Gerencia de Operación de Distribución

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Gerencia de Operación de Distribución

INSTRUCTIVO DE MANTENIMIENTO

DE REDES SUBTERRÁNEAS DE CFE-DISTRIBUCIÓN

DIVISIONAL

Noviembre 2017

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

GERENCIA DE OPERACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

DIRECCIÓN GENERAL DE CFE DISTRIBUCIÓN

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

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FUNCIÓN TITULO

DISTRIBUCIÓN

INSTRUCTIVO PARA LA ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE REDES SUBTERRÁNEAS DE CFE DISTRIBUCIÓN DIVISIONAL.

AUTORIZACIÓN

ING. ROBERTO VIDAL LEÓN Director CFE Distribución

REVISIÓN

ING. MARCELINO TORRES VÁZQUEZ Coordinador de Distribución

ING. JOSE VEGA GARCIA Gerente de Operación de Distribución

REGISTROS

PROCEDIMIENTO DE NUEVA

CREACIÓN (X) FECHA PRÓXIMA ACTUALIZACIÓN

COMENTARIOS: Emisión original

CRÉDITOS Ing. Luis Hernández Vaquerizo

Ing. Raúl Adrián Sierra Cárdenas Ing. Javier Omar Cabello Cárdenas Ing. Francisco Saavedra Juárez Ing. Eulogio Carballo Cahuich Ing. Hélder García Campos Ing. Gerardo de León Ortiz Ing. Alberto Martínez Hernández Ing. Miguel Ángel Villegas Rico Ing. Miguel Ángel Silva Hernández Ing. Luis Carlos Guerrero Jiménez

División de Distribución Sureste División de Distribución Sureste

Gerencia de Operación, Oficinas Nacionales División de Distribución Oriente

División de Distribución Peninsular División de Distribución Norte División de Distribución Golfo Norte

División de Distribución Valle de México Centro División de Distribución Valle de México Norte División de Distribución Jalisco

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FECHA DE ACTUALIZACIÓN

I N D I C E

Página 1 Antecedentes 2 2 Objetivo 6 3 Marco legal 6 4 Alcance 7 5 Descripción 7

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1.- Antecedentes

En concordancia con las nuevas disposiciones de la Ley de la Industria Eléctrica, en su artículo 26 señala entre otros, que para el mantenimiento de la Red Nacional de Transmisión y de los elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista, los Transportistas y los Distribuidores se sujetarán a la coordinación y a las instrucciones del CENACE, así mismo se considera lo indicado en el artículo 37 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica en donde señala, entre otros, que el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica se sujetará a las disposiciones administrativas de carácter general que emita la Comisión Reguladora de Energía en materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad y que la prestación de dicho servicio público se realizará observando el correcto funcionamiento e integridad de los equipos y dispositivos de sus redes.

Considerando que el mantenimiento es el conjunto de acciones técnicas y prácticas aplicadas para la conservación de las características originales de diseño y construcción de los componentes del Sistema Eléctrico Nacional SEN a lo largo de su ciclo de vida, con la finalidad de utilizarlos con la máxima disponibilidad. Nos apegamos a la Resolución Núm. RES/151/2016 por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional denominado Código de Red, conforme dispone el artículo 12, fracción XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica.

Por lo anterior, nos compromete a la Innovación y Competitividad a nivel mundial en todos los aspectos, es la característica de las empresas exitosas para la Excelencia en el Servicio al Cliente. En CFE las exigencias y expectativas de los Clientes han evolucionado requiriendo Continuidad, Calidad de Energía, Restablecimiento Óptimo, Seguridad y Economía, en base a lo anterior, el Mantenimiento Programado Anual tradicional evoluciona hacia un Mantenimiento Predictivo-Preventivo, pasando por la Etapa intermedia necesaria

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para contar con un Programa de Mantenimiento Trimestral, en apego a las disposiciones actuales y enfocado a resultados, con una visión en la ejecución de un mantenimiento mínimo necesario, enfocado a superar tanto las expectativas de operación como las de nuestros clientes.

Fronteras Operativas. - Apegarse al Acuerdo DDO_SDD_SDT Acuerdo Normativo para Definición de Fronteras de Responsabilidad de Activos Entre La EPS CFE-Transmisión y EPS CFE-Distribución.

Nota: Se especifica que las instalaciones subterráneas tanto de alimentadores de Alta como de Media Tensión son responsabilidad del Proceso de Mantenimiento de Líneas y Redes Subterráneas incluidas las terminales y los componentes de éstas en las transiciones.

Las instalaciones subterráneas de alta y media tensión que interconectan banco de transformación con buses, bancos de capacitores y reactores que estén adentro de Subestaciones de Transmisión y Distribución, estas serán de responsabilidad del Proceso de Subestaciones.

Lo antes mencionado se deberá dar en estricto apego al código de red.

Programa Anual de Trabajo.- En la actualidad los programas de trabajo en todas las especialidades se realizan en forma anual, lo anterior debido a que así fue conceptualizado el Sistema Integral de Administración de Distribución (SIAD), la desventaja que tiene este tipo de programación es que a partir del cuarto o quinto mes, los trabajos que terminan ejecutándose difieren mucho de lo programado, esto debido a que las prioridades y condiciones de los equipos, presupuesto disponible y el comportamiento operativo de las instalaciones van cambiando, traen como consecuencia que los créditos se reflejen como Ejecutados No Programados.

Programa Trimestral de Trabajo. - Una forma de promover la mejora continua, es realizar los programas de trabajo en forma trimestral, de tal manera que se realice con anticipación la detección de anomalías y se inicie en el primer trimestre con las instalaciones de mayor problemática de acuerdo al análisis operativo y prioridad realizado para tal fin. Es importante señalar que los créditos disponibles deben reflejarse en estas instalaciones. Por lo anterior, se debe realizar un mes antes de que concluya el trimestre el diagnostico-evaluación de las

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acciones a ejecutar y confirmar su efectividad hacia los resultados y/o reajustar en caso de así requerirlo, de acuerdo a los recursos humanos, materiales y económicos disponibles; de esta forma todos los créditos que se ejecuten se reflejarán en el sistema SIAD como Ejecutados Programados, obteniendo, por ende, mayor éxito en los indicadores de productividad y eficiencia.

Programa Trimestral Predictivo + Preventivo (MBD + MBC).- El sistema ideal debe visualizar el contar siempre con el SED disponible, con su flexibilidad operativa y solo dar el mantenimiento mínimo necesario, en base a la inspección y trazabilidad. La evolución necesaria es la suma del mantenimiento basado en desempeño (MBD) y el mantenimiento basado en confiabilidad (MBC) en forma trimestral, siendo la forma más adecuada de conseguir los resultados a los objetivos trazados. Nos permite tener siempre los criterios de Continuidad, Calidad, Restablecimiento Óptimo, Seguridad y Economía en el proceso de Mantenimiento.

Mantenimiento Predictivo (MBD + MBC). - Consiste en determinar en todo instante la condición técnica (mecánica y eléctrica) real de las instalaciones evaluadas, mientras estos se encuentran en pleno funcionamiento, para ello se hace uso de un programa sistemático de mediciones de los parámetros más importantes de los cables, equipos y accesorios. La Innovación y el sustento tecnológico de este mantenimiento consiste en las aplicaciones de algoritmos matemáticos agregados a las operaciones de diagnóstico, que juntos pueden brindar información referente a las condiciones del equipo. Tiene como objetivo disminuir los tiempos en que se tiene inactiva la red por mantenimientos preventivos, y de esta manera minimizar los costos por mantenimiento y por tener fuera de servicio el equipo. Historial-Estadística-Trazabilidad-Predicción.

Mantenimiento Preventivo (MBC). - Este mantenimiento tiene lugar antes de que ocurra una falla o avería, se efectúa bajo condiciones controladas sin la existencia de algún error en el sistema y en base a inspecciones de las instalaciones. Se realiza la detección de anomalías a razón del historial del desempeño del equipo y experiencia del personal a cargo,

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los cuales son los responsables en determinar el momento necesario para llevar acabo dicho mantenimiento.

Figura 1: Se muestra la evolución del Mantenimiento en 3 etapas que nos permitirán la optimización de todos

los recursos humanos y materiales en beneficio de la CFE y nuestros Clientes, realizando el mantenimiento mínimo necesario.

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2.- Objetivo

Establecer la normatividad y criterios de aplicación a nivel Divisional que provea la planeación, programación, integración, ejecución, seguimiento sistemático y la evaluación periódica en control del Programa de Mantenimiento en las redes de media y baja tensión subterráneas, estandarizando las prácticas y procedimientos en todas las áreas de distribución, encausando la fuerza de trabajo de mantenimiento a las instalaciones y causas de mayor impacto en los resultados de continuidad y calidad en el servicio; para alcanzar los mayores beneficios en eficacia y confiabilidad del proceso de mantenimiento.

3.- Marco legal

• Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

• Ley de la Industria Eléctrica.

• Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica.

• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (utilización).

• Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida

• Manual para el diseño de Subestaciones y Líneas de Alta Tensión, CFE.

• Especificación CFE DCCIAMBT Construcción de Instalaciones Aéreas en Media y Baja Tensión.

• Especificación CFE DCCSSUBT Construcción de Sistemas Subterráneos

• Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red, conforme dispone el artículo 12, fracción XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica.

• Disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica.

• Ley de la Comisión Federal de Electricidad.

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• Acuerdo Normativo para Definición de Fronteras de Responsabilidad de Activos entre EPS CFE-Transmisión y EPS CFE-Distribución.

NOTA: En la aplicación de las leyes, reglamentos, normas y otros documentos relacionados en este procedimiento, se considerará como referencia la versión vigente.

4. Alcance

Este instructivo es de aplicación obligatoria a nivel Divisional, de la Dirección CFE-Distribución, Toda modificación e innovación a lo establecido en este documento deberá ser autorizado por la Coordinación de CFE-Distribución, para que en forma coordinada y con alto sentido institucional se enriquezca el presente, en lo que se refiera al mantenimiento de activos de instalaciones subterráneas en:

i. Todas las Subestaciones de Distribución.

ii. Redes de Distribución Subterráneas de Media Tensión de 2.4 kV. a 35 kV. iii. Redes de Distribución Subterráneas de Baja Tensión menores de 1000 V.

5. Descripción

5.1 - Análisis trimestral de Circuitos de Distribución:

a) Análisis de la estadística SIAD (anexo 1) de las redes subterráneas que aportan como mínimo el 20% a cada uno de los siguientes indicadores ponderados: TIU (40% ), NI (60%) de mayor a menor en cada una de las zonas de distribución considerando el año anterior y los meses que han transcurrido del presente año al momento del análisis.

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b) Pareto de estadística de TIU por Causas y TIU por Material.

c) Diagrama geográfico o unifilar con ubicación de las interrupciones por causa de falla, con mayor número de salidas y aportación de TIU (redes subterráneas críticas) durante el período de análisis.

d) Redes subterráneas que presenten desbalance en valor promedio entre sus fases mayores al 10% (SIMOC E) (anexo 3)

e) Análisis de Fuerza de Trabajo por Área de Distribución.

5.2 - Análisis trimestral de Redes de Distribución:

a) Análisis estadístico de transformadores dañados por cada red subterránea especificando sectores, colonias y poblaciones (Pareto)).

b) Análisis estadístico por causas de daño de transformadores por cada red subterránea y área, especificando sectores, colonias y poblaciones (Pareto)).

c) Análisis del índice IMUD (Inconformidades de Distribución por Cada Mil Usuarios) d) Análisis estadístico de salida de bancos por cada red subterránea y área, especificando sectores, colonias y poblaciones (Pareto).

e) Reportes obtenidos del SICOSS de colonias y/o poblaciones con mayor número de inconformidades e interrupciones causadas en redes subterráneas.

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a) Se revisan los Programas Trimestrales para asegurar que se atiendan las anomalías en los activos de Distribución Subterráneos (en Subestaciones de Distribución y Redes de Media y Baja Tensión), en base a su condición, confiabilidad y desempeño con capacidad de estadística y trazabilidad de los activos del SED.

b) La revisión de dichos Programas de Mantenimiento serán el aseguramiento de la continuidad del Sistema Eléctrico de Distribución, con prioridad en la Confiabilidad de las instalaciones, es decir, con acciones preventivas que eviten alguna interrupción en las instalaciones dirigido a la ejecución del Mantenimiento mínimo necesario.

c) Adicionalmente deberán asegurar que todas las acciones de mantenimiento estarán enfocadas a eliminar la causa raíz de las interrupciones permanentes o transitorias, y en consecuencia, a mejorar los índices de Confiabilidad de las Subestaciones Distribución, y Redes de Media y Baja Tensión Subterráneas, como son el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU), Índice de duración promedio de las interrupciones en el Sistema (SAIDI), Índice de Frecuencia Promedio de (las) Interrupciones en el Sistema (SAIFI), Índice de duración promedio de las interrupciones por Usuario (CAIDI), Usuarios Promedio Afectados (UPA), Número de Interrupciones (NI), Tiempo Promedio de Restablecimiento (TPR), Salida de Banco (SB), Energía no suministrada (ENS), Libramiento de Eventos (LE), Número de Interrupciones por Usuario (NIU), Tiempo de Interrupción por usuarios de Baja Tensión (TIU BT), Inconformidades por cada Mil Usuarios de Distribución Procedente (IMUDpro), asegurando que optimicen los recursos disponibles en términos de la Productividad (PD) y Eficiencia (EFD) de Distribución.

d) Para el análisis de la condición y del desempeño de los activos de distribución, aplicando la Ingeniería de Análisis Divisional de Distribución, se podrán utilizar entre otras herramientas estadísticas, de comparación y trazabilidad, el principio del

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además de que ayuda a identificar todos los conceptos que intervienen en las causas, mismas que se ordenan según su aportación, así pues, al aplicar las medidas preventivas al 20% de las causas identificadas, se tendrá un efecto positivo en el 80% de la solución del problema, sin embargo se le deberá dar el peso específico a cada etapa hasta su ejecución, entendiendo que mientras más información se tenga disponible al momento de analizar, ésta ayudara a decidir asertivamente y en consecuencia el mantenimiento se ejecutara eficazmente.

e) Durante los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre de cada año, es decir en el último mes del trimestre inmediato anterior, se asegurara que de programen las inspecciones minuciosas a los Activos de Distribución, los cuales hasta esa fecha representen la mayor cantidad de eventos registrados, en Subestaciones y Redes Generales de Distribución Subterráneas, en donde se considerará el TIU por Zona de Distribución e inconformidades, así como indicadores internacionales, todo ello para elaborar el Programa de Mantenimiento Trimestral (enero – marzo, abril – junio, julio – septiembre y octubre - diciembre), que corresponda, atendiendo los activos de distribución subterráneos críticos en orden de prioridad o bien, con mayor aportación a los resultados.

f) Se asegurara que se programe la inspección minuciosa a los Activos de Distribución Subterráneos que, de acuerdo al análisis de ingeniería, se justifique hacerlo, tomando en cuenta el desempeño y/o la condición del Sistema Eléctrico de Distribución a lo largo del año hacia la confiabilidad del SED.

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g) Para llevar a cabo el punto anterior será necesario tomar en cuenta condiciones específicas de la instalación como su naturaleza, ubicación, exposición al ambiente o terceros, condiciones operativas a favor o en contra, fauna existente, materiales, equipos o bien necesidades especiales.

h) Cabe señalar que se deben programar actividades para cada Trimestre correspondiente del programa anual. En la última quincena de cada trimestre se determinará, de acuerdo al análisis obtenido, la modificación del programa de actividades a ejecutar en el siguiente trimestre, ejecutando en el último trimestre del año actividades de inspección preferentemente.

i) Cada División asegurara que las Zona de Distribución elaboren Órdenes de Mantenimiento (OM) Trimestrales, por cada Red General de Distribución (Subterránea) programada, con el propósito de registrar la cantidad de recursos destinados al mantenimiento de cada activo y debiendo ser necesario conocer el Costo/Beneficio de los recursos aplicados. Además, el correcto registro de los recursos materiales utilizados ayudará a prever la adquisición de los mismos, así como su rotación en los almacenes. Dichos historiales también servirán para elaborar el Programa de Ampliación y Modernización (PAM) de las Subestaciones y Redes Generales de Distribución de los años futuros.

j) En cuanto a la Planeación Operativa para años futuros, cada una de las Zonas de Distribución programará por trimestre en Sistema Integral de la Planeación Operativa (SIPO), la cantidad de actividades a realizar, mismas que deberán corresponder con el Programa Trimestral de Mantenimiento en el SIAD.

Nota: Dentro del marco del MDCS y las Redes Eléctricas Inteligentes (REI),

actualmente se está gestionando la interoperabilidad de los Sistemas, que más adelante lograrán una sola carga de información que nos brinde aplicaciones a favor de los resultados.

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k) El seguimiento a nivel Divisional a los resultados obtenidos de los programas específicos aplicados en los activos de Distribución de redes subterráneas será a través del sistema de videoconferencias, con una periodicidad quincenal. En el caso de que alguna Zona de Distribución presente desviaciones en la evolución y/o cumplimiento de la meta programada de alguno de los Índices de Confiabilidad de la infraestructura Subterránea, será tratada de manera individual, de acuerdo a un programa establecido.

l) Los resultados individuales de cada Zona de Distribución serán medidos y comparados, a partir de los resultados obtenidos en los índices de Confiabilidad y de calidad en el mantenimiento subterráneo (número de eventos registrados) hacia la Confiabilidad del SED con el mantenimiento mínimo necesario.

m) Se mantendrá un monitoreo constante de los Activos de las Redes Subterráneas de Distribución, de tal manera que dentro de las actividades incluidas en los Programas Trimestrales de Inspección y Mantenimiento para mejorar la confiabilidad, se incluyan actividades enfocadas a mejorar y mantener la calidad de la energía suministrada a los clientes, el Factor de Potencia por encima del 0.95 (fp>0.95), Balanceo entre fases menor del 10% (Desbalance<10%), regulación (TAP) óptimo en Transformadores de Distribución, y los parámetros de Calidad de Energía que fueran necesarios.

n) Se deberá contar con diagramas unifilares actualizados del total de las instalaciones de tal manera que sirvan como fuente de información veraz y oportuna, al mismo tiempo que facilite la toma de decisiones y programación de las actividades, dicha información deberá estar registrada en el Sistema de Información Geográfica Institucional (SIG-CFE).

o) Se establece el Sistema Integral Distribución Administración (SIAD), como el único sistema de reporteo estadístico oficial.

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5.1 Lineamientos generales para la elaboración de programas de mantenimiento de

las Redes Generales de Distribución Subterráneas de media tensión de 2.4 kV. a 35 kV. y baja tensión menores de 1000 V.

a) Se establece que las Redes de Media y Baja Tensión Subterránea críticas en las Zonas de Distribución serán, las que, de acuerdo a su aportación al número de eventos registrados, detección de anomalías y aportación a los índices de confiabilidad, aporten el mayor número o porcentaje a dichas métricas. Es importante considerar para el análisis los indicadores de confiabilidad y calidad del Sistema Eléctrico de Distribución.

b) El resultado de las inspecciones de las redes de media y baja tensión, es decir las anomalías detectadas en dichas inspecciones, deberán quedar registradas en el módulo del SIAD 4-2 (Registro de Inspección y Mantenimiento), a partir de las cuales se generarán los Programas Trimestrales de Inspección y Mantenimiento.

c) Una vez capturadas todas y cada una de las anomalías detectadas durante las inspecciones de las redes de media y baja tensión, deberán quedar registradas en el módulo de SIAD 4-A-B (Redes Subterráneas), ambos con un horizonte trimestral.

d) Si derivado de las inspecciones de las redes de media y baja tensión se detectan anomalías críticas, que pongan en riesgo a los colaboradores, las instalaciones, terceros o sus propiedades, que pongan en riesgo la Confiablidad del SED, se atenderán inmediatamente.

e) Se iniciará la atención de los Programas de Mantenimiento Trimestral de manera tal, que el 100% de las anomalías detectadas durante las inspecciones de las redes de media y baja tensión más críticas, se corrijan durante cada trimestre, para así, sucesivamente se continúe durante todo el año con las redes de media y baja tensión

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menos críticas, en orden de aportación del número de interrupciones registradas en los Indicadores respectivamente.

f) Para la elaboración de Programa Trimestral se tomarán en cuenta también todos los trabajos ejecutados y/o encomendados a terceros, de tal suerte que se considere su alcance o conclusión dentro de las actividades a ejecutar en el Programa correspondiente y así optimizar recursos, dichas actividades deberán ser registradas en el módulo 4-3 (Mantenimiento por Terceros) definiendo para dichas actividades las unidades de medida que corresponda.

g) Se establece que la totalidad de los equipos instalados en las redes de media y baja tensión deberán estar registrados debidamente en el modulo del SIAD correspondiente, para el caso de los equipos instalados en redes de media tensión el registro será en el modulo 4-5-2-D (Control de Equipos de Red), 4-6 (Control de Transformadores), misma base de datos, que servirá como insumo básico para elaborar el Programa de Mantenimiento correspondiente. El SIAD no permitirá copiar y/o duplicar el Programa de Mantenimiento anterior.

h) Se establece que todos los eventos en los activos de las redes de media tensión, deberán ser registrados y/o actualizados en el SIAD, módulo 5-1 (Captura de Interrupciones SIRCAID), ya que esta información servirá como base del análisis para el Programa de Mantenimiento de los Trimestres siguientes.

i) Se establece que, en los equipos del Sistema Eléctrico de Distribución, el número de operaciones límite con falla será el siguiente:

Equipos de seccionamiento y protección automáticos o manuales instalados en:

Número de operaciones límite mensual con falla.

Troncales 1

Ramales 2

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Nota: Si alguno de los equipos de seccionamiento tuviera operaciones más veces de la cantidad máxima

considerada en la tabla anterior, estos se atenderán de manera urgente y prioritaria a fin de evitar salidas y/o inconformidades.

j) Se establece que todos los eventos en los activos de las redes de baja tensión, incluyendo los transformadores de distribución, deberán ser registrados y consultados en el Sistema de Consulta de Solicitudes de Servicio (SICOSS), o bien, cualquiera de sus plataformas web, ya que esta información servirá como base del análisis para el Programa de Mantenimiento de los Trimestres siguientes.

k) Los créditos que deberán considerarse para los programas de inspección y mantenimiento a redes de media y baja tensión Subterránea, serán acordes a las metas de productividad y eficiencia de cada Zona de Distribución, tomando en consideración las diversas actividades de capacitación y seguridad. No se permitirá la programación y ejecución dentro de los programas de inspección y mantenimiento de actividades que no sean propias de dichos programas. Dichas actividades se programarán y ejecutarán en los programas que corresponda, el tiempo que se requiera para traslados o Reuniones de Inicio de Maniobra serán considerados dentro de la inspección y mantenimiento, ya que dichas actividades se ejecutan y afectan directamente los trabajos diarios a ejecutar.

l) Los créditos que de acuerdo al análisis específico de cada Zona de Distribución, determine realizar en actividades de Capacitación o, Seguridad e Higiene, serán consideradas en el modulo correspondiente del SIAD modulo 4-A-E (Captura de Programas Generales), sin que estas actividades aumenten desproporcionadamente los créditos ejecutados en programas específicos de mantenimiento, como por ejemplo las Reuniones de Inicio de Jornada (RIJ), Planeación de Gabinete, Reuniones Semanales de Seguridad e Higiene y Cursos de Capacitación.

m) El Programa Limpieza de registros, pozos de visita y bóvedas de redes de media y baja tensión Subterránea, deberá realizarse en orden de prioridad y recursos disponibles,

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que, por su condición, desempeño, naturaleza o ubicación, aporten mayor cantidad de eventos por causas relacionadas a inundaciones, azolvamiento de ductos, control de plagas, flora y fauna de tal manera que su atención quede concluida dentro del trimestre considerado. Para ambos casos considerar los frentes de trabajo que sean necesarios y considerar también, contratos con la posibilidad de ampliación en monto y tiempo. Adicionalmente el seguimiento y reporte mensual de los trabajos asignados a contratistas, de esta índole en Líneas Subterráneas de media y baja tensión se realizará a través del módulo del SIAD 4-3-A…E (Captura de Trabajos que Serán Ejecutados por Terceros), definiendo para dicha actividad la unidad de medida que corresponda.

n)

o) Los programas generales que debe considerar y cargar al Sistema Integral Administración Distribución (SIAD) son:

• Para el mantenimiento de Redes Generales de Distribución subterráneo de media y baja tensión. Programa 1er. Trimestre 2do. Trimestre 3er. Trimestre 4to. Trimestre Programa de inspección red subterránea

de media tensión X X X X

Programa de mantenimiento red

subterránea de media tensión X X X X Programa de inspección y mantenimiento

a equipo X X X X

Programa de inspección red subterránea

de baja tensión X X X X

Programa de mantenimiento red

subterráneas de baja tensión X X X X

Nota: El programa de inspección y el avance de mantenimiento trimestral considerado en cada trimestre, serán necesarios para elaborar el Programa Trimestral de Mantenimiento del trimestre siguiente.

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6. Consideraciones hacia una red eléctrica inteligente.

Se debe tener la Visión y trabajar intensamente en la Transferencia al 100% de cada una de las Subestaciones de Distribución y Redes de Media Tensión, que por su condición o desempeño se seleccionen en cada trimestre, con el propósito de minimizar los tiempos de restablecimiento ante fallas en la propia instalación y contiguas. Todo ello deberá registrarse en el Programa de Ampliación y Modernización PAM y en el Plan Rector de cada una de las Zonas de Distribución para su evaluación y en su caso autorización.

Con el propósito de dar el seguimiento continuo y trazabilidad de la Confiabilidad del SED, se contará con un Comité de Operación, con sesiones periódicas quincenales en las Zonas y sesiones mensuales en la División, se deberán promover los apoyos, mejores prácticas y gestiones necesarias en la interacción de todos los Procesos.

Dichos historiales también servirán para elaborar el Programa de Ampliación y Modernización (PAM) de las Subestaciones y Redes Generales de Distribución de los años futuros.

La responsabilidad de los equipos subterráneos de protección y seccionamiento de media tensión son responsabilidad del personal de Mantenimiento de Redes y, en caso necesario, éste debe coordinar y promover la participación del personal de las distintas especialidades como son: equipo eléctrico, protecciones, control y comunicaciones para las actividades de pruebas a equipo, configuración del esquema de protección, configuración del medio de control y de los medios de comunicaciones del propio equipo subterráneo en el caso de equipos a control remoto (telecontrolados) o transferencia automática.