiento de su demanda y a su situación geográfica, actualmente para las Tarifas Horarias sólo se
cuenta con Horarios de Punta en los meses de verano (mayo-octubre) y solamente durante 4
horas. Esta condición ha hecho que los proyectos de autoabastecimiento a través de la instalación de generadores sean prácticamente inviables para los usuarios industriales de esta región.
Con objeto de encontrar una opción a la disminución de los altos precios de los cargos por energía
en los horarios de punta, los industriales de la región promovieron ante la CRE, la creación del
primer Modelo de Contrato de Interconexión y Convenio de Transmisión que les permitiera la
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Infraestructura
El Sistema Eléctrico de Baja
California se encuentra interconectado mediante enlaces
síncronos de corriente alterna
al Sistema Eléctrico de California a través de 2 interconexiones en 230 kV las cuales tienen
una capacidad de importación
de 408 MW, donde actualmente se tiene declarado que
sólo 150 MW estarían disponibles para importación por
permisionarios y el resto de la
capacidad sería para Servicio
Público. Para poder llevar a
cabo transacciones con el
Operador Independiente de
California (ISO), se debe
contar con la certificación de
Coordinador de Programación
(Scheduling Coordinator- SC).,
CFE, a través del ACBC, cuenta
con esta Certificación con lo
cual puede realizar transacciones directamente en el Mercado de California. Para la realización de sus importaciones
de energía de este mercado de
energía, los industriales de
esta región habían estado
realizando sus transacciones
por medio del Scheduling
Coordinator-Sempra Energy
Despacho
opción de importar energía de
Estados Unidos de Norteamérica; lo anterior lo concretaron
formalizando los documentos
contractuales correspondientes para finalmente el 29 de
abril de 2004 poder importar
energía de EE.UU.,
esto
aplicándose únicamente en la
región de Baja California.
Despacho
Solutions hasta el año de 2010, tal empresa fue vendida a Noble
Energy Solutions continuando los industriales con esta nueva
compañía sus operaciones a la fecha.
Una de las razones por las cuales inicialmente se importó una
cantidad mayor y en el año 2008 cancelaron sus contratos los
importadores existentes en ese momento , se debió a que los
precios de la energía de importación empezaron a subir debido
al crecimiento de la economía mundial y como reflejo de lo
mismo, la capacidad de generación instalada empezaba a contar
con poca reserva; esto era adicional a una cláusula que los exponía a posibles cargos de demanda muy elevados ante el corte de
la importación de Energía .
En el año 2009, debido a la recesión económica mundial y al
incremento de capacidad de generación, sobre todo de fuentes
renovables, los precios de la energía eléctrica en esta parte del
Oeste de Norteamérica tuvieron una reducción importante.
Debido a lo anterior y a pesar del riesgo de la cláusula arriba
mencionada, la empresa de Especialidades Médicas Nellcor
Puritan inició importaciones de energía a partir del año 2009.
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Despacho
Los principales aspectos diferenciales entre
ambos modelos de contratos destacan:
Diferencia 1:
Modelo de contrato 2004
Considera la
determinación de una
demanda facturable en
exceso contemplada en
un convenio especial para
los casos donde el
consumo sea superior a la
importación.
Modelo de contrato 2011
Para los casos donde el
consumo sea superior a la
Importación la demanda
facturable es la
contemplada en la tarifa
comercial suscrita con
CFE.
Diferencia 2:
Modelo de contrato 2004
Considera
como
excepción para el cálculo
de la demanda facturable
en exceso los 10 minutos
iníciales y los 10 minutos
finales del periodo de
importación de cada día
de acuerdo a las prácticas
dictadas por el WECC
Modelo de contrato 2011
No considera la excepción
contemplada
en
el
modelo de contrato 2004.
El Sistema Eléctrico Baja California, al formar
parte de la interconexión integrada por el Consejo
Coordinador de los Sistemas Eléctricos del Oeste
de los Estados Unidos de Norteamérica y Canadá,
toma en consideración, los exigidos para la
programación de las transacciones de energía,
dentro de los cuales se encuentra el periodo de
...Con esta modificación en el nuevo modelo
de contrato se establece la total prioridad del
servicio público sobre el servicio privado ...
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rampa de 20 minutos ante los cambios en los valores horarios de intercambio; esto es, 10 minutos
antes del inicio de la hora y 10 minutos después
de iniciada la hora.
Diferencia 4:
Diferencia 3:
Modelo de contrato 2004
Ante reducciones en la
capacidad de importación
en
el
enlace
de
interconexión de BC con
los Estados Unidos de
Norteamérica, el corte o
modificación de los programas de importación de
CFE y de los Permisionarios
Importadores, se realiza
de modo proporcional
entre ambas partes.
nistro de los usuarios del servicio público,
llámese industriales, comerciales o residenciales como principales sectores.
Modelo de contrato 2011
Ante reducciones en la
capacidad de importación
en
el
enlace
de
interconexión de BC con
Estados
Unidos
de
Norteamérica, el corte o
modificación
de
los
programas de importación
se realiza de primera instancia sobre el programa
del Permisionario Importador y una vez agotado,
se continúa con el programa de importación de
CFE.
Las causas por las cuales se pudiera ver afectada la
capacidad de importación de los enlaces de interconexión son diversas, entre las cuales se encuentra de forma no limitativa, la apertura de uno o
más enlaces de transmisión, la congestión dentro
del sistema o congestión con las Áreas de Control
vecinas, situaciones que provoquen que CFE
incumpla con los criterios de confiabilidad del
WECC o cuando por instrucción del Sistema Eléctrico de los Estados Unidos de Norteamérica, se
vea reducida la capacidad de importación.
Con esta modificación en el nuevo modelo de
contrato se establece la total prioridad del servicio
público sobre el servicio privado, ya que se agota
primero la reducción de los programas de los
permisionarios antes de que se empiece a ver
afectado el programa de intercambio para sumi-
Modelo de contrato 2004
No se tomará en cuenta
en la determinación de la
Demanda Facturable en
Exceso durante los 15
minutos siguientes a la
notificación de CFE (a
través del CENACE) al
Coordinador de Programación del Permisionario, en
los casos de reducción total o parcial de la Potencia de Importación.
Modelo de contrato 2011
No considera la excepción
de
después de
la
notificación de CFE al
Coordinador de Programación del Permisionario, en
los casos de reducción total o parcial de la Potencia
de Importación.
Despacho
Nuevo Modelo y Nuevos industriales.
Con el fin de eliminar la cláusula que los
exponía a riesgos de cargos importantes
ante la limitación de la importación de
energía, los industriales de Baja California,
mantuvieron reuniones con personal de la
CRE, quien finalmente el 26 de Agosto de
2010, autoriza la utilización de temporal del
Segundo Modelo de Contrato de Interconexión para Permisionarios Importadores
de Energía a través de la Resolución
RES/160/2011 el cual sería de aplicación
para toda la Frontera Norte de México.
A partir del mes de julio de 2011, se incorporan bajo la nueva modalidad de permisionarios importadores de energía en Baja
California, tres grandes industriales: El
fabricante de envases de vidrio FEVISA, la
empresa de fabricación de camiones y tractocamiones KENWORTH y la empresa
maquiladora de componentes electrónicos
Rectificadores Internacionales.
Aún cuando Nellcor Puritan México tiene la
libre opción de adoptar el nuevo modelo de
contrato emitido durante 2011, se ha mantenido en la decisión de seguir incorporado
al modelo de contrato con el cual inició su
importación de energía. Esto ha conducido
a que CFE tenga que mantener los mecanismos que permita la operación simultánea
de ambos modelos de contratos.
Importante es mencionar que la importación de energía de estos usuarios industriales, se establece dentro de un sistema eléctrico el cual tiene una dinámica importante
de operaciones de compra venta de energía
las cuales forman parte de las acciones que
permiten el poder cumplir con la obligación
de suministro de energía eléctrica por parte
de el Área de Control Baja California.
La dinámica operativa de la trayectoria 45,
llamada así al ramal formado por las dos líneas
de interconexión entre California y Baja California, muestra que en función de las condiciones
de carga, generación o del propio mercado, se
tenga que recurrir a modificación o corte de los
programas de intercambio establecidas en la
trayectoria mencionada, pudiendo llegar a ser
afectada la importación de los permisionarios
importadores.
Los permisos de importación otorgados prevén
la posible condición anteriormente mencionada, de reducir los programas de importación
por restricciones en el sistema el CAISO o de
CFE.
Autores:
Ing. Abelardo Borquez R.
Subgerente de Transacciones Comerciales
Ing. Eduardo Quirazco G.
Jefe de Depto. Conciliación y Contratos
Área Control Baja California
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Despacho
Predespacho de
generación
bajo el concepto de
Una de las principales funciones que se realizan en el Centro Nacional de Control de Energía es
determinar el predespacho de generación horario y operar el mercado de energía. El predespacho de generación a corto plazo, considera intervalos de análisis horarios con horizontes de estudio de uno a siete días. El modelo empleado para resolver este problema es conocido como Coordinación Hidrotérmica de corto plazo (CHT_CP), con función objetivo de minimizar el costo variable de operación para el horizonte de estudio. Las principales entradas al modelo incluyen:
precios de los combustibles, disponibilidad y modos de operación de los generadores, pronóstico
de carga horario por área de control, topología y restricciones de red eléctrica, niveles programados y disponibilidad hidráulica en los vasos. Como productos proporciona el arranque, paro y
generación horaria de los generadores, costos marginales regionales, así como el valor del agua
en las unidades hidráulicas la cual se utiliza como variable de entrada para el despacho económico en tiempo real. Los principales usuarios del predespacho de generación son: (a) la Gerencia de
Operación del SEN, quien lo utiliza como entrada para la operación del sistema eléctrico; (b) la
Subdirección de Energéticos y los productores externos de energía que lo utilizan para la compra
diaria del combustible y (c) la Subdirección de Generación para programar la entrega de energía
al sistema.
Para hacer llegar la información del predespacho de generación a los usuarios, básicamente se
utilizan los servicios de correo electrónico, y al fallar este servicio se envía la información a las
áreas de control mediante archivos de texto en la red de computadoras del CENACE.
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Figura 1
Recientemente el CENACE
inició la aplicación del concepto de redes inteligentes que
comprende la integración de
tecnologías avanzadas de
información y comunicaciones
con las tecnologías de generación, transmisión, distribución
y control de energía eléctrica.
El manejo de este tipo de
redes incrementará la interoperabilidad entre sistemas de
información heterogéneos.
Para lograr la integración de
los sistemas de la Gerencia de
Operación
del
Mercado
(GOM) con el resto de los
sistemas del CENAL, Áreas de
Control y otras áreas externas
al CENACE, la GOM implantó
un bus de Servicios Empresariales y Servicios Web que
facilita la publicación y consumo de información relacionada con los productos que se
generan en el área, como son,
entre otros, el predespacho
de generación, costos marginales y tablas de mérito.
El nuevo modelo de integración, esquematizado en la figura 1,
tiene como objetivo integrar sistemas heterogéneos en una
arquitectura orientada a servicios, de manera que se logre
mucha mayor flexibilidad, escalabilidad de los sistemas de información y, por ende, se tenga una mayor agilidad para incorporar
nuevas aplicaciones; así como establecer un marco y una metodología que aproveche al máximo las aplicaciones de planeación
y mercado de energía previamente desarrolladas y que al mismo
tiempo permita un desarrollo rápido de nuevas funcionalidades
requeridas por los procesos de Generación, Transmisión, Distribución y Control.
La arquitectura del modelo de integración tiene la ventaja de
reducir la complejidad y costo del mantenimiento de los sistemas, automatizar la ejecución de las aplicaciones que residen en
diferentes equipos, eliminar el envío de datos mediante email,
ftp o impresión, publicar la información mediante web services y
garantizar la publicación oportuna de información en el sitio
Web, en periodos como días festivos o vacaciones.
Para acceder a la información del predespacho de generación lo
que los usuarios tienen que realizar, es visualizar la página del
mercado interno de energía
(http://10.71.11.65:7780/mercado/homeFS.jsp) y llamar la
opción de servicios Web de la Gerencia de Operación del Mercado (GOM).
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Despacho
redes inteligentes
Despacho
Otra información que se publica mediante servicios web, es la relacionada con listas de mérito y
costos totales de corto plazo (CTCP). Esta información actualmente se utiliza en el Área de Control
Oriental en el proceso de compra de excedentes a los permisionarios que entregan energía al
sistema eléctrico.
El resto de las áreas de control accederán a este servicio una vez que desarrollen la programación
necesaria para tal fin.
Despacho
Autores:
Ing Anselmo Sánchez Sánchez
Subgerente de Operación del Mercado
Ing. Pedro Alatorre Cristobal
Subgerente de Sistemas de Medición
Ing. Jorge Manuel Lázaro Enriquez
Jefe Depto. Sistemas de Cómputo
Gerencia de Operacion del Mercado
Figura 2: Liga a Servicios web de la GOM circulada en color rojo
Al llamar la opción Servicios web de la GOM, al usuario se le desplegará la siguiente página y a
partir de este punto ya estaría en posibilidad de invocar la información del predespacho mediante la opción para prueba del servicio web , donde se le informa al desarrollador de aplicaciones
la estructura del servicio web para aplicarla en el proceso correspondiente. Las áreas de control
que actualmente utilizan este servicio son la Oriental y Central, así como todas las centrales de
la Subdirección de Generación quien mediante un sistema de programación propietario, presenta en las pantallas de los operadores de las centrales generadoras el predespacho de generación
horario por unidad generadora hasta para siete días en adelanto.
Recientemente el CENACE inició la aplicación del concepto de redes inteligentes que
comprende la integración de tecnologías avanzadas de información y comunicaciones
con las tecnologías de generación, transmisión, distribución y control de energía eléctrica. El manejo de este tipo de redes incrementará la interoperabilidad entre sistemas
de información heterogéneos.
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Figura 3. Liga a listas de Mérito circuladas en color rojo y liga a Costos Totales de Corto plazo en azul
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Planeación del
adiestramiento
y de la
A
capacitación
ctualmente el Departamento del Simulador contribuye con la
formación del personal dedicado a la operación de la red eléctrica, para
ello adopta como referencia la norma ISO 10015:1999. Esta norma
puede aplicarse cuando se requiera guía u orientación para interpretar
las referencias a la “educación” y “capacitación ” dentro de una familia de
normas NMX-CC-IMNC de gestión de calidad y aseguramiento de la
calidad.
Los objetivos de la organización para una mejora continua, incluyendo el
desempeño de su personal, pueden verse afectados por una gran cantidad de factores internos y externos, incluyendo los cambios en los mercados, tecnología, innovación y los requisitos de los clientes y directivos.
Esos cambios requieren que una organización analice sus necesidades
relacionadas con la competencia. La figura 1 ilustra cómo seleccionar la
formación como un medio eficaz para tratar estas necesidades.
Al identificar y analizar las necesidades de formación del personal, hay
que diseñar y planificar esa formación, conseguir los insumos para la
formación, evaluar los resultados de la formación, así como vigilar y
mejorar el proceso de la formación para alcanzar sus objetivos.
Eso refuerza la contribución de la formación del personal para su mejora
continua y ayudar a la organización para hacer que tal formación sea una
inversión más efectiva y eficiente.
Un proceso de formación, planificado y sistemático, hace una contribución importante para ayudar a una organización a mejorar sus capacidades y para lograr sus objetivos de la calidad.
Este proceso de formación se ilustra en el paradigma del ciclo de la
formación mostrando en la figura 2.
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Para seleccionar e implantar la formación con el propósito de cerrar la brecha entre aptitud
requerida y la existente, la administración debería vigilar las siguientes etapas:
Necesidades
de mejora
a) Definir las necesidades de la formación;
b) Diseñar y planificar la formación;
Análisis de necesidades de
c) Proporcionar la formación
la organización.
d) Evaluar el resultado de la formación
El propósito principal de la vigilancia es asegurar
que el proceso de formación, como una parte del
Otras necesidades
Necesidades
sistema de calidad de la organización, sea gestiorelacionadas con la
competencia.
nado y aplicado para proveer una evidencia objetiva de que el proceso es efectivo, de cara a los
requisitos de formación en la organización. La
Otras necesidades.
Necesidades de la
vigilancia implica la revisión de todo proceso de
formación
formación en cada una de las cuatro etapas
(véase figura2).
Formación
La vigilancia debe ser llevada a cabo por personal
Figura 1 Mejora de la calidad por medio de la formación
competente, de acuerdo con los procedimientos
de la organización. Este personal debe ser independiente de las funciones de las cuales están
directamente involucrados.
1. Definir necesidades para la
formación del personal
Los métodos para la vigilancia incluyen:
consulta, observación y recolección de
datos. Los métodos han sido conocidos
durante la etapa de especificación de plan
de formación.
4. Evaluar los
VIGILANCIA
2. Diseñar y planificar
resultados de la
la formación
El seguimiento es una herramienta valiosa
formación.
para aumentar la efectividad del proceso
de formación del personal.
Conclusiones
3. Equipar lo
La enseñanza y la formación son la piedra
necesario para
formación
angular de una buena práctica operativa. El
departamento del Simulador durante el
Figura 2 Ciclo de la formación
2011 ha tomado la iniciativa de adoptar las
recomendaciones metodológicas de la
NORMA ISO10015, es responsable de esta
formación de avanzada, la cual se ha impartido a la Sede y a las 5 Subáreas, Guanajuato, Morelia,
Querétaro, Aguascalientes y Jalisco-Nayarit, a un total de 32 Operadores los cuales son una parte
esencial de este enfoque.
Palabras Clave:
Capacitación, Formación, Simulador, Calidad, Mejora Continua.
Autores:
Vicente Moya Rivera
Jefe Depto. Simulador
Miguel Angel Villalobos Castro
Profesionista Área Control
Ernesto Burgos González
Profesionista Área Control
Área control Occidental
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Capacitación
Capacitación
Temas de
interés
Slack
Análisis y mejora
de procesos
En toda organización que busca ser competitiva es imprescindible la aplicación de metodologías de mejora; su uso y aplicación dependen del análisis de proceso previo.
Los procesos son trabajos que en su conjunto forman una red llamada producción y se pueden
dividir en dos grandes grupos: los procesos de manufactura y los procesos de servicio.
El método para describir y analizar las diferentes etapas de un proceso es llamado Análisis de
Proceso. Existen cuatro grupos de técnicas para este análisis: Relaciones Humanas, Ingeniería y
Análisis de Calidad, Ingeniería y Análisis de Valor y la Ingeniería Industrial. Los tipos de análisis en
estas técnicas se subdividen de acuerdo al tipo de proceso a analizar (manufactura o servicio).
Las metodologías para realizar mejoras a procesos pueden ser de dos tipos: metodologías de
mejora sistemática (innovación) y metodologías de mejora continua (pequeños cambios constantes). En toda organización que busca ser competitiva es imprescindible la aplicación de metodologías de mejora; su uso y aplicación dependen del análisis de proceso previo.
En todo proceso: Análisis + Metodología = Mejora
En el Departamento de Evaluación y Estadística del Área de Control Noreste (ACNE) se aplicaron
las herramientas de análisis y mejora de procesos, encontrando diversas áreas de oportunidad. A
través de este artículo se busca difundir los puntos más importantes del conocimiento adquirido
en este tiempo de trabajo enfocado a la mejora hacia resultados.
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Temas de Interés
enfocado a resultados tangibles
Temas de
interés
En el análisis de procesos se debe
respetar el principio de que el siguiente
proceso es el consumidor.
En el ACNE el análisis de procesos se ha
enfocado al llamado proceso-servicio,
el cual es un análisis que se centra en
estudiar y mejorar la forma en que el
trabajo de oficina y las tareas administrativas se realizan. Descubre demoras
y posibilidades de error en la información correspondiente. Se aplica tanto a
procesos departamentales como a
procesos transaccionales.
gía se basa en la aplicación de las etapas conocidas
como DEMAIC (Definición, Medición, Análisis,
Implementación y Control).
La metodología 6σ utiliza herramientas administrativas, así como herramientas estadísticas básicas y
avanzadas.
En su etapa de análisis, la metodología hace uso del
Diseño de Experimentos, el cual le proporcionó al
ACNE información sobre la condición óptima de
operación del proceso, es decir, como debe realizarse el proceso para obtener consistentemente el
mejor resultado o la mejor respuesta.
METODOLOGÍA DE MEJORA LEAN KAIZEN
Es una metodología de mejora sistemática aplicada
a procesos de servicio y manufactura. Busca eliminar la inconsistencia, la irracionalidad y el desperdicio, creando procesos esbeltos y refinados.
Consta de seis etapas; sus principales indicadores
son: el trabajo en proceso (WIP por sus siglas en
inglés) y el tiempo promedio de manufactura o
servicio (Lead Time).
Una vez realizado el análisis de procesos (identificación de necesidades) es
necesario aplicar una metodología de
mejora. Existen diferentes metodologías de mejora, ej. PDCA (Deming),
DEMAIC (6σ), las metodologías Lean
(Kaikaku y Kaizen) entre otras.
En el ACNE se aplicaron con éxito las
metodologías de mejora 6σ y Lean.
METODOLOGÍA DE MEJORA 6σ
500.0
450.0
400.0
350.0
300.0
Y
Es una metodología de mejora estructural que busca reducir la variación de
los procesos, maximizando la calidad
de conformancia del producto o servicio a niveles de 3.4 defectos o defectivos por millón de partes producidas o
servicios realizados (3.4 PPMs es una
métrica internacional). Esta metodolo-
250.0
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
Contacto Cenace
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Página 50
Con esta metodología en el ACNE se ha
logrado acortar el flujo de algunos
procesos, realizando más actividades
que generan más valor agregado (base
del Lean Kaizen).
El Lean Kaizen como metodología tiene
además como finalidad producir más
rápido y en mayor cantidad, eliminando los problemas e implantando la
cultura del valor agregado en los
empleados.
tear una meta, cuando ésta se cumpla consistentemente hay que establecerla como el estándar para
luego fijar una nueva meta, y así sucesivamente.
* Los problemas se originan en el lugar de trabajo, hay
que realizar investigación de campo.
Se debe involucrar al personal con propuestas individuales de mejora, círculos de mejora y genera el valor
agregado como cultura.
BUENAS PRÁCTICAS EN EL ANÁLISIS Y
MEJORA DE PROCESOS
Las metodologías aquí mencionadas fueron aplicadas
exitosamente por el Departamento de Evaluación y
Estadística en procesos como el Pronóstico de la
Demanda de Electricidad a Corto Plazo y en el Balance
Mensual de Energía con resultados muy satisfactorios.
* Sigue la ruta, primero el análisis,
después aplicar una metodología y
obtener resultados.
* En el análisis, asegurarse de que los
datos sean confiables, no se puede
controlar lo que se mide mal, y no se
puede mejorar lo que no se puede
controlar.
* No todos los procesos requieren de
mejoras estructurales, un buen análisis
determina que mejora aplicar.
* Muchos problemas en los procesos se
pueden evitar con una adecuada
planeación estratégica.
* En la metodología de mejora hay
determinar que es importante para el
cliente
* No atacar el problema (efecto) antes
que aquello que lo origina (causas).
* Entre más se reduzca la variación de
los servicios menos probabilidades de
defectos se tendrá.
* Para asegurar la calidad de el servicio
el estándar a establecer debe ser mejor
que el límite de especificación del cliente, y a su vez el límite de control debe
ser mejor que el estándar.
* En la mejora continua hay que plan-
APLICACIÓN EN EL ÁREA DE CONTROL NORESTE
Autor
Ing. Catarino Eliud Cantú Pérez
Profesionista Área Control
Área Control Noreste
Para saber más...
Si te interesa conocer más
acerca de este tema visita:
Herramientas Estadísticas Básicas para el Mejoramiento
de la Calidad, Hitoshi Kume
Kaizen and the Art of Creative Thinking, Shigeo Shingo
Zero Quality Control, Shigeo Shingo
[email protected]
[email protected]
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Temas de Interés
El análisis de procesos tiene como
propósito estudiar el flujo del proceso,
identificar el desperdicio, considerar si
el proceso puede ser reordenado,
encontrar problemas con la distribución del equipo, el sistema de transporte o información y considerar eliminar
o reducir etapas del proceso.
Slack
Temas de
interés
¡AREA DE CONTROL PENINSULAR, SIGAN HACIENDO HISTORIA¡
¡Felicidades por su 35° Aniversario!
Autor: CP Abdiel David Villanueva Mendoza
Jefe Depto Conciliación y Contratos
Área Control Peninsular
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Contacto Cenace
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Temas de Interés
E
l pasado 21 de Agosto del presente, el Área de Control Peninsular con sede en la Ciudad
de Mérida Yucatán, cumplió 35 años de haberse fundado, ya que ese día pero del año de 1976,
inició operaciones en aquél entonces con el nombre de “Oficina de Operación Sistema Peninsular”, laborando en una oficina adjunta a la sala de control de la Central Termoeléctrica Nachi
Cocóm (hoy extinta), la plantilla laboral la conformaron siete elementos solamente: cinco Ingenieros Operadores, una Secretaria y el Jefe de la Oficina de Operación Sistema Peninsular, en la actualidad el personal que labora en toda el Área de Control Peninsular, está conformada por 118
elementos.
En conmemoración del 35° Aniversario el personal del Área de Control Peninsular, se realizó un
evento en donde la creatividad, el cariño, amor y respeto que se tiene al centro de trabajo, dieron
la pauta para que adornaran las paredes internas de los edificios de la Sede y de las tres Subáreas
de Control, plasmando en letreros, frases que describen el compromiso por el trabajo que se
desarrolla día a día y más que todo, el orgullo de laborar en el Área de Control Peninsular de la
Comisión Federal de Electricidad
En la ceremonia de conmemoración asistieron el personal activo y directivo del Área de Control
Peninsular, el Secretario de Trabajo en la Sección Yucatán en representación del SUTERM y el
personal jubilado, mismos que dieron fe y testimonio de sus experiencias vividas durante sus años
de servicio en este centro de trabajo agradeciéndoles el legado de dejar un centro de trabajo competitivo y entusiasta, recordándo al personal activo que forma este gran equipo de trabajo su
compromiso de mirar siempre hacia la mejora continua.
Al final de esta ceremonia se efectuó una convivencia en donde los antojitos y tacos de la exquisita
cocina yucateca satisficieron el buen apetito de nuestros compañeros.
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El genio que iluminó
el
Planeta
Q
uien fuera uno de
los más grandes
inventores de todos los tiempos, por sus aportaciones a la
humanidad todavía no ha sido
reconocido lo suficiente. Aún
cuando
disfrutamos
del
progreso tecnológico debido a
su legado científico, parece un
designio que él siga siendo “El
genio desconocido”.
Nacido en Croacia el 10 de
julio de 1856, era de origen
serbio. Su nombre, Nikola
Tesla.
Tesla era un excelente estudiante, a los 19 años dominaba cinco idiomas y era capaz
de realizar cálculo integral
mentalmente. Marchó a
Austria, en cuya Escuela
Politécnica de Graz pudo
observar uno de los prodigios
de la nueva era: el flamante
motor de corriente directa
(CD). Quedó deslumbrado por
los inventos de su entonces
ídolo Thomas Edison.
Su admiración por Edison
En 1880 tuvo que interrumpir
sus estudios. Se trasladó a
Budapest, donde fue empleado por una subsidiaria telefónica de Edison y luego a París
donde trabajó para Continental Edison. Allí resolvió problemas de los motores y generadores de corriente directa.
En 1883 Tesla descubrió cómo
hacer un motor de inducción
de Corriente Alterna (CA). En
su modesto taller fabricó una
unidad experimental que
funcionó tal como lo había
soñado. No encontró apoyo
para su producción, pero su
jefe Charles Batchelor, uno de
los asociados de Edison en
Europa, le dio una carta de
recomendación y Tesla, ilusionado se puso en camino hacia
los Estados Unidos.
robado durante el viaje.
Fue
Edison, su gran decepción
Tesla, a la edad de 28 años,
con solo 4 centavos en sus
bolsillos se presentó con
Thomas Edison y le platicó sus
trabajos de ingeniería. Edison
intentó desanimarlo de trabajar con la Corriente Alterna y
lo contrató para mejorar los
diseños de sus motores y
generadores de Corriente
Directa. Le prometió 50 000
dólares si lo lograba.
Varios meses después, Tesla
cumplió con su trabajo.
Edison, sorprendido, negó el
pago argumentando que
había sido “una broma americana”.
La Guerra de las Corrientes:
Corriente Directa vs. Corriente
Alterna
En 1887, Tesla encuentra
apoyo de algunos inversionistas, entre ellos George Westinghouse, para desarrollar
todos los componentes del
sistema de generación y transmisión de energía eléctrica
con Corriente Alterna (CA).
Tesla ignoraba que Edison
había pedido al Congreso que
sancionara una ley que prohibiera el uso de la corriente
alterna, por su elevadísimo
voltaje. Además, en actos
públicos, Edison sacrificaba
mascotas con la corriente
alterna para demostrar que
esta era mortal; tanto, que
estaba diseñando la silla eléctrica para la pena de muerte
con CA.
La victoria de Tesla
En 1893, durante la Exposición
Universal de Chicago, en una
demostración teatral, Tesla se
hizo pasar corriente alterna
por el cuerpo para encender
focos y demostrar la inocuidad
de la CA. Acto seguido, se
encendieron 50,000 lámparas
eléctricas utilizando el sistema
inventado por él. Nikola Tesla
llegaba al triunfo, la celebridad y la riqueza a los 37 años
junto a George Westinghouse.
Para quienes laboramos en la
CFE, quizá resulte interesante
recordar que hoy en día, todas
las centrales generadoras de
nuestro sistema eléctrico
producen Corriente Alterna
(CA) a 60 Hertz. Pues bien, fue
precisamente Nikola Tesla,
quien inventó el Generador de
CA a 60 Hertz.
Aún cuando ya se había inventado un modelo de transformador de voltaje, Tesla inventó un sistema de transmisión
que abarcaba su generador de
CA, su propio transformador y
las torres para soportar las
líneas de transmisión a grandes distancias. Así es que,
prácticamente, Nikola Tesla es
el padre de los sistemas eléctricos de potencia.
En 1896, Westinghouse, instaló en las cataratas del Niágara
una central hidroeléctrica,
diseñada por Tesla para suministrar electricidad de CA a la
ciudad de Buffalo.
A pesar del éxito de la Corriente Alterna, Westinghouse
pasó por dificultades económicas y pidió a Tesla reducir
sus regalías. Tesla, en un gesto
de agradecimiento al hombre
que creyó en él, canceló el
contrato; estaba seguro de
que lograría muchos inventos
más para beneficio de la
humanidad.
Edison, herido en su orgullo
desde la “Guerra de las
Corrientes” y obsesionado por
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Nuestra Historia
as?
¿Sabí
Nuestra
historia
EDISON
TESLA
Inventó el generador de Corriente Directa
Inventó el Generador de Corriente Alterna
Su sistema no podía suministrar energía a más
de 1 Km.
Su sistema suministraba electricidad hasta
35 Km.
Inventó la Iluminación incandescente (Foco)
Inventó la Iluminación Fluorescente y de
Neón
Su sistema Iluminó parques y centros pequeños
Su sistema Iluminó la ciudad de Buffalo, NY.
Buscaba el monopolio de la electricidad.
Buscaba la electricidad inalámbrica, gratuita
para la humanidad.
Fue también un genio de los negocios
Le faltó el genio comercial de Edison o del
mismo Westinghouse
dominar el mercado de
la electricidad, se fue
convirtiendo en acérrimo enemigo para
Tesla, y muy poderoso.
Así como fueron las
relaciones interpersonales de ambos, también sus inventos se
distinguieron
como
antítesis tecnológica.
Ver tabla 1
La torre Wardenclyffe.
Electricidad inalámbrica para el mundo
En 1900, Tesla no solo
acaparaba la atención
de científicos, académicos e intelectuales
de la época; también el
interés de importantes
inversionistas. Uno de
ellos, James S. Warden,
le concedió terrenos y
el proyecto recibió su
nombre.
Wardenclyffe consistía
de una enorme “bobina Tesla” dentro de una torre, el inventor quería
llenar la tierra y la atmósfera de energía eléctrica. Creía que se podía
usar la tierra como un conductor natural para enviar la electricidad
alrededor del mundo.
El gran proyecto sería financiado por el controversial JP Morgan. Tesla
había prometido que aquello sería un sistema de comunicaciones, con
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el envío de mensajes, noticias, imágenes y sonido a
cualquier parte del mundo. Pero en secreto, quería
también electrificar al mundo.
A 60 millas de Manhattan, en Long Island, el
proyecto Wardenclyffe constaba de un laboratorio
y una central eléctrica, al lado se encontraba una
torre de 57 metros de altura y dentro de esta una
enorme “bobina Tesla” que era alimentada desde
la central. Debajo de la torre se enterraron barras
verticales de 37 metros de para transmitir el alto
voltaje a las profundidades del suelo. La idea sería
replicada para abarcar grandes extensiones de
electrificación.
Cuando JP Morgan se enteró que había otro propósito de Tesla, no lo toleró. Sabía que Tesla era capaz
de lograrlo pero no quería que la gente disfrutara
de esa energía sin medidor y menos gratuita.
Morgan, implacable, a mediados de la construcción
canceló el contrato, metió a Tesla en la lista negra y
lo excluyó de cualquier préstamo. Lo dejó sin ayuda
y en el abismo financiero. Ante el fracaso del
proyecto Wardenclyffe, Tesla expreso:
“El mundo no está preparado para ello, es demasiado adelantado a la época. Sin embargo, prevalecerá en el tiempo y al final alcanzará el éxito”
Nuestra Historia
Tabla 1. Comparativo Edison vs Tesla
Torre de transmisión
Marconi, su desleal competidor
Aún cuando se le consideraba el hombre
del momento, la vida de Nikola Tesla fue
marcada por las injusticias
Inventó la tecnología inalámbrica, incluyendo la radio. La suprema corte de EU,
le concedió el mérito a Guillermo Marconi cuando este utilizaba 17 patentes de
Tesla.
Tesla, sufrió la amargura de ver cómo
otorgaban a Marconi un premio Nobel
por un invento que era suyo.
Seis meses después de su muerte, en
1943, la suprema corte de los Estados
Unidos afirmó que Nikola Tesla fue el
inventor de la radio.
Sistema Eléctrico de Potencia
“El futuro dirá la verdad y hará la evaluación de cada uno de acuerdo con su labor
y sus logros. El presente es de ellos. El futuro por el que he trabajado, es mío”.
Nikola Tesla
Autor:
Ing. Joaquín González Vitela
Jefe Depto. Simulador
Área Control Norte
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Nuestra
historia
Recopilación
histórica:
Nuestra Historia
Área de Control
Oriental
El Área de Control Oriental como la conocemos actualmente tiene sus antecedentes en los
años 50’s, en aquellos tiempos existía una Oficina llamada “Despacho de Carga” encargada
de administrar y coordinar las funciones operativas de la Red Eléctrica propiedad de la Compañía IEMSA División Sureste en el Estado de Puebla y Centro del Estado de Veracruz, que formaban el Sistema Puebla – Veracruz.
A raíz de la nacionalización de la Industria Eléctrica en Septiembre de 1960, se iniciaron acciones por parte de la CFE para lograr una administración más eficiente del Despacho de Carga, y
la coordinación de las funciones de operación, es así que se crea en 1962 la “Oficina Nacional
de Operación de Sistemas” y posteriormente las Oficinas de Operación de Sistemas de todo el
País, siendo precisamente el 13 de Febrero de 1963 en la Cd. de Puebla, Pue., en que se formaliza entre CFE División Oriente e IEMSA División Sureste la creación del Grupo denominada “Operación Sistema”, encargado de la Operación de lo que se llamó “Sistema Oriental”, como única
autoridad para autorizar maniobras en todas las instalaciones dentro de la jurisdicción de la
División Oriente de C.F.E. y la División Sureste de IEMSA; en este acto intervinieron por parte de
la Oficina Nacional de Operación de Sistemas los ingenieros Salvador Cisneros Chacón y Alberto
Escofet Artigas, designándose como “Operador en Jefe de Sistemas Oriental” al Ingeniero
Roque Haro Bracamontes.
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La primera sala de Operación del Área de Control Oriental 1964 con un pizarrón al cual le dibujaron el Sistema Eléctrico.
E
n Junio de 1963 se incorporan a “Operación Sistema Oriental” las instalaciones de las Divisiones
Sureste y Centro Sur de la CFE La capacidad instalada en este Sistema era de 635 MW. Desde entonces ya
se tenía a dos grandes consumidores en el Estado de Veracruz: TAMSA Y ALUMINIO alimentados en 115 kV.
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Primer tablero mímico Área de Control Oriental 1964 mismo al que se le colocaban imanes.
DESARROLLO Y EVOLUCIÓN DEL SISTEMA.
En 1963 se inició la construcción del ambicioso proyecto de la Red de 400 kV de Malpaso a Texcoco y la
Central Hidroeléctrica de Malpaso en su primera etapa con 4 unidades de 180 MW c/u sobre la Cuenca del
Río Grijalva. Esto representaba un incremento de más del 100% en la capacidad instalada del Sistema
Oriental, y construir más de 1500 km. de líneas de 400 kV que conectarían la C.H. Malpaso con el Centro
del País permitía alimentar a su paso Centros de Carga en Tabasco, Minatitlán, Veracruz y Puebla.
En 1969 entran en Operación Comercial las 4 Unidades Hidroeléctricas de Malpaso, constituyendo un reto
la operación, control y mantenimiento de esta gran red con todos sus sistemas de protecciones, control y
comunicaciones que gracias al trabajo, esfuerzo y dedicación de miles de Horas - Hombre pudieron dejarse
a punto y establecer las sólidas bases que en la actualidad constituyen la columna vertebral del Sistema
Interconectado Nacional, la red troncal de 400 kV.
Durante 1969 también se realizó por primera vez la interconexión del Sistema Oriental con el Sistema
Occidental, utilizando una línea de Puebla a Texcoco aislada en 400 kV, operando en 161 kV, entre las
Subestaciones de Puebla Dos y el Sistema Miguel Alemán en la C.H. de Tingambato, integrándose lo que se
llamó el "Sistema ORIOC". La capacidad instalada en 1970 en el Sistema Oriental era de 1355 MW.
En los primeros años de la década de los 70's se reforzaron interconexiones en el nivel 230 KV con la construcción de líneas de transmisión en este voltaje entre Temascal y Veracruz, Puebla y Poza Rica, Poza Rica
y Tampico, Puebla y Cuernavaca, y Cuernavaca y Acapulco, ésta última logra la Interconexión en Mayo de
1973 con el Sistema Colotlipa - Acapulco en el Estado de Guerrero que pasa a formar parte del Sistema
Oriental.
En 1972 se toma la decisión de cambiar la frecuencia del Sistema Central que operaba en 50 Hz para unificarla en 60 Hz en todo el País, para lo cual se creó un organismo encargado de la normalización, coordinación y ejecución del cambio de frecuencia. Este proceso se concluyó en 1976 y permitió interconectar los
Sistemas Occidental, Central y Oriental formando el Sistema Interconectado Sur.
El rápido desarrollo del País origina la necesidad de construir nuevas y mayores Centrales Generadoras y
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de 400 kV Altamira - Poza Rica Dos que entra en
Marzo de 1986 refuerzan notablemente la interconexión Norte - Sur, permitiendo un mayor y más
confiable intercambio de Potencia y energía que
redunda en el aprovechamiento más óptimo de los
recursos energéticos entre las áreas del Norte y las
En Diciembre de 1975 entra en operación la
del Sur del País.
primera Unidad de la Central Termoeléctrica de
Altamira y en Abril de 1976 la segunda, ambas de En 1987 entran en operación comercial 3 unidades
158 MW; en este mismo año entra en funciona- hidroeléctricas de 198 MW c/u en la C.H. El Caracol
miento la primera Central Termoeléctrica de Ciclo en el Estado de Guerrero sobre la cuenca alta del Río
Combinado en el País con 4 unidades de Gas y 2 Balsas y 4 unidades hidroeléctricas de 105 MW cada
de Vapor con un total de 380 MW, en Dos Bocas, una en la C.H. Peñitas aguas abajo de la C.H. Malpaso
Veracruz.
sobre la cuenca del Río Grijalva con las 4 Centrales
operando en cascada; La Angostura, Chicoasén
A finales de 1978 y principios de 1979 se termina
(Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas, que en
la construcción de dos líneas de 400 kV entre
conjunto suman 3900 MW.
Altamira y Poza Rica, y Poza Rica y Tula que permitieron la interconexión confiable y permanente de En Febrero de 1989 entra en operación la Línea
los sistemas del Norte con los Sistemas del Sur Laguna Verde - Tecalí en 400 kV (Tercera salida de 400
integrando con esto una interconexión a escala kV de Laguna Verde) y en julio de 1990 entra en
nacional formando lo que se conoce actualmente operación comercial la Unidad Núm. 1 de Laguna
como el "Sistema Interconectado Nacional", que Verde con capacidad de 675 MW, primera Unidad
ha permitido el óptimo aprovechamiento de los Nucleoeléctrica en el País.
recursos Hidroeléctricos y la reducción de necesiEn 1990 entran también en servicio dos líneas de 400
dades de reserva para el mantenimiento y conserKV entre Tuxpan y Poza Rica Dos y Tuxpan y Texcoco
vación de los equipos, que redunda en una operacon las unidades 1 y 2 de 350 MW cada una de la C.T.
ción económica global del sistema y con un mayor
Tuxpan las cuales quedan en operación comercial en
nivel de confiabilidad en el suministro de la enerJunio y Agosto de 1991, finalmente de Mayo a
gía.
Septiembre de 1991 entran en operación las 4 unidaEn 1980 se concluye otro ambicioso proyecto des Geotermoeléctricas de los Humeros de 5 MW
entrando en operación las cinco unidades hidro- cada una, en el Estado de Puebla.
eléctricas de 300 MW en la Central Chicoasén
En 1992 el Área de Control Oriental contaba ya con
(Manuel Moreno Torres) y el nuevo Troncal de
4340 Km. de Líneas de Transmisión de 400 KV, 3676
400 kV de Chicoasén, Juile, Temascal, Topilejo
Km. de líneas de Transmisión de 230 KV y 7909 Km.
integrado por 1094 kilómetros de líneas de transde Líneas de Transmisión de 115kV, una capacidad
misión en este nivel de voltaje que refuerzan la
instalada en generación de 6594 MW y 10821 MVA
Transmisión de energía desde el Sureste hasta el
en Subestaciones de Potencia, cubriendo el área
Centro del País.
geográfica de los estados de Chiapas, Tabasco,
A principios de 1981 se concluye también el Oaxaca, Veracruz, Puebla, Tlaxcala, Guerrero y Moreproyecto de compensación serie y paralelo de la los.
red troncal del Sureste instalando dos compensaAsí concluimos de narrar la historia de los primeros
dores estáticos de VARS, uno en Temascal de +
30 años de evolución del Sistema Eléctrico de Poten300 MVAR y otro en Puebla de + 200 MVAR, así
cia de la actual Área de Control Oriental que en
como 1325 MVAR en 9 bancos de capacitores
Febrero de 2013 celebrará su 50 aniversario.
Serie que permitieron el transporte de mayores
cantidades de Potencia y con una importante Finalmente agradecemos las facilidades otorgadas
mejora en la operación segura y confiable del por la Jefatura del Área de Control Oriental para la
Sistema de Transmisión. La capacidad instalada en recopilación de estos datos. Nos encontramos en
ese año era ya de 4621 MW, 3.4 veces más en tan nuestra próxima entrega.
solo 10 años.
Autor:
En 1985 se termina la construcción de la Subestación de Laguna Verde y en abril y junio de ese año
entra en servicio las líneas de transmisión de 400
kV Poza Rica Dos - Laguna Verde y Laguna Verde Puebla Dos, las que junto con el segundo circuito
Luis Miguel Martínez
Profesionista Depto. Control y Gestión Serv. Apoyo
Área Control Oriental
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Nuestra Historia
así en 1970 se inicia la construcción de la Central
Hidroeléctrica la Angostura, aguas arriba de la C.
H. Malpaso y en 1975 entran en operación comercial las 3 primeras unidades de 180 MW c/u en
esta Central.
Nuestra
historia
Noticias
Reunión con la Dirección
de Operación
Directorio
Ing. Eduardo Meraz Ateca
Sr. Carlos Ortega Calatayud
Subdirector del CENACE
Secretario de Educación y Comunicación
Social del CEN del SUTERM
Consejeros
Manuel Alanis Sieres
Gustavo Villa Carapia
Nemorio González Medina
Gilberto Badallo Moya
Enrique Váquez Villagrana
Erith Hernández Arreortua
Germán Hernández González
Enrique Rivero Cervantes
Jesús Valencia Barragán
Luis Sergio Martínez Reyes
Marcos Valenzuela Ortiz
Ambrosio Salazar Baños
Jorge Hernández Cortés
César Enrique Garza Vanegas
Colaboradores
Verónica Díaz Galván
Alejandro Romo Sánchez
Juan Carlos Ramírez Saucedo
Vicente Alberto Moya Rivera
Guillermo Beltrán Vargas
Abdiel David Villanueva Mendoza
Luis Miguel Martínez Vázquez
Horacio Valdez Hidalgo
Alfredo Mascorro García
Claudia Esther Ríos Pedroza
Edición
Claudia Esther Ríos Pedroza
El 20 de Octubre de 2011, en la Dirección de Operación se llevó a cabo una reunión con el Director de Operación, Ing. Luis Carlos Hernández Ayala. Se contó con la participación del Centro Nacional, Centro Nacional Alterno, Áreas y Subáreas de Control así como de los representantes sindicales de todos los sitios a través de
videoconferencia.
Dentro del mensaje que nos dio el Director de Operación destaca la invitación a trabajar conjuntamente con el
SUTERM para finalmente mejorar la imagen de la empresa y la calidad del servicio que ofrecemos.
Así mismo, el Ingeniero, brindó un reconocimiento al compromiso y las capacidades que el CeNaCE ha demostrado en todos sus centros de trabajo y ofreció una política de confianza, puertas abiertas, compromiso y apoyo
a la Subdirección.
Diseño
Ma. Fernanda Garduño Coello
Contacto
[email protected]