INSTRUCTIVO PARA EL MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE …

GERENCIA DE OPERACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

INSTRUCTIVO PARA EL MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE CFE DISTRIBUCIÓN NACIONAL

OCTUBRE 2017

DIRECCIÓN GENERAL DE CFE DISTRIBUCIÓN

COORDINACIÓN DE DISTRIBUCIÓN

SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

CLAVE: HOJA DE FORMALIZACIÓN

Día Mes Año I-4001-1917 01 09 2017

FUNCIÓN TITULO

DISTRIBUCIÓN INSTRUCTIVO PARA EL MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.

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. Mario Rojo Sanchez.

Ing. Nabucodonosor Solís Ramos

Ing. Raúl Gabriel Álvarez Guerrero

Ing. Carlos Coss López Ing. Ernesto González Medrano

Ing. Marco Ortiz Hernández

Ing. Tomas Bourjac Peralta Ing. Felipe Sandoval Ortiz

División de Distribución Valle de México Centro

División de Distribución Valle de México Centro

Oficina Mantenimiento de Subestaciones de Dist.

División de Distribución Bajío División Peninsular

División de Distribución Golfo Centro

División de Distribución Noroeste División de Distribución Sureste

CFE DISTRIBUCIÓN Sistema Integral de Gestión

INSTRUCTIVO PARA EL MANTENIMIENTO DE

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Página 2 de 39 Clave: I-4001-1917 Revisión: 0

FECHA DE ELABORACIÓN:

03 10 2017 Día Mes Año

I N D I C E Página

1 Introducción. 3 2 Antecedentes. 4 3 Objetivo. 6 4 Alcance 6 5 Políticas 7 6 Normas 7 7 Marco Normativo 8 8 Aspectos Ambientales. 10 9 Identificación de Peligros de Seguridad y Salud. 10 10 Descripción de la Gestión de Activos de Distribución. 12

10.1 Lineamientos Generales para la Elaboración de Programas de Mantenimiento de Subestaciones de Distribución. 18

11 Determinación de Valores aceptables. 32 12 Seguimiento y Control de No Conformidades. 33 13 Consideraciones hacia una Red Eléctrica Inteligente. 34 14 Diagrama de Flujo 35 15 Mecanismos de Control 36 16 Control de Cambios 36 17 Glosario 37 18 Anexos 39







1. INTRODUCCIÓN 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-Distribución 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 para contar con un programa de mantenimiento trimestral, enfocado a resultados de rentabilidad y optimización de recursos de la empresa, dirigiendo hacia el mantenimiento necesario y superar las expectativas de nuestros clientes. Se entiende como Gestión de Activos al mantenimiento requerido en las Redes Generales de Distribución (RGD), Red Nacional de Transmisión (RNT) atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución y todos sus elementos, clasificados en el proceso de Subestaciones de Distribución. La Gestión de Activos (Mantenimiento del SEN) es dinámica con enfoque a resultados, por lo que en todo momento podrá ajustarse en base a las prioridades que se requieran para aportar a los criterios de Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y Sustentabilidad logrando con esto la rentabilidad y productividad necesaria. El presente documento obedece a la necesidad de establecer criterios de trabajo a nivel Nacional para las Divisiones de Distribución con el propósito de uniformizar los lineamientos y criterios para la elaboración de los programas de mantenimiento a activos de las RGD atendidas por CFE-Distribución. La formulación, revisión y mantenimiento de esta guía, está basada en la experiencia de un grupo colegiado en base a los lineamientos establecidos por la Subdirección de Distribución y avances tecnológicos en esta materia. En cumplimiento a la Ley de la Industria Eléctrica Capítulo III, De la transmisión y distribución de energía eléctrica: Artículo 26.- Los Transportistas y los Distribuidores son responsables de la operación de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y operarán sus redes conforme a las instrucciones del CENACE. 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 como; Artículo 103.- Los Distribuidores y Suministradores de Servicios Básicos están obligados a instalar, conservar y mantener su infraestructura, así como a prestar el servicio de distribución y el







Suministro Básico a las comunidades rurales y zonas urbanas marginadas en los términos y condiciones que fije la Secretaría, ejerciendo los recursos asignados por el Fondo de Servicio Universal Eléctrico en congruencia con los programas de ampliación y modernización de las Redes Generales de Distribución autorizados por la Secretaría. En el cual se establece el objetivo de los distribuidores. Dentro de las facultades conferidas a la Secretaría de Energía, artículo 11 de la Ley de la Industria Eléctrica inciso XV Emitir las Bases del Mercado Eléctrico; de las cuales se desprende. Base 6 Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. 6.1.3 Obligaciones de los Participantes del Mercado (a) Cada Participante del Mercado debe operar y mantener sus instalaciones y equipos, conforme a los requerimientos establecidos en el Código de Red y sus disposiciones operativas que emita la CRE. 6.4 Planeación Operativa; 6.4.1 La planeación operativa de mediano plazo corresponde a un horizonte de un mes hasta tres años en adelante, cumpliendo con las condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad para la Operación del Sistema Eléctrico Nacional. ; 6.4.3 Los Participantes del Mercado, Transportistas y Distribuidores están obligados a proporcionar al CENACE la información necesaria para la realización de la planeación operativa de mediano plazo, de acuerdo con las Disposiciones Operativas del Mercado; 6.6.1 Condiciones Generales (a) El CENACE planeará y coordinará las solicitudes de salida de los equipos a que se refiere la Base 6.6.2(b) para que los Generadores, Recursos de Demanda Controlable, Transportistas y Distribuidores realicen los trabajos de mantenimiento, las modificaciones, ampliaciones y otras actividades necesarias para el correcto funcionamiento de los elementos del Sistema Eléctrico Nacional, conforme a los Criterios de Confiabilidad. (b) La realización de los trabajos descritos en el párrafo anterior considerará dos etapas:

i) La planeación de salidas en el mediano plazo que corresponde a la elaboración de un programa integrado de salidas, y

ii) La planeación de salidas en el corto plazo que corresponde al proceso de administración de

licencias. (c) Las salidas que no cumplan con los procesos de planeación y coordinación se considerarán salidas forzadas.







(d) La realización de pruebas u otros trabajos que limiten las capacidades de los equipos a que se refiere la Base 6.6.2(b) se deberán programar en los términos definidos en esta Base 6.6 aun cuando no requieren la salida del equipo. 6.6.2 Planeación de salidas en el mediano plazo (a) Cada año el CENACE desarrollará y coordinará un programa trimestral integrado de salidas.

Dicho programa se actualizará y se finalizará antes de cada trimestre. (b) El programa trimestral integrado de salidas servirá para analizar y autorizar, en su caso, las

solicitudes para la construcción, el mantenimiento, la reparación, la realización de pruebas y la calibración de:

(i) Unidades de Central Eléctrica;

(ii) Recursos de Demanda Controlable Garantizada;

(iii) Elementos de la Red Nacional de Transmisión (incluyendo interconexiones internacionales);

(iv) Elementos de las Redes de Generales de Distribución relevantes para las operaciones del

mercado, conforme lo determine el CENACE; y,

(v) SCADA/EMS y sistemas de comunicación (voz y datos), incluyendo las unidades de medición fasorial (PMU) adicionales a las que formen parte de la Red Nacional de Transmisión o las Redes Generales de Distribución.

c) Los Generadores, representantes de los Recursos de Demanda Controlable Garantizados,

Transportistas y Distribuidores son directamente responsables del desempeño de los trabajos de mantenimiento que realicen en sus respectivos equipos.

(d) El ciclo de planeación del programa trimestral integrado de salidas se realizará de la siguiente forma:

(i) En el mes de mayo de cada año, los Generadores, representantes de los Recursos de Demanda Controlable Garantizados, Transportistas y Distribuidores presentarán sus solicitudes de salida para los tres años siguientes. La información necesaria para presentar estas solicitudes se precisará en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente.

(ii) En el mes de julio de cada año, el CENACE informará a los Generadores, representantes de

los Recursos de Demanda Controlable Garantizados, Transportistas y Distribuidores sobre la







aprobación, en su caso, de las solicitudes de salida para los tres años siguientes. (Cuarta Sección) DIARIO OFICIAL martes 8 de septiembre de 2015

(iii) A más tardar 75 días antes del inicio de cada trimestre, los Generadores, representantes de

los Recursos de Demanda Controlable Garantizados, Transportistas y Distribuidores confirmarán ante el CENACE los programas de salidas previamente aprobados para el siguiente trimestre, así como las solicitudes de modificación o de salidas adicionales.

(iv) A más tardar 65 días antes del inicio de cada trimestre, el CENACE aprobará o rechazará las

solicitudes de modificación o de salidas adicionales y elaborará el programa trimestral integrado de salidas. Dicho programa se considerará definitivo para los tres meses contenidos en él.

(e) En la elaboración del programa integrado de salidas, aplicarán las consideraciones siguientes:

(i) Los Generadores, Entidades Responsables de Carga, Transportistas y Distribuidores señalarán al menos tres periodos en los que podrían realizar su salida, indicando su orden de preferencia.

(ii) El CENACE determinará cuáles solicitudes pueden realizarse manteniendo una adecuada

Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional bajo un horizonte de planeación de 24 meses, de acuerdo con lo siguiente:

A. Se utilizarán pronósticos de carga producidos por el propio CENACE.

B. Se dará prelación a las salidas programadas en ejercicios anteriores.

C. Para la evaluación de las nuevas solicitudes de salidas de los Generadores y Entidades

Responsables de Carga, se aplicará un criterio de prelación dado a partir de la puntuación que reciban los solicitantes por el cumplimiento en la ejecución de las salidas programadas en el año anterior. El esquema de puntuación será definido en el Manual de Prácticas de Mercado correspondiente, de forma que cualquier desviación, positiva o negativa, entre los periodos reales de las salidas y los periodos programados para realizarlas recibirá deducciones sobre la puntuación de cada solicitante.

D. Para la evaluación de las nuevas solicitudes de salidas de los Transportistas y

Distribuidores, se aplicarán los criterios de prelación que se establezcan en los Manuales de Prácticas de Mercado. Dichos criterios buscarán preservar la Confiabilidad y el funcionamiento eficiente del Sistema Eléctrico Nacional.

E. Se considerará cualquier otra información necesaria para evaluar las solicitudes de salida.







F. Entre los criterios para aprobar las solicitudes de salida se incluyen:

i) el potencial de causar congestión;

ii) impactos sobre la capacidad de transferencia de los recursos del sistema o de las interconexiones;

iii) impactos sobre la Confiabilidad del sistema; y,

iv) impactos en el Mercado Eléctrico Mayorista.

G. Con base en esta información y criterios, el CENACE autorizará las solicitudes de salida que sean factibles.

H. El CENACE podrá determinar y publicar los periodos y las regiones en donde no se

deberán programar salidas. Con el sustento que otorga la Ley de la Industria Eléctrica y las correspondientes Bases del Mercado, se establecen la presente guía en la integración de los programas de mantenimiento.

2. ANTECEDENTES Programa anual de mantenimiento. - En atención al Código de Red criterios operativos: Criterio OP- 110. Los Distribuidores establecerán el programa de Mantenimiento de la infraestructura eléctrica que integra la RGD, asegurando el cumplimiento de los niveles de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, documentando la gestión de su proceso de Mantenimiento y utilizando al menos un método de gestión de activos como lo son el Mantenimiento basado en la confiabilidad, análisis de riesgos, Mantenimiento basado en el tiempo, etc., que lo lleve a lograr la optimización de los recursos humano y materiales. Criterio OP- 111. Los Distribuidores deberán reportar de manera trimestral y anual a la CRE, el avance del Mantenimiento de los activos que conformen las RGD dividido por instalaciones eléctricas tales como subestaciones de distribución, líneas de distribución en media y baja tensión, y equipos de comunicación. 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 del grado de confiabilidad y prioridad realizado para tal fin, es importante señalar que los créditos disponibles deben reflejarse en estas instalaciones. Por lo anterior, se debe realizar







de acuerdo al calendario de actividades relevantes (anexo 1); de esta forma todos los créditos que se ejecuten se reflejarán en el sistema SIAD como ejecutados PROGRAMADOS y se tendrá mayor éxito en la Productividad y Eficiencia.

Anexo 1. Representación de trazabilidad de la información para un periodo de mantenimiento

trimestral.

Programa Trimestral Predictivo + Preventivo (MBD+MBC). - El sistema ideal debe visualizar el contar siempre con las RGD disponibles, 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 y el mantenimiento basado en confiabilidad en forma trimestral es 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 los equipos evaluados, 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 equipos. La Innovación y el sustento tecnológico de este mantenimiento consiste en la aplicación de algoritmos matemáticos agregados a las operaciones de diagnóstico, que juntos pueden brindar información referente a las condiciones del equipo. Tiene como objetivo la disponibilidad de los activos por mantenimientos preventivos, y de esta manera minimizar los costos por mantenimiento y disponibilidad de activos. 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 de la experiencia, historial y pericia del personal a cargo, los cuales son los responsables en determinar el momento necesario para llevar acabo dicho procedimiento. Las diferentes metodologías deberán ser evaluadas y registradas en el formato GL-DWDIS-014-R01 Grado de confiabilidad de los activos de distribución, para Subestaciones, Redes, equipos de protección al sistema eléctrico de distribución; con la intención de asegurar la continuidad de las RGD tendiendo a un mantenimiento mínimo necesario.

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-Distribución, realizando el mantenimiento mínimo necesario.

RGD al 100% Confiables para Operación Mantenimiento Necesario







3. OBJETIVO Proporcionar una metodología práctica y de aplicación general que facilite la integración, el seguimiento sistemático y la evaluación periódica del Programa de Mantenimiento a los activos de Distribución, estandarizando y aplicando las mejores prácticas, así como procedimientos para alcanzar los mayores beneficios en su elaboración y ejecución al menor costo posible donde se aplican los criterios de Rentabilidad y Optimización de Recursos en el ámbito de la División de Distribución Peninsular.

4. ALCANCE Esta guía es de aplicación obligatoria en todas las Divisiones de Distribución de CFE-Distribución y toda modificación e innovación a lo establecido en este documento, deberá ser autorizado por la Subgerencia de Distribución, para que en forma coordinada y con alto sentido institucional se enriquezca el presente, en lo que se refiera a la Gestión de Activos de los procesos:

a) Todas las Subestaciones de Distribución 4.1.a.1. Subestaciones rurales 4.1.a.2. Subestaciones urbanas

5. POLITICAS 5.1 Uniformizar en las áreas de distribución de todas las Divisiones de Distribución los

lineamientos y criterios para la elaboración de los Programas de Mantenimiento a Activos de Distribución.

5.2 Planear, programar y controlar las actividades específicas del Proceso de Mantenimiento con calidad, oportunidad, eficiencia en apego a las normas y lineamientos establecidos durante el desarrollo de los programas.

6. NORMAS 6.1 Esta guía, será de aplicación Divisional y podrá actualizarse y modificarse conforme

a disposiciones y lineamientos sobre la materia, así como por los comentarios que emitan los encargados de su implementación y observancia, a través de la Subgerencia de Distribución.

6.2 Es responsabilidad de cada Superintendente de Zona, la aplicación y vigilancia de esta guía dentro de su ámbito.







10.7. MARCO NORMATIVO • Ley de la Industria Eléctrica • Bases del Mercado Eléctrico • Código de red • Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. • Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. • Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente. • Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos. • Código de Conducta de los Trabajadores de la Comisión Federal de Electricidad. • Código de Ética de los Servidores Públicos de la Administración Pública Federal, DOF-31/07/2002. • Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2010 Protección ambiental especies nativas de

México de flora y fauna silvestres categorías de riesgo y especificaciones para su inclusión exclusión o cambio lista de especies en riesgo.

• Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (utilización). • Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida. • Norma Oficial Mexicana NOM-001-STPS-2008, Edificios, locales, instalaciones y áreas en los

centros de trabajo - Condiciones de seguridad. • Norma Oficial Mexicana NOM-002-STPS-2010, Condiciones de seguridad - Prevención y

protección contra incendios en los centros de trabajo. • Norma Oficial Mexicana NOM-004-STPS-1999, Sistemas de protección y dispositivos de seguridad

de la maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo. • Norma Oficial Mexicana NOM-005-STPS-1998, Condiciones de seguridad e higiene en los centros

de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas. • Norma Oficial Mexicana NOM-006-STPS-2000, Manejo y almacenamiento de materiales -

Condiciones y procedimientos de seguridad. • Norma Oficial Mexicana NOM-009-STPS-2011, Condiciones de seguridad para realizar trabajos en

altura. • Norma Oficial Mexicana NOM-020-STPS-2011, Recipientes sujetos a presión, recipientes

criogénicos y generadores de vapor o calderas - Funcionamiento - Condiciones de Seguridad. • Norma Oficial Mexicana NOM-025-STPS-2008, Condiciones de iluminación en los centros de

trabajo. • Manual para el diseño de Subestaciones y Líneas de Alta Tensión, CFE. • Norma Oficial Mexicana NOM-113-STPS-2009, Seguridad - Equipo de protección personal -

Calzado de protección - Clasificación, especificaciones y métodos de prueba. • Normas de Distribución - Construcción – Instalaciones Aéreas en Media y Baja Tensión, CFE • Procedimiento para el Control Sistematizado de las Actividades de Mantenimiento, CLAVE: GOM –

1590, CFE.

http://www.stps.gob.mx/bp/secciones/dgsst/normatividad/normas/Nom-004.pdf

http://www.stps.gob.mx/bp/secciones/dgsst/normatividad/normas/Nom-009.pdf







• Procedimiento para el Mantenimiento de Subestaciones de Distribución, Clave DZGO008, CFE. • Guía de mantenimiento de Subestaciones GL-DWDIS-030, CFE • Reglamento de Seguridad e Higiene en el Trabajo, Capitulo 100 Distribución, CFE. • Reglamento de Seguridad e Higiene en el Trabajo, Capitulo 800 Transmisión, CFE. • Programa Integral de Prevención de Accidentes Graves, CFE. • Sistema Integral de Gestión de la Dirección de Operación de la Comisión Federal de Electricidad. NOTA: En la aplicación de las leyes, reglamentos, normas y otros documentos relacionados en este

procedimiento, se considerará con referencia a la versión vigente.

11.8. ASPECTOS AMBIENTALES Los Aspectos Ambientales, así como sus impactos, relacionados con el proceso de mantenimiento de subestaciones eléctricas de las RGD, están descritos en los registros de aspectos ambientales que

para este fin fueron creados, los cuales son del conocimiento del personal que participa en el alcance

del presente procedimiento.

El personal involucrado en el proceso de mantenimiento de subestaciones eléctricas, presenta como

aspecto ambiental significativo los identificados en el Sistema para la Vigilancia de la Gestión

Ambiental (VIGIA), mediante el Registro P-1020-007-R-01 denominado ASPECTOS AMBIENTALES, SU SIGNIFICACION E IMPACTOS ASOCIADOS.

12.9. IDENTIFICACION DE PELIGROS DE SEGURIDAD Y SALUD Para el desarrollo de las actividades realizadas en el Mantenimiento de Subestaciones Eléctricas se

deberán considerar los Peligros de seguridad y salud identificados en el Sistema Informático de

Seguridad y Salud en el Trabajo.

Adicionalmente y según sea el caso, se deberá cumplir con lo establecido en el Reglamento de

Seguridad e Higiene, Capítulo 100 “Distribución” y el Capítulo 800 “Transmisión”.

También se deberá de aplicar los procedimientos actualizados del Programa Integral de Prevención de Accidentes Graves, tal es el caso de:

• N-4001-701 Procedimiento para las supervisiones en las actividades de campo que se realizan en

el ámbito la Subdirección de Distribución.







• N-4001-702 Procedimiento para la selección de instructores de campo en el ámbito la Subdirección

de Distribución.

• N-4001-703 Procedimiento de la evaluación de los 360°en el ámbito la Subdirección de Distribución.

• N-4001-704 Procedimiento de la escuela para personal de campo en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-705 Procedimiento para los kioscos ALEn 3D en el ámbito la Subdirección de Distribución.

• N-4001-706 Procedimiento para la reunión de inicio de jornada en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-708 Procedimiento del catálogo de maniobras de campo en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-709 Procedimiento para la Reunión del Inicio de Maniobra en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-710 Procedimiento para el programa Vivo Seguro en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-711 Procedimiento para el catálogo de equipo y herramientas en el ámbito la Subdirección

de Distribución.

• N-4001-712 Procedimiento para el programa del comportamiento en seguridad en el ámbito la

Subdirección de Distribución.

• N-4001-713 Procedimiento para la determinación del trabajador Competente en el ámbito la

Subdirección de Distribución.

• N-4001-714 Procedimiento para la implementación del capaciteatro en el ámbito la Subdirección de

Distribución.

• N-4001-715 Procedimiento para la prevención y atención de accidentes de terceros en

infraestructura eléctrica de CFE en el ámbito de la Subdirección De Distribución.

13.10. DESCRIPCIÓN DE LA GESTION DE ACTIVOS DE DISTRIBUCION a) Para la Gestión de Activos, los responsables del proceso de mantenimiento de Subestaciones

de Distribución, deberán elaborar programas trimestrales para atender las anomalías en los activos de distribución (de Subestaciones de Distribución), en base a su condición, confiabilidad y desempeño, tomando en cuenta la estadística y trazabilidad de los activos de las RGD y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución.

b) El objetivo de dichos programas de mantenimiento deberán ser el aseguramiento de la

continuidad del suministro de energía eléctrica en las RGD y RNT atendidos bajo convenio de







servicios por CFE-Distribución, con prioridad en la confiabilidad de las instalaciones, es decir, con acciones preventivas que eviten alguna interrupción en las instalaciones dirigiéndose hacia ejecutar el mantenimiento necesario.

c) Todas las acciones de mantenimiento deberán estar 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 como el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU), Salida de Banco (SB), Libramiento de Eventos (LE). Así como el cumplimiento a los indicadores de calidad y continuidad indicados en el Código de Red, SAIDI, IDT y ENS.

d) Para el análisis de la condición y del desempeño de los activos de distribución, aplicando la

ingeniería de análisis de distribución, se deberán utilizar entre otras herramientas estadísticas, de comparación y trazabilidad, el principio del PARETO, el cual identificará el o las áreas de oportunidad y sus posibles soluciones, 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 ejecutará eficazmente.

e) Durante los meses de febrero, mayo, agosto y noviembre de cada año, es decir 75 días previo

a la entrega formal del programa trimestral de mantenimiento al CENACE, se deberán programar las inspecciones minuciosas a los Activos de Distribución, dicha inspección deberá ser registrada en el formato de inspección que correspondiente, atendiendo los activos de distribución críticos en orden de prioridad de acuerdo al resultado de los lineamientos emitidos por la Subgerencia de Distribución, así como el registro GL-DWDIS-014-R01- Grado de confiabilidad de los activos.

f) Se deberá programarla inspección minuciosa a los Activos de Distribución 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 hacía la confiabilidad de las RGD y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución.

g) Para llevar a cabo el punto anterior se deberá tomar en cuenta las condiciones específicas de la instalación como su naturaleza, ubicación, exposición al ambiente o terceros, condiciones operativas a favor o en contra, fauna y flora existente, materiales, equipos o bien necesidades especiales y deberá estar plenamente identificada en el registro .GL-DWDIS-014-R01- Grado de confiabilidad de los activos.

h) En el SIAD solamente se deberán programar actividades para el Trimestre correspondiente,

Adicionalmente se deberá realizar el programa de mantenimiento quincenal en el registro GL-DWDIS-030-R-03 programa 15nal.







i) Cada Zona de Distribución de las 16 Divisiones de Distribución, deberá elaborar Órdenes de

Mantenimiento (OM), por cada Subestación, con el propósito de registrar la cantidad de recursos destinados al mantenimiento de cada activo y ser necesario conocer el costo/beneficio de los recursos aplicados. Además, el correcto registro de los recursos materiales utilizados, ayudarán a prever la adquisición de los mismos, así como su rotación en los almacenes. Dichos historiales también servirán para elaborar el Presupuesto de Inversiones de Obra (PIO), de los años futuros.

j) En cuanto a la Planeación Operativa para años futuros, cada una de las Zonas de Distribución

deberá programar 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.

k) El seguimiento a nivel divisional a los resultados obtenidos de los programas específicos aplicados en los Activos de Distribución será a través del sistema de Videoconferencias, con una periodicidad mensual para el proceso de manteamiento a subestaciones y especialidades mediante registro GL-DWDIS-030-R-08 Reporte de resultados de Distribución. 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, será tratada de manera individual, de acuerdo a un programa establecido.

l) Se tendrá un Administrador de la Gestión de Activos a Nivel Divisional para realizar las acciones

necesarias en el SIAD, cuando estas sean requeridas y justificadas por alguna eventualidad extraordinaria, llevando una bitácora de control de cambios sujeta a supervisión; dicho administrador será el responsable del Centro de Monitoreo de Activos de Distribución CEMODAD.

m) Los resultados individuales de cada División de Distribución deberán ser medidos y comparados entre sí, a partir de los resultados relativos obtenidos a los índices de confiabilidad y de calidad en el mantenimiento (número de eventos registrados) hacía la confiabilidad de las RGD y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución con el mantenimiento mínimo necesario.

n) Se deberá mantener un monitoreo constante de los activos 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%), TAP óptimo en Transformadores de Potencia en Subestaciones, y los parámetros de Calidad de Energía que fueran necesarios, todos ellos en cumplimiento al código de red.

o) 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), SIAD, libro de operación y subestaciones.

p) Para el caso de los activos de Subestaciones se deberá realizar una Supervisión mensual a las

mismas, esta actividad deberá ser registrada en los Centros de Control de Distribución correspondiente de acuerdo a la Zona de Distribución a efectos de llevar una estadística de la atención a las prioridades de los activos y registrada en los registros GL-DWDIS-030-R-01 Estado que guarda y GL-DWDIS-030-R-02 Supervisión confiabilidad, los cuales deberán estar respaldados de acuerdo a la guía de mantenimiento de subestaciones GL-DWDIS-030.

q) Se establece el Sistema Integral Distribución Administración (SIAD), como el único sistema de

reporteo estadístico y registro de actividades oficial aunado a los libros de operación y subestaciones que se indican en los procedimientos de mantenimiento.

. r) Se deberá considerar que un programa de mantenimiento ha cumplido con su objetivo cuando

al menos el 85% de los créditos sean Créditos Programados Ejecutados (CPE), es decir el programa cumpla al menos con el 85% de los Créditos Programados (CP), considerando que los Créditos No Programados Ejecutados (CNPE) son actividades realizadas derivadas de alguna emergencia o bien, son actividades complementarias o auxiliares inherentes al proceso mismo de dar mantenimiento.

s) Para pronta referencia se propone Calendario de actividades relevantes de Mantenimiento, así

como eventos relevantes los cuales se deberán observar a fin de mejorar los resultados obtenidos durante el presente año. Anexo 2.

10.1. LINEAMIENTOS GENERALES PARA LA ELABORACIÓN DE PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

El proceso de mantenimiento de Subestaciones de la División de Distribución aplicará fielmente la guía de Mantenimiento de subestaciones GL-DWDIS-030, adicionalmente atenderá los lineamientos emitidos por la Subgerencia de Distribución.

a) Se establece que las subestaciones de distribución críticas en las Divisiones 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. Si bien, los Indicadores de Desempeño son un índice de confiabilidad de las







RGD y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución, el número de eventos en Subestaciones de Distribución representan un parámetro del enfoque y la calidad del mantenimiento realizado, aunado a la evaluación del grado de confiabilidad mediante registro GL-DWDIS-030-R-01 Estado que guarda y GL-DWDIS-030-R-02 Supervisión confiabilidad.

b) El resultado de las inspecciones de las Subestaciones de Distribución, es decir las anomalías

detectadas en dichas inspecciones, deberán quedar registradas en el módulo del SIAD 4-2 (Registro de Inspecciones), a partir de las cuales se generarán los programas trimestrales de inspección y mantenimiento, tomando en consideración los75 días de anticipación al periodo; aunado al registro en el libro de subestaciones.

c) Una vez identificadas todas y cada una de las anomalías detectadas durante las inspecciones de las subestaciones de distribución, se registrarán en el módulo de SIAD 4-A-C (Programación Anual de Trabajo – Subestaciones), con un horizonte trimestral, mismo que será base para la elaboración del programa trianual contemplado en las bases del mercado.

d) Si derivado de las inspecciones de las subestaciones de distribución se detectan anomalías

críticas, que pongan en riesgo a los colaboradores, las instalaciones, terceros o sus propiedades, las cuales no es posible programar debido a que ponen en riesgo la Confiabilidad de las RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución, se atenderán inmediatamente, previa autorización del coordinador de mantenimiento divisional, así como registrando el motivo de la salida en el registro GL-DWDIS-030-R-04_Formato solicitud de salidas forzadas.

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 subestaciones de distribución más críticas, se corrija durante cada trimestre, para así, sucesivamente se continúe durante todo el año con las subestaciones de distribución 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 Ejecutado por Terceros) definiendo para dichas actividades las unidades de medida que corresponda.

g) Se establece que la totalidad de los equipos instalados en las subestaciones de distribución deberán estar registrados debidamente en el módulo del SIAD correspondiente, para el caso de los equipos instalados en subestaciones de distribución, el registro será en el módulo 4-9-B (Catalogo de Equipos en Subestaciones), misma base de datos, que servirá como base para







elaborar el programa de mantenimiento correspondiente. El SIAD no permitirá copiar y/o duplicar el Programa de Mantenimiento anterior.

h) Todas las pruebas del desempeño o comprobación de la condición del equipo eléctrico primario instalado en las subestaciones de distribución se deberá registrar invariablemente para su control y seguimiento en el SIAD módulo 4-9-D (Hojas de Prueba para Equipos Primarios).

i) Las inspecciones de termografía en las subestaciones de distribución también deberán

registrase en el módulo de SIAD 4-9-E (Termografía de Puntos Calientes), además de considerarse en los programas trimestrales de inspección en las subestaciones de distribución; adicionalmente, si no se detecta punto caliente se deberá registrar en el formato GL-DWDIS-030-R-11 Puntos calientes.

j) Se establece que todos los eventos en los activos de las subestaciones de distribución, deberán

ser registrados y/o actualizados en el SIAD, módulo 5-3 (Captura de Salidas de Subestaciones), ya que esta información servirá como base del análisis para el programa de mantenimiento del siguiente Trimestre.

k) Los créditos que deberán considerarse para los programas de inspección y mantenimiento a

subestaciones, 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 a subestaciones 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 los de inspección y mantenimiento a subestaciones de distribución, 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 módulo correspondiente del SIAD módulo 4-A-E (Captura de Programas Especiales), sin que estas actividades aumenten desproporcionadamente los créditos ejecutados en programas específicos de mantenimiento de subestaciones de distribución, como por ejemplo las Reuniones de Inicio de Jornada (RIJ), Reuniones Semanales de Seguridad e Higiene y/o Cursos de Capacitación.

m) Los programas limpieza, deshierbe y fumigación en subestaciones de distribución, deberán

realizarse en orden de prioridad y recursos disponibles que, por su condición, desempeño, naturaleza o ubicación, aporten mayor cantidad de eventos por causas relacionadas con la flora y fauna, de tal manera que su atención quede concluida dentro del trimestre considerado. Para estos 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 subestaciones de







distribución, se realizará a través del módulo del SIAD 4-3-A…E (Mantenimiento por Terceros), definiendo para dicha actividad la unidad de medida que corresponda.

n) Los programas generales que se deben considerar y cargar al Sistema Integral Administración

Distribución (SIAD) son:

• Para el Mantenimiento de Subestaciones de Distribución.

Programa 1er.

Trimestre 2do.

Trimestre 3er.

Trimestre 4to.

Trimestre Programa de Inspección a Subestaciones de Distribución

X X X X

Programa de Mantenimiento a Subestaciones de Distribución

X X X X

Programa de Seguridad e Higiene y Capacitación de Subestaciones de Distribución

X X X X

Nota: El programa de inspección trimestral de Subestaciones considerado, será la base de partida para elaborar el

Programa Trimestral de Mantenimiento del siguiente trimestre.

14.11. DETERMINACION DE VALORES ACEPTABLES La gestión de la eficacia de la planeación y oportunidad ejecución de los programas de mantenimiento será medida a partir de los resultados obtenidos en el desempeño de los Activos de las RGD y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución, en este sentido se medirá de la siguiente manera:

No. Variable de Control Zona División Frecuencia

1 CUMPLIMIENTO MENSUAL DE CPE SUBESTACIONES

Valor > o = 85%

Valor > o = 85% Mensual

Los valores de referencia y/o comparación serán los establecidos en el contrato programa formalizado de la Gerencia Divisional con cada Zona de Distribución y se le dará seguimiento a través de las herramientas institucionales que para dicho fin existen o sean creadas (SIAD, CIM@, MySAP, etc); para el caso del proceso de mantenimiento se realizará evaluación del proceso mediante registro GL-DWDIS-030-R-08 Reporte de resultados de Distribución.







15.12. SEGUIMIENTO Y CONTROL DE NO CONFORMIDADES De gran importancia resulta conocer el grado de madurez de la implementación del SIG a través del

control del proceso por lo que ante el incumplimiento de las siguientes metas trimestrales de proceso de subestaciones

• Salida de Bancos (SB)

• Libramiento de Eventos (LE)

Se deberá de evidenciar la desviación a través de la solicitud de Acción Correctiva (NC) creada en el ámbito de la Zona de Operación Distribución. Para el caso de Oficinas Divisionales se procederá a la solicitud de Acción Correctiva (NC) cuando exista una desviación del 60% de las Zonas comprendidas en la División para cada una de las metas trimestrales de los indicadores. Estas acciones tienen por objetivo recuperar el control del indicador con medidas correctivas objetivas y en el menor tiempo optimizando los recursos. Lo anterior en base al Procedimiento para Producto No Conforme, No Conformidades, Acciones Correctivas y Preventivas P-1020-05.

16.13. CONSIDERACIONES HACIA UNA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE

Se debe tener la visión y trabajar intensamente en la TRANSFERENCIA AL 100% de cada una de las líneas de alta tensión y subestaciones de distribución, 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 o contiguas. Se continúa desarrollando la automatización de

subestaciones y circuitos de distribución que requieren la continua capacitación y desarrollo de los colaboradores para realizar sus trabajos con seguridad. Se tiene digitalizado las RGD que permite

tener el Sistema de Administración de Distribución (DMS), la Gestión de la Fuerza de Trabajo (WFM)

por medio de vehículos con GPS para la optimización de recursos, un Sistema de Gestión de Fallas (OMS) para mejorar el restablecimiento del servicio, Sistema PME para Balance de Energía y

reducción de Pérdidas de Energía, Monitoreo de Transformadores de Potencia en tiempo Real,

Sistemas de Gestión y Respuesta a la Demanda, fortalecimiento de los sistemas de comunicación, integración de energías renovables en las RGD, esquemas de acción remedial, así como el desarrollo







de la interoperabilidad de sistemas que aportan a la competitividad de la CFE-Distribución por medio de soluciones hacia los usuarios domésticos y calificados por lo que es prioridad la continua

capacitación del colaborador y el desarrollo de una cultura preventiva de seguridad, todo lo anterior

como parte de la transformación organizacional y gestión del Cambio como una Empresa Productiva del Estado.

Todo lo anterior deberá registrarse debidamente en el Presupuesto de Inversiones de Obra (PIO) multianual para su evaluación de rentabilidad y en su caso autorización, pero también deberá

considerarse en el plan rector de cada una de las Zonas de Distribución, deberá administrarse con

criterios de optimización de recursos el presupuesto de explotación a todos los niveles de la

organización.

Contar con un Comité de Operación Zona con sesiones periódicas quincenales y Divisional con

sesiones mensuales, permitirá dar el seguimiento continuo y trazabilidad de la confiabilidad las RGN y RNT atendidos bajo convenio de servicios por CFE-Distribución, reduciendo la posibilidad de la

energía no suministrada, así como promover los apoyos, mejores prácticas y gestiones necesarias en

la interacción de todos los procesos, con enfoque al logro de resultados de la empresa.







17.14. DIAGRAMA DE FLUJO

Departamento del Proceso de Mantenimiento Divisional

Superintendencia de Zona

Departamento del Proceso de Mantenimiento

Oficina del Proceso de Mantenimiento Sobrestante Cuadrilla de

Mantenimiento







18.15. MECANISMOS DE CONTROL

ACTIVIDAD DE CONTROL INSTRUMENTO DE

CONTROL RESPONSABLE DE LA

ACTIVIDAD

Verificación del Cumplimiento del Programa Trimestral de Mantenimiento Divisional

SIAD Jefe de Departamento de Proceso Mantenimiento

Divisional

Verificación del Cumplimiento del Programa Trimestral de Mantenimiento de Zona

SIAD Jefe de Departamento de Proceso de Mantenimiento Zona

Videoconferencias de seguimiento de Acuerdo a Programa Anual

Videoconferencias, HERMES Jefe de Departamento de

Proceso de Mantenimiento Divisional

19.16. CONTROL DE CAMBIOS

Revisión No.

Fecha HOJA No. Motivo o Causa

D M A 0 Guía de nueva creación.

ELABORÓ AUTORIZÓ

Ing. Responsable Jefe de Departamento de

Mantenimiento

Ing. Responsable Subgerente de Distribución







20.17. GLOSARIO Acción correctiva: es aquella que llevamos a cabo para eliminar la causa de un problema. Las correcciones atacan los problemas, las acciones correctivas sus causas. Acción Preventiva: se anticipan a la causa, y pretenden eliminarla antes de su existencia. Evitan los problemas identificando los riesgos. Cualquier acción que disminuya un riesgo es una acción preventiva. Automatismo: Es un conjunto de módulos comunicados entre sí, formando un sistema de control modular único que permite realizar, sin la intervención del hombre, una serie de procesos o secuencias lógicas predeterminadas sobre un sistema de distribución de energía eléctrica. CEMODAD: Centro de Monitoreo y Diagnostico de Activos de Distribución. Circuito de Distribución: Es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la Subestación Eléctrica hasta los usuarios finales. CNPE: Crédito No Programado Ejecutado (Modulo de Programación Anual de Trabajo, SIAD) CP: Crédito Programado (Modulo de Programación Anual de Trabajo, SIAD) CPE: Crédito Programado Ejecutado (Modulo de Programación Anual de Trabajo, SIAD) MBC: Mantenimiento Basado en la Condición, metodología o técnica basada en las condiciones o parámetros de los activos, por ejemplo, anomalías u operación fuera del rango permitido. MBD: Mantenimiento Basado en el Desempeño, metodología o técnica basada en índices del desempeño de los activos, por ejemplo, Número de Interrupciones, Tiempo Promedio de Restablecimiento, Tiempo de Interrupción por Usuario, Inconformidades por cada mil Usuarios, Salida de Bancos, Libramiento de Eventos, Pérdidas, o cualquier índice que mida el desempeño. PME: Power-Metering Expert. SCADA: acrónimo de Supervisor, Control And Data Adquisition (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) es un software para ordenadores que permite controlar y supervisar procesos industriales a distancia. Facilita retroalimentación en tiempo real con los dispositivos de campo (sensores y actuadores), y controla el proceso automáticamente. Provee toda la información que se genera en el proceso productivo y permite su gestión e intervención. SED: Sistema Eléctrico de Distribución, conjunto de activos que combinados dan como resultado la Transportación, transformación y Distribución de la energía eléctrica. SIAD: Sistema Integral Administración Distribución, Software Institucional de la CFE. SICOSS: Sistema de Control de Solicitudes de Servicio, Software Institucional de la CFE SIG-CFE: Sistema de Información Geográfica de la Comisión Federal de Electricidad, Software Institucional de la CFE.







Subestación Eléctrica: Es una instalación destinada a modificar y establecer los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar el transporte y distribución de la energía eléctrica mediante Circuitos de Distribución. Su equipo principal es el transformador. TIU: Tiempo de Interrupción por Usuario (minutos/usuario), es el cociente que resulta dividir el producto de la cantidad de clientes afectados en una interrupción permanente por la duración de esa interrupción, entre el número total de clientes de una región determinada (usuarios totales de una División, Zona, Área, Circuito), este índice se evalúa de manera acumulada y por lo tanto es la sumatoria del resultado de todos los eventos de esta naturaleza registrados en un periodo de tiempo determinado (año, trimestre, mes). SB: Salida de banco. LE: Libramiento de eventos. RNT: Red nacional de transmisión, mayores a 69 kV. RGD: Redes Generales de distribución, menores a 69 kV.







21.18. ANEXOS







ANEXO 2

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

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P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

P

R

Depto. Zona 4.00%

4.00%

ENE JUL AGO

Depto. Zona

OCTFEBAvance

División

4.00%

1

Inspección detallada líneas y redes Jefes de área

4.00%

4.00%3

Coordinador Mantenimiento

Coordinador Mantenimiento

Depto. Zona

2Límite para integrar programa trimestral demantenimiento de acuerdo a las Bases del MercadoEléctrico Mayorista

Videoconferencia- Revisión de programa de mantenimiento 15nal- Revisión de avance programa 15nal- Indicadores- Avance Seguridad- Finanzas- Revisión de actividades Comité Operación

Zona

10 Integración de lista de materiales de mantenimiento

20

25.3

MAR SEPResponsable

Evaluación 360°|

Seguridad

Validación Programa trimestral de mantenimiento

División

NOV DICNo. ACTIVIDADES

6

4

Supervisión y validación de la Inspección detallada deredes y líneas

MAY JUNPonderación

ABR

División

Límite para integrar programa trianual de mantenimientode acuerdo a las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista

4.00%14

División13

Integración de programa trimestral con otras áreas deCFE

Todos

Jefe Depto.

25

Grupos FácticoComité de operación

23.2

4.00%

4.00%

4.00%

4.00%

8Fecha límite de Inspección al 100% de lasSubestaciones Depto. Zona

23.1

Videoconferencia- Revisión de programa de mantenimiento 15nal- Revisión de avance programa 15nal- Resumen de comité de confiabilidad- Productividad de colaboradores- Puesta en servicio

Zona

División

7

12

Evaluación trimestral del proceso de mantenimiento

Reunión integral Operación Mantenimiento Zona eintegración de programa trimestral

4.00%

4.00%Emisión de Directrices

Depto. Zona 4.00%

11

25.1

25.2

Supervisiones efectivas

Determinación de trabajador competente- Verificar que dentro de las maniobras calificadas almenos se logren 95 puntos

5 Grado de confiabilidad de los activos

4.00%

9Inspección detallada Subestaciones de menor grado deconfiabilidad

Detección de puntos calientes activos de Distribución Depto. Zona 4.00%

15 Revisión, inspección de herramienta y equipo de prueba Jefe Depto. /Jefes de área 4.00%

4.00%

24 SISNAE Jefe Depto. /Jefes de área 4.00%

16Integración, revisión de programa de atención antecontingencia DZGF087 Transformadores de Potencia que Presentaron Falla

Coordinador Mantenimiento 4.00%

17DZGF081 Formato Reporte Condensado de Atención aTransformadores de Potencia para AnálisisCromatográfico de Gases

Jefe Depto. 4.00%

19Integración de programa de mantenimiento a equipohidráulico Jefe Depto. 4.00%

18Evaluación mensual del proceso de mantenimientoDZGF002 Formato para el Reporte de Resultados deDistribución.

División 4.00%

21 Supervisión a jefaturas de área de distribución Jefe Depto. 4.00%

22Integración y registro de necesidades presupuestales PIO-PRODESEN Jefe Depto. 4.00%

24.1

Verificar en el SISNAE la actualización de:-Datos básicos de Líneas, Subestaciones y Circuitos.-Lista de Plantas de Emergencia disponibles en laDivisión por capacidad-Que las plantas de emergencia se encuentren enbuenas condiciones de operación - Canasta básica 1CBE

Jefe Depto.

24.2

Consolidación de información:-Acciones realizadas-Necesidades previas-Lista de personal de apoyo-Estado que guarda cada Subestación de Distribución -Lista de equipos de comunicación -Lista de equipos de protección

Jefe Depto.

24.3

Actualizar información:-Lista de Contratistas Locales y Foráneos -Condición de Subestaciones móviles-Formato de "Control de Plantas de Emergencia"-Rol de guardia

Jefe Depto.

24.4

Asegurar:-inspecciones, retiro de objetos y aseguramiento deinstalaciones -Retenidas de torres, antenas, etc.-Protección a equipos susceptibles a daño

Jefe Depto.

24.5

Carpeta actualizada de la Zona a la Subgerencia deDistribución donde se contempla el procedimiento paraatender condiciones de emergencia en instalaciones dedistribución afectadas por sismos o fenómenosmeteorológicos.

Jefe Depto.

24.6 Listado de obras susceptibles de realizar Jefe Depto.

23 Videoconferencias Jefe Depto. 4.00%

INSTRUCTIVO PARA EL MANTENIMIENTO DE SUBESTACIONES DE …

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