acuerdo normativo para la definiciÓn de fronteras de

ACUERDO NORMATIVO PARA LA DEFINICIÓN DE

FRONTERAS DE RESPONSABILIDAD ENTRE:

LAS EMPRESAS PRODUCTIVAS SUBSIDIARIAS CFE GENERACIÓN

Y LA EMPRESA PRODUCTIVA SUBSIDIARIA

CFE DISTRIBUCIÓN

Diredirec

DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

ACUERDO INTERNO NORMATIVO PARA DEFINICIÓN DE FRONTERAS DE RESPONSABILIDAD ENTRE LAS EPS CFE

GENERACIÓN Y LA EPS CFE DISTRIBUCIÓN

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FECHA DE ELABORACIÓN 11/05/16

HOJA DE FORMALIZACIÓN

CLAVE DEL ÁREA: DIRECCIÓN DE OPERACIÓN

DÍA MES AÑO 12 Julio 2016

ÁMBITO DE APLICACIÓN: Institucional

AUTORIZÓ Ing. Francisco de la Parra Díaz de León

Director de Operación

Lic. Roberto Martínez Espinoza Apoderado legal de las

EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución

Ing. Eduardo Arriola Jiménez Subdirector de Generación

Ing. Roberto Vidal León Subdirector de Distribución

Ing. Juan Antonio Fernández Correa Coordinador de Generación Termoeléctrica (E/F)

Ing. Marcelino Torres Vázquez Coordinador de Distribución

Ing. Juan Gonzalo Morales Pérez Coordinador de Generación Hidroeléctrica

Ing. José Antonio Vega García Gerente de Operación

VIGENCIA: A partir del 25 de julio de 2016

OBSERVACIONES:




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HOJA DE CREDITOS

Se hace un reconocimiento a quienes participaron en la elaboración y desarrollo del presente documento normativo que permite la realización de las actividades de manera estrictamente independiente en “Términos para la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad”

Ing. Juan Antonio Fernández Correa Gerente de Ingeniera Eléctrica SDG

Ing. Eduardo Reyes Aguas. Subgerente de Equipo Eléctrico Primario GIE-SDG

Ing. Martín Antonio Ávila Cámara

Subgerencia Regional de Generación Termoeléctrica Peninsular

Ing. Luis Alberto Valdivia Mercado Gerencia Regional de Producción Occidente Ing. Alfonso Osuna Favila Gerencia de Ingeniera Eléctrica SDG

Ing. Alberto Cañamar Cisneros Gerencia de Ingeniera Eléctrica SDG

Ing. Mario Vázquez Quiles División de Distribución Bajío

Ing. Servando Sánchez Ruíz División de Distribución Centro Occidente Ing. José Antonio Valdovinos Salgado División de Distribución Centro Occidente Ing. Marco Antonio Ortiz Hernández División de Distribución Golfo Centro Ing. Iván Soto Ríos División de Distribución Noroeste Ing. Héctor Enrique Lemus Zavala División de Distribución Jalisco Ing. Jorge Ortiz del Río División de Distribución Jalisco Ing. José Rodolfo Iturbe Aguilar División de Distribución Centro Oriente Ing. Fermín Pérez Vargas División de Distribución Centro Oriente

Ing. Sergio Cruz López División de Distribución Sureste

Ing. Juan Carboni Verdugo División de Distribución Baja California Ing. Carlos Coss López División de Distribución Bajío Ing. Erick Cruz Luna División de Distribución Valle de México Norte




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Contenido

1. Antecedentes ............................................................................................. 7

2. Objetivo .................................................................................................... 10

3. Alcance .................................................................................................... 10

4. Marco Legal ............................................................................................. 11

5. Definiciones .............................................................................................. 11

6. Metodología ............................................................................................. 13

7. Lineamientos ............................................................................................ 15

7.1 Central Eléctrica Legada .......................................................................... 15

7.2 Redes Generales de Distribución. ............................................................ 16

7.3 Lineamientos del acuerdo. ........................................................................ 17

8. Escenarios de Responsabilidad de Activos de Centrales Eléctricas Legadas y Subestaciones de la RGD. ..................................................... 18

8.1 Escenarios de fronteras operativas .......................................................... 18

8.1.1 Subestación convencional tipo 1: ............................................................. 18

8.1.1.1 Descripción subestación convencional tipo 1 ........................................... 18

8.1.1.2 Fronteras de separación de EEP subestación convencional tipo 1 .......... 19

8.1.2 Subestación convencional tipo 2 .............................................................. 21


8.1.2.2 Fronteras de Separación de EEP subestación convencional tipo 2 ......... 22







9. Fronteras de Responsabilidad de Subestaciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución. ................................................... 26

9.1 Servicios Propios ..................................................................................... 26

9.1.1 Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna .................................. 26




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9.1.1.1 Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna para Subestación Convencional Tipo 1 ................................................................................ 26




9.1.1.5 Fronteras de Responsabilidad para el Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna cuando el Tablero de Servicios Propios es propiedad de las EPS CFE Generación. ........................................................................ 32

9.1.1.6 Fronteras de Responsabilidad para el Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna cuando el Tablero de Servicios Propios es propiedad de la EPS CFE Distribución. ......................................................................... 33

9.1.2 Sistema de Servicios Propios en Corriente Directa. ................................. 34

9.2 Sistema de Tierras .................................................................................... 37

9.3 Estructuras Metálicas Mayores, Menores y Blindaje de Subestaciones. . 40

9.4 Cuarto de Control y Casetas de Control .................................................. 41

9.5 Trincheras. ............................................................................................... 43

9.6 Sistemas de Alumbrado. .......................................................................... 44

10. Fronteras de Responsabilidad de Protecciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución. ................................................... 44

10.1 Tableros de Protección, Control y Medición (PCyM) ................................ 45

10.2 Esquema de Protección de Transformador. ............................................. 46

10.3 Esquema de Protección Falla de Interruptor ............................................ 48

10.3.1 Interruptor Medio Común para Dos Transformadores de la EPS CFE Distribución .............................................................................................. 48

10.4 Transformadores de Instrumento ............................................................. 49

10.5 Señales de Interruptores y Cuchillas ........................................................ 50

10.6 Esquemas de Acción Remedial y Esquemas de Protección de Sistema. 51

10.7 Cables de Control .................................................................................... 51

11. Fronteras de Responsabilidad de Comunicaciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución. ................................................... 52

11.1 Generalidades de sistemas de comunicación. ......................................... 52

11.2 Sistema de telefonía ................................................................................. 53




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11.3 Infraestructura .......................................................................................... 53

11.4 Sistema de Microondas ............................................................................ 54

11.5 Sistema de Multiplexores .......................................................................... 55

11.6 Sistemas de Radiocomunicación de voz y datos ...................................... 55

11.7 Redes de Datos ........................................................................................ 55

11.8 Equipos de Fibra Óptica ........................................................................... 56

12. Fronteras de Responsabilidad de Control entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución .......................................................................... 56

12.1 Sistema SCADA bajo la responsabilidad de las EPS CFE Generación .... 57

12.2 Sistema SCADA bajo la responsabilidad de la EPS CFE Distribución en predios de Centrales ............................................................................................. 59

12.3 Sistema de Fuerza – Servicios Propios .................................................... 61

13. Fronteras de Responsabilidad de Medición para Liquidación entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución ............................................ 62

13.1 Medición para Liquidación de Unidades de Generación .......................... 62

13.2 Medición de Servicios Propios. ................................................................ 64

13.2.1 Medición de Transformadores de Potencia conectados a un bus de la EPS CFE Distribución (Subestación convencional Tipo 1). ............................. 64

13.2.2 Medición de servicios propios conectado en un bus de la EPS CFE Distribución .............................................................................................. 65

13.2.3 Medición de servicios propios conectado de un circuito externo de la EPS CFE Distribución ...................................................................................... 66

14. Convenio de Servicios .............................................................................. 68

15. Contrato de servicios diversos. ....................................................................... 68

16. Generalidades ................................................................................................. 68




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1. Antecedentes

Que el Transitorio Décimo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, señala que el Congreso de la Unión realizará las adecuaciones que resulten necesarias al marco jurídico a fin de señalar como atribuciones de la Secretaría del ramo en materia de Energía las de establecer los Términos de Estricta Separación Legal (TESL) que se requieren para fomentar el acceso abierto y la operación eficiente del sector eléctrico, y vigilar su cumplimiento. De acuerdo al decreto publicado el 11 de agosto del 2014 en el Diario Oficial de la Federación en el que se expide la Ley de la Industria Eléctrica, quedó establecido lo siguiente: Artículo 8, Párrafo primero “La generación, transmisión, distribución, comercialización y la proveeduría de insumos primarios para la industria eléctrica se realizarán de manera independiente entre ellas y bajo condiciones de estricta separación legal…” Artículo 8, Párrafo cuarto “Sin perjuicio de la separación legal a que se refiere este artículo, la CRE podrá establecer la separación contable, operativa o funcional de los integrantes de la industria eléctrica, cuando, a su juicio, sea necesaria para la regulación de dicha industria.” Artículo 11, Fracción VII La Secretaría está facultada para: “Establecer y vigilar los términos para la separación legal de integrantes de la industria eléctrica y la desincorporación de activos, derechos, partes sociales o acciones.” Artículo 11, Fracción XVII La Secretaría está facultada para: “Establecer criterios para la delimitación de las Centrales Eléctricas, las redes de transmisión, las redes de distribución, los Centros de Carga y el Sistema Eléctrico Nacional, y para clasificar las instalaciones eléctricas en las categorías correspondientes.” Transitorio Tercero “Durante el periodo de reestructura de la industria eléctrica, la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), según corresponda, continuarán prestando los servicios de generación, transmisión,




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distribución, comercialización y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional con la finalidad de mantener la Continuidad del Suministro Eléctrico. La Secretaría de Energía coordinará la reestructura de la industria eléctrica, definirá los plazos del periodo de reestructura y establecerá las políticas y acciones que se requieran para conducir los procesos para su implementación.” Transitorio Cuarto “La Comisión Federal de Electricidad realizará la separación contable, operativa, funcional y legal que corresponda a cada una de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. La Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía, en el ámbito de sus atribuciones, establecerán los términos bajo los cuales la Comisión Federal de Electricidad llevará a cabo dicha separación, la cual será vertical entre las distintas líneas de negocio y horizontal entre una misma línea de negocio, conforme a lo siguiente: I. Las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización dentro de la Comisión Federal de Electricidad observarán una estricta separación vertical, que deberá ser legal; … … La separación señalada en este artículo se realizará con el presupuesto autorizado de la Comisión Federal de Electricidad. El proceso se realizará con la participación que corresponda al Servicio de Administración y Enajenación de Bienes.” Transitorio Sexto. “Sin perjuicio de los Contratos Legados para el Suministro Básico que se celebren en términos del artículo Décimo Noveno Transitorio, los contratos celebrados entre la Comisión Federal de Electricidad y terceros, vigentes o con pasivos contingentes a la separación de la Comisión Federal de Electricidad a que se refiere el artículo Cuarto Transitorio del presente Decreto, se transferirán a las empresas productivas del Estado, a las empresas productivas subsidiarias, a las empresas filiales de las anteriores o al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), según corresponda, en los términos que defina la Secretaría de Energía. Bajo ninguna circunstancia dicha transferencia causará la rescisión de dichos contratos o la extinción de las obligaciones contenidas en ellos. Los permisos, autorizaciones, licencias, concesiones y demás instrumentos asignados a la Comisión Federal de Electricidad a la entrada en vigor del presente Decreto se transferirán en los términos que defina la Secretaría de Energía, conservando su vigencia.” De acuerdo al decreto publicado el 11 de agosto del 2014 en el Diario Oficial de la Federación en el que se expide la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, se estableció lo siguiente:




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Artículo 5 Primer párrafo “La Comisión Federal de Electricidad tiene por objeto prestar, en términos de la legislación aplicable, el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, por cuenta y orden del Estado Mexicano.” Artículo 10 Párrafo tercero “Para salvaguardar el acceso abierto, la operación eficiente y la competencia en la industria eléctrica, la Comisión Federal de Electricidad realizará las actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización, Suministro Básico, Suministro Calificado, Suministro de Último Recurso, la proveeduría de insumos primarios para la industria eléctrica, así como las actividades auxiliares y conexas de la misma, de manera estrictamente independiente entre ellas. Para lo anterior, establecerá la separación contable, funcional y estructural que se requiera entre sus divisiones, regiones, empresas productivas subsidiarias y empresas filiales de acuerdo con la Ley de la Industria Eléctrica y en términos de la estricta separación legal que establezca la Secretaría de Energía, la normatividad en materia de competencia económica y la regulación que para el efecto establezca la Comisión Reguladora de Energía. Todo lo anterior deberá atender lo dispuesto en el Capítulo I del Título Cuarto de esta Ley. Las centrales eléctricas a cargo de la Comisión Federal de Electricidad se agruparán en unidades que actuarán de manera independiente.” Artículo 57 Párrafo cuarto “Las empresas productivas subsidiarias y empresas filiales de la Comisión Federal de Electricidad operarán conforme a lo dispuesto en la Ley de la Industria Eléctrica, en los términos de la estricta separación legal que establezca la Secretaría de Energía, por lo que su participación en los mercados será de manera independiente.” Artículo 60 Párrafo primero “La creación, fusión o escisión de empresas productivas subsidiarias, así como de empresas filiales en las que la Comisión Federal de Electricidad participe de manera directa, será autorizada por el Consejo de Administración de la Comisión Federal de Electricidad, a propuesta de su Director General, misma que deberá presentarse conforme a las normas que dicte el propio Consejo.” De acuerdo a las Bases del Mercado Eléctrico publicadas en el Diario Oficial de la Federación, el 8 de septiembre del 2015 se estableció en la Base I “Introducción y disposiciones generales” lo siguiente: Sección 1.2.6 “En el artículo 95 de la Ley se establece que el Mercado Eléctrico Mayorista deberá promover el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad, por lo




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que en este sentido, la Base 6 establece las normas que rigen el mantenimiento de la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, los procedimientos operativos a ser usados en un estado operativo de emergencia, los requisitos mínimos para la comunicación entre el CENACE y los Participantes del Mercado, así como las obligaciones y responsabilidades relativas a la Confiabilidad que deberán llevar a cabo los Transportistas, Distribuidores, Centrales Eléctricas, Generadores Exentos, Participantes del Mercado y el CENACE en relación con el Mercado Eléctrico Mayorista. Lo previsto en esta Base complementa el Código de Red y las demás disposiciones que la CRE emita en materia de confiabilidad.”… En acuerdo al decreto publicado el 11 de enero del 2016 en el Diario Oficial de la Federación en el que se expide los Términos para la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad, establecidos en los capítulos siguientes: Capítulo 1 Disposiciones generales 1.2.1 Las actividades que se indican a continuación (Actividades Independientes) serán realizadas por la CFE de manera independiente entre sí, bajo condiciones de estricta separación legal y a través de EPS, EF o cualquier modelo de asociación previsto por la Ley de la CFE según corresponda: (a) Generación; (b) Transmisión; (c) Distribución; (d) Suministro Básico; (e) Comercialización distinta al Suministro Básico; y, (f) Proveeduría de Insumos Primarios

2. Objetivo

Establecer la metodología y los lineamientos para definir las fronteras de responsabilidad del Equipo Eléctrico Primario, Equipos de Protección, Medición, Control y Comunicaciones, que permitan la operación eficiente de las Centrales Eléctricas Legadas responsabilidad de las Empresas Productivas Subsidiarias CFE Generación, y las Redes Generales de Distribución, las cuales son responsabilidad de la Empresa Productiva Subsidiaria CFE Distribución.

3. Alcance El presente documento es de aplicación obligatoria para las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución, así como para el personal de CFE que realice




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actividades en las Centrales Eléctricas Legadas y las RGD; lo anterior con independencia de su nivel jerárquico, ubicación y geografía, adscripción operativa o tipo de contrato. En cumplimiento a lo señalado se trabaja en la identificación y transferencia de activos sobre un universo de acuerdo al anexo 4.

4. Marco Legal Decreto de Promulgación de la Reforma Eléctrica Ley de la Industria Eléctrica Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica Ley de la Comisión Federal de Electricidad Reglamento de la Comisión Federal de Electricidad Bases del Mercado Eléctrico Términos para la Estricta Separación Legal de la Comisión Federal de Electricidad Código de Red

5. Definiciones Alta Tensión.- La tensión de Suministro Eléctrico a niveles mayores a 35 kilovolts.

Baja Tensión.- La tensión de Suministro Eléctrico a niveles iguales o menores a un kilovolt.

Central Eléctrica: Instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten generar energía eléctrica y productos asociados.

Central Eléctrica Legada (CEL): Central Eléctrica que, a la entrada en vigor de la presente Ley, no se incluye en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, producción independiente o usos propios continuos, y:




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a) Es propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se

encuentra en condiciones de operación, o b) Cuya construcción y entrega se ha incluido en el Presupuesto de

Egresos de la Federación en modalidad de inversión directa.

Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional: La emisión de instrucciones relativas a:

a) La asignación y despacho de las Centrales Eléctricas y de la Demanda Controlable;

b) La operación de la Red Nacional de Transmisión que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista, y

c) La operación de las Redes Generales de Distribución que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista.

Distribuidor.- Los organismos o empresas productivas del estado o sus empresas productivas subsidiarias, que presten el servicio público de distribución de energía eléctrica.

EEP.- Equipo Eléctrico Primario.

Frontera de Activo Fijo.- Es la frontera que define la propiedad y responsabilidad de mantenimiento, ampliación y modernización de los equipos.

Frontera Operativa.- Frontera de responsabilidad operativa en la que se realiza la separación entre el proceso de Generación y el proceso de Distribución. Media Tensión.- La tensión de Suministro Eléctrico a niveles mayores a un kilovolt y menores o iguales a 35 kilovolts.

Medición para facturación.-. Es la medición con calidad de facturación para el Mercado Eléctrico Mayorista.

Red Eléctrica: Sistema integrado por líneas, subestaciones y equipos de transformación, compensación, protección, conmutación, medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otros, que permiten la transmisión y distribución de energía eléctrica. Redes Generales de Distribución: Redes Eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general. Red Nacional de Transmisión: Sistema integrado por el conjunto de las Redes Eléctricas que se utilizan para transportar energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución y al público en general, así como las interconexiones a los sistemas eléctricos extranjeros que determine la Secretaría. Reglas del Mercado: Conjuntamente, las Bases del Mercado Eléctrico y las




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Disposiciones Operativas del Mercado, que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista. Sistema Eléctrico Nacional: El sistema integrado por:

a) La Red Nacional de Transmisión; b) Las Redes Generales de Distribución; c) Las Centrales Eléctricas que entregan energía eléctrica a la Red

Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de Distribución; d) Los equipos e instalaciones del CENACE utilizados para llevar a

cabo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, y e) Los demás elementos que determine la Secretaría.

Sistema de Medición.- Es aquel compuesto por los siguientes elementos, incluido en cada caso su programa informático correspondiente:

a) Instalaciones y equipos de medición eléctrica (transformadores de instrumento, medidores, entre otros)

b) Sistema de comunicaciones incluyendo elementos físicos (hardware) y sistemas informáticos (software), que permitan transmitir o recibir la información de la medición a distancia para ponerla a disposición del CENACE.

c) Sistema de sincronía de tiempo.

TESL (Términos para la Estricta Separación Legal).- Términos que establecen la estricta separación legal de la CFE, publicados el día 11 de enero de 2016 por la Secretaría de Energía. Zona de Distribución.- Es la entidad de trabajo, donde se realizan actividades operativas de índole técnico y administrativo sujetas a registro contable en las Redes Generales de Distribución. Zona de Traslape.- Es la zona entre las fronteras operativa y de activo fijo, donde ambas Subdirecciones tienen áreas de trabajo común.

6. Metodología En el marco de la nueva Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento, donde se dispone la estricta separación de la realización de las actividades de manera independiente, se establece la siguiente Metodología y los Lineamientos para la determinación de fronteras de responsabilidad de activos entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución.




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Los Gerentes y Superintendentes de las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución son los responsables de coordinar y formalizar a través de un acta de Entrega Recepción (anexo 3) los acuerdos de determinación de las fronteras, debiendo informar al coordinador de los Corporativos de las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución designados de las desviaciones, dudas o resoluciones donde no exista acuerdo de forma local, así como de los avances de forma semanal. La Central Eléctrica Legada de Generación de las EPS CFE Generación y la Zona de Distribución de la EPS CFE Distribución, deberán establecer lo siguiente: 1) Programa de trabajo (anexo 1) para definir las fechas de visitas para la

identificación de fronteras de responsabilidad de activos, el levantamiento y validación del inventario físico y la elaboración de las Actas de Entrega Recepción.

2) Visita a las instalaciones para la identificación y establecimiento de las fronteras de responsabilidad de activos, determinando de forma puntual las delimitaciones físicas en base al presente documento, con la participación de los especialistas de Subestaciones, Protecciones, Medición, Control y Comunicaciones de la central eléctrica Legada de Generación de las EPS CFE Generación y la Zona de Distribución de la EPS CFE Distribución.

3) Elaboración de Minuta de trabajo (anexo 2) donde se plasmen los acuerdos específicos de la frontera de responsabilidad, para cada una de las especialidades considerando lo siguiente: A. Diagrama unifilar de la Instalación donde se indique el límite de la frontera

de responsabilidad. B. Descripción física del punto de separación de EEP. C. Descripción física del punto de separación del esquema de Protección. D. Descripción física del punto de separación de equipo de Control. E. Descripción física del punto de separación del sistema de Comunicaciones. F. Croquis de indicación del punto de separación física. G. Descripción e identificación del punto de intercambio de energía entre la

Central Eléctrica Legada y las RGD y el sistema de medición asociado. H. Diagrama Unifilar de Protección y Medición. I. Relación detallada y justificación de Activos fijos y Bienes Útiles a

transferirse entre la Central Eléctrica Legada de las EPS CFE Generación y la Zona de Distribución de la EPS CFE Distribución. Los Activos que se traspasen deberán entregarse en las condiciones que operan actualmente y con los documentos siguientes:

i. Manuales de operación, ii. Historiales de prueba iii. Programas de mantenimiento, especificaciones técnicas del fabricante y

demás documentos que se juzgue necesarios.




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iv. Diagramas eléctricos v. Coordinación de protecciones vigente

J. Relación de servicios propios. 4) Elaboración de Acta de Entrega-Recepción formalizada entre los

Superintendentes de las Centrales Eléctricas Legadas de las EPS CFE Generación y de las Zonas de Distribución de la EPS CFE Distribución.

7. Lineamientos

7.1 Central Eléctrica Legada

En los TESL, publicados en el Diario Oficial de la Federación el día 11 de enero de 2016, señala que la prestación del Servicio Público de Generación de Energía Eléctrica a cargo de la CFE se realizará por conducto de EPS creadas para ese propósito por la CFE. En los TESL referidos en el párrafo anterior en su “Capitulo 2.- GENERACIÓN”, establece: “…2.5.1 Las instalaciones eléctricas que sean asignadas por la CFE a las empresas de Generación creadas conforme a lo previsto en la disposición 2.3.1 serán clasificadas como Centrales Eléctricas o como Redes Particulares, según corresponda. 2.5.2 Las Redes Particulares asignadas a dichas empresas de Generación no incluirán Redes Eléctricas que por su naturaleza deban clasificarse como Redes Generales de Distribución o como parte de la Red Nacional de Transmisión. Únicamente las Redes Eléctricas que resulten estrictamente necesarias para la interconexión de las Centrales Eléctricas serán consideradas como Redes Particulares y, por lo tanto:

a) el punto de interconexión deberá ser siempre el más cercano posible a la Central Eléctrica de que se trate, previa no objeción del CENACE, para con ello garantizar condiciones de acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución; y,

b) en caso de duda, la CFE solicitará la intervención de la Secretaría para que, habiendo escuchado la opinión técnica del CENACE, resuelva en definitiva.

2.5.3 La Secretaría podrá ordenar la reclasificación de las instalaciones eléctricas cuando ello contribuya a mejorar la operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional o las condiciones de acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución. 2.5.4 El equipo de medición instalado en las Centrales Eléctricas o Redes Particulares que sean asignadas por la CFE a sus empresas de Generación se sujetará a lo que prevean las Reglas del Mercado y a los convenios que esas




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empresas celebren con terceros para el adecuado uso del mismo en los términos de las disposiciones jurídicas aplicables…”

7.2 Redes Generales de Distribución.

En los TESL, publicados en el Diario Oficial de la Federación el día 11 de enero de 2016, señala que la prestación del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica a cargo de la CFE se realizará por conducto de EPS creadas para ese propósito. En los TESL referidos en el párrafo anterior en su “Capitulo 4.- DISTRIBUCIÓN”, establece: “…4.3.1 Formarán parte de la Redes Generales de Distribución y, por lo tanto, le serán asignadas a la EPS que haya sido creada por la CFE para prestar el Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica en los términos de la disposición 4.2.1, las Redes Eléctricas a cargo de la CFE que:

a) operen a una tensión inferior a 69 kV, salvo que: I. formen parte de Redes Particulares asociadas a Centrales

Eléctricas; o, II. deban clasificarse por excepción como parte de la Red Nacional de

Transmisión por determinación expresa, fundada y motivada por parte de la Secretaría; y,

b) aun operando a una tensión igual o mayor a 69 kV estén temporalmente a cargo de las divisiones de distribución de la CFE o de sus empresas de Distribución.

4.3.2 En caso de duda respecto a la clasificación de las Redes Eléctricas a cargo de la CFE, ésta será resuelta por la Secretaría previa opinión del CENACE. 4.3.3 Los equipos de medición necesarios para obtener el consumo de Centros de Carga en voltajes inferiores a 69 KV formarán parte de las Redes Generales de Distribución…” De igual forma se considera lo establecido en el acuerdo de creación de empresa productiva subsidiaria de la CFE, denominada CFE Distribución, publicado el 29 de marzo 2016. En dicho acuerdo, en su transitorio sexto establece: “…El Director General deberá procurar, dentro del ámbito de sus facultades, la eficiencia, eficacia y transparencia del procedimiento de transferencia de activos de la Comisión a CFE Distribución. Para efecto de lo anterior, el Director General




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deberá realizar, en cumplimiento de las disposiciones de la SENER y la CRE establezcan en términos de la LIE las siguientes acciones: I. Notificar a la SENER y a la Comisión el cronograma y listado de acciones referentes a la transferencia de los recursos necesarios para la operación de CFE Distribución; […] IV. Realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios o cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir los bienes y derechos previstos en el inventario a que se refiere la fracción II del presente transitorio; en el entendido que, en términos del artículo Cuarto Transitorio de la Ley, durante un periodo de dos años contado a partir de la emisión de la declaratoria a que se refiere el artículo Transitorio Décimo Cuarto de la Ley, la transmisión de bienes, derechos y obligaciones a CFE Distribución no requerirá formalizarse en escritura pública, por lo que los acuerdos del Consejo de Administración de la Comisión harán las veces de título de propiedad o traslativo de dominio, para todos los efectos jurídicos a que haya lugar, incluida la inscripción en los registros públicos que corresponda…”

7.3 Lineamientos del acuerdo.

Así mismo las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución, deberán apegarse a lo siguiente:

Privilegiar la confiabilidad de la Red Eléctrica.

Minimizar los costos.

Evitar la transferencia de personas.

Evitar cambios en la responsabilidad de la operación actual de subestaciones.

Evitar responsabilidades compartidas en subestaciones.

Asegurar que la responsabilidad de la operación y mantenimiento de las instalaciones eléctricas sea de una sola Empresa.

Celebrar contratos de servicios de mantenimiento, bajo contraprestaciones.

Inventariar Unidades Principales de Inventario (UPI) a diciembre de 2016. Para el caso de una Central Eléctrica Legada de Generación y subestación típica de Distribución:

o Las UPIs para la EPS Distribución: Transformador de potencia Interruptores de media tensión Caseta




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Tablero de PCyM de transformador y de alimentadores de media tensión

Transferir contablemente los activos, antes de febrero de 2017.

8. Escenarios de Responsabilidad de Activos de Centrales Eléctricas Legadas y Subestaciones de la RGD.

A continuación se anexan los escenarios, consideraciones y diagramas con los criterios que prevalecerán para la determinación de las Fronteras de Responsabilidad entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución, para las diferentes especialidades que en ellas intervienen. Se anexan diagramas típicos con los criterios que prevalecerán en las fronteras de responsabilidad para:

a) EEP b) Equipo y esquemas de Protección y Medición c) Sistema de Comunicaciones. d) Equipo de Control e) Sistemas de medición para facturación

8.1 Escenarios de fronteras operativas

8.1.1 Subestación convencional tipo 1:

8.1.1.1 Descripción subestación convencional tipo 1

Es la instalación de la Central Eléctrica Legada que cuenta con un transformador elevador interconectado a un bus de tensión igual o mayor de 69 kV con un transformador que en su lado secundario transforma en voltaje menor a 69 kV con circuitos que forman parte de las RGD. Figura 8.1




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Figura 8.1.- Diagrama unifilar Subestación Convencional Tipo 1

8.1.1.2 Fronteras de separación de EEP subestación convencional tipo 1

La responsabilidad de la Central Eléctrica Legada es la operación, mantenimiento, modernización y atención de fallas de unidades generadoras, los Transformadores: de unidad, Auxiliares, Excitación y, en su caso, de Arranque, incluyendo también los servicios auxiliares de las Unidades como los Reguladores de Velocidad, los Reguladores de Tensión (Sistema de Control de Excitación), etc. La frontera de responsabilidad operativa de la EPS CFE Distribución son los activos fijos desde el punto de conexión más cercano al transformador en su lado primario y las secciones de la subestaciones con tensión menor a 69 kV que forman parte de las RGD. Este punto puede ser el conector de la cuchilla lado transformador asociada al interruptor de potencia lado primario del transformador, terminal del transformador de corriente tipo pedestal asociado al interruptor de potencia lado primario del transformador, cadena de remate en bahía de alta tensión, etc. Los apartarrayos del lado primario del transformador que en su lado secundario transforme en voltajes menores a 69 kV forman parte de las RGD.




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REVISIÓN 02


Figuras 8.2, 8.3 Cuando exista alimentación para servicios auxiliares de la central, conectada al bus de media tensión bajo responsabilidad de la EPS CFE Distribución mediante un interruptor, la frontera es la cuchilla lado equipo del interruptor de media tensión que conecta al transformador de servicios auxiliares de la Central Eléctrica Legada. Figura 8.1

Figura 8.2.- Frontera de responsabilidad de activos en Subestación Convencional tipo 1 entre EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución.




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REVISIÓN 02


Figura 8.3.- Diagrama de perfil Subestación Convencional tipo 1

8.1.2 Subestación convencional tipo 2


Es la instalación de la Central Eléctrica Legada que cuenta con un transformador que en su lado secundario transforme a un voltaje menor a 69 kV que comparte instalaciones y es interconectada a una subestación de distribución asociada a las Redes Generales de Distribución. Figura 8.4




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REVISIÓN 02


Figura 8.4.- Diagrama unifilar Subestación Convencional Tipo 2

8.1.2.2 Fronteras de Separación de EEP subestación convencional tipo 2

La Frontera de la responsabilidad operativa de la EPS CFE Distribución son los activos fijos de la subestación que forma parte de las RGD hasta el punto que desconecta la cuchilla del interruptor del transformador de la unidad generadora al bus de las RGD. Figura 8.5




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REVISIÓN 02


Figura 8.5.- Frontera de responsabilidad de activos en Subestación Convencional tipo 2 entre EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución.



Es la instalación de la Central Eléctrica Legada en la cual la unidad generadora se conecta directamente al bus de carga de la red general de Distribución en voltaje menor a 69 kV. Figura 8.6

CENTRAL

ELECTRICA LEGADA

INTERRUPTOR DE

ALIMENTADOR




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REVISIÓN 02


Figura 8.6.- Diagrama unifilar Subestación Convencional Tipo 3 Fronteras de Separación de EEP.


La Frontera de responsabilidad de las EPS CFE Generación son los activos de la Central Eléctrica Legada hasta el punto de conexión de la cuchilla lado línea que conecta el interruptor al bus de las RGD en el punto de conexión que queda libre de potencial al librar la Unidad Generadora asociada. Figura 8.7




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REVISIÓN 02


Figura 8.7.- Frontera de responsabilidad de activos en Subestación Convencional tipo 3 entre EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución



Es la instalación de la Central Eléctrica Legada en que la unidad generadora se conecta directamente en un punto de la trayectoria de un circuito de distribución de media tensión

que forma parte de las Redes Generales de Distribución. Figura 8.8


La Frontera de la Central Eléctrica Legada será hasta el punto de conexión de la cuchilla que queda libre de potencial al abrirla. Incluye el cable de potencia de salida de la unidad. La frontera de la Zona de Distribución, será a partir de la cuchilla que conecta a las Redes

Generales de Distribución Figura 8.8




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REVISIÓN 02


Fig. 8.8.- Diagrama Unifilar de Subestación Convencional Tipo 4

9. Fronteras de Responsabilidad de Subestaciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución.

9.1 Servicios Propios

Se consideran sistema de servicios propios los siguientes equipos:

Transformador de servicios propios.

Módulo de transferencia.

Tablero de servicios propios de C.A.

Planta de emergencia.

9.1.1 Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna

9.1.1.1 Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna para Subestación Convencional Tipo 1

El sistema de servicios propios en corriente alterna de la Central Eléctrica Legada será responsabilidad de las EPS CFE Generación, independientemente del origen de la fuente de alimentación de estos. Figura 9.1




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REVISIÓN 02


Figura 9.1.- Fronteras de responsabilidad de sistema de servicios propios CA a cargo de las EPS CFE Generación.

Cuando exista un interruptor conectado al bus de nivel de tensión menor a 69 kV proveniente del lado secundario del transformador de la RGD exclusivamente para alimentar los transformadores de servicios auxiliares y servicios propios de la Central Eléctrica Legada, este interruptor con sus elementos será responsabilidad de la EPS CFE Distribución y la frontera de responsabilidad operativa será la cuchilla lado línea asociada a este interruptor. Figura 9.2




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REVISIÓN 02


Figura 9.2 Frontera de responsabilidad en transformador de respaldo de servicios auxiliares

conectado al bus de las RGD a traves de un interruptor.

Para el caso en que la alimentación del sistema de servicios propios de corriente alterna sea mediante una línea aérea de un circuito de las RGD, la frontera de responsabilidad de las EPS CFE Generación quedará definida a partir del apartarrayos en media tensión, considerando la cuchilla seccionadora y el transformador de servicios propios, así como el equipo asociado al mismo. Figura 9.3




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REVISIÓN 02


Figura 9.3.- Fuente de alimentación de servicios propios de CA a traves de Circuito externo

de las RGD.


Cuando se cuente con un solo sistema de servicios propios en corriente alterna y la fuente de estos pueda ser transferida entre un transformador que pertenece a las RGD y un transformador conectado a la salida de la Unidad Generadora se considera lo siguiente:

El sistema de servicios propios en corriente alterna de la Central Eléctrica Legada será responsabilidad de las EPS CFE Generación, independientemente del origen de la fuente de alimentación de estos a excepción del transformador de servicios propios conectado al bus de las RGD. Figura 9.4

La alimentación de servicios propios en corriente alterna proveniente de la unidad de generación será responsabilidad de las EPS CFE Generación. Figura 9.4

La alimentación de servicios propios en corriente alterna proveniente del lado secundario del transformador de la RGD será responsabilidad de la EPS CFE Distribución. La frontera de responsabilidad con las EPS CFE Generación será en el punto de conexión más cercano del lado secundario del transformador Figuras 9.3, 9.4




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REVISIÓN 02


Figura 9.3.- Fuente de alimentación de servicios propios de CA a través del lado secundario del transformador.

Figura 9.4.- Fronteras de responsabilidad de sistema de servicios propios CA a cargo de las EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución.

En el caso de que se cuente con dos sistemas de servicios propios por separado; es decir uno para la central eléctrica legada y otro para la subestación eléctrica de




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REVISIÓN 02


las RGD, cada EPS será responsable del sistema que se utiliza para los equipos bajo su responsabilidad. Figura 9.5

Figura 9.5.- Dos sistemas de servicios propios independientes.


Cuando en una subestación eléctrica la unidad generadora de la Central Eléctrica Legada se conecta directamente al bus de carga de la red general de Distribución el sistema de servicios propios en corriente alterna será responsabilidad de EPS CFE Distribución. Figura 9.6




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REVISIÓN 02


Figura 9.6.- Fronteras de responsabilidad de sistema de servicios propios CA

a cargo de la EPS CFE Distribución y EPS CFE Generación.


El sistema de servicios propios en la Central Eléctrica Legada es responsabilidad de las EPS CFE Generación.

9.1.1.5 Fronteras de Responsabilidad para el Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna cuando el Tablero de Servicios Propios es propiedad de las EPS CFE Generación.

La frontera de responsabilidad con la EPS CFE Distribución es a partir de la salida del interruptor termomagnético correspondiente a la alimentación de los equipos eléctricos que pertenecen a las RGD, Figura 9.7




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REVISIÓN 02


Figura 9.7.- Frontera de Responsabilidad del sistema de servicios propios en Tablero de CA

de las EPS CFE Generación.

9.1.1.6 Fronteras de Responsabilidad para el Sistema de Servicios Propios en Corriente Alterna cuando el Tablero de Servicios Propios es propiedad de la EPS CFE Distribución.

La frontera de responsabilidad con las EPS CFE Generación es a partir de la salida del interruptor termomagnético correspondiente a la alimentación de los equipos eléctricos bajo responsabilidad de EPS CFE Generación, Figura 9.8




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REVISIÓN 02


Figura 9.8.- Responsabilidad de sistema de servicios propios CA en Tablero de servicios

propios de CA de EPS CFE Distribución.

9.1.2 Sistema de Servicios Propios en Corriente Directa.

Son responsabilidad de la EPS que tiene a su cargo el sistema de servicios propios de C.D. los siguientes equipos:

Cargadores de baterías.

Equipo de transferencia.

Bancos de baterías.

Tableros de servicios propios de CD. Cuando el sistema de servicios propios de CD se encuentre físicamente ubicado en el Cuarto de Control de la Central Eléctrica Legada y sea compartido para alimentar cargas en CD que pertenecen a las RGD, el sistema es responsabilidad de las EPS CFE Generación y la frontera de responsabilidad con la EPS CFE Distribución en el tablero de servicios propios de CD, es la salida del interruptor termomagnético correspondiente a la alimentación de los equipos eléctricos que forman parte de las RGD, Figuras 9.10, 9.11




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REVISIÓN 02


Figura 9.10.- Fronteras de responsabilidad de sistema de servicios propios CD de EPS CFE Generación.

Figura 9.11.- Responsabilidad de sistema de servicios propios CD en Tablero SP CD. EPS CFE Generación.




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REVISIÓN 02


Cuando el sistema de servicios propios de CD se encuentre físicamente ubicado en el Cuarto de Control de la subestación de la EPS CFE Distribución y sea compartido para alimentar cargas en CD que pertenecen a las EPS CFE Generación, el sistema es responsabilidad de la EPS CFE Distribución y la frontera de responsabilidad con las EPS CFE Generación en el tablero de servicios propios de CD, es la salida del interruptor termomagnético correspondiente a la alimentación de los equipos eléctricos que forman parte de la Central, Figuras 9.12, 9.13

Figura 9.12.- Fronteras de responsabilidad de sistema de servicios propios CD

EPS CFE Distribución.




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REVISIÓN 02


Figura 9.13.- Responsabilidad de sistema de servicios propios CD en Tablero SP CD.


9.2 Sistema de Tierras

El área de la red o malla de tierras subterránea, compuesta por conductores de malla, electrodos de tierras y conectores (soldables, a compresión y atornillables), localizada en los activos a responsabilidad de las EPS CFE Generación, será responsabilidad de las EPS CFE Generación para su mantenimiento, modernización y atención de fallas. Figura 9.14 El área de la red o malla de tierras subterránea, compuesta por conductores de malla, electrodos de tierras y conectores (soldables, a compresión y atornillables), localizada en los activos a responsabilidad de la EPS CFE Distribución correspondientes a un nivel de tensión menor a 69 kV así como a los transformadores que formen parte de las RGD, será responsabilidad de la EPS CFE Distribución para su mantenimiento, modernización y atención de fallas, incluyendo el equipo asociado a los transformadores, Figura 9.14




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REVISIÓN 02


Figura 9.14.- Frontera de responsabilidad entre EPS CFE Generacion y EPS CFE Distribucion del sistema de tierra en una subestacion eléctrica.

Para el caso del aterrizamiento de las estructuras metálicas mayores con pararrayos e hilo de guarda en un nivel de tensión menor a 69 kV de la subestación, será responsabilidad de la EPS CFE Distribución. Figura 9.15




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REVISIÓN 02


Figura 9.15.- Aterrizamiento en estructuras metálicas mayores en tensión menor a 69 kV.

Así mismo el aterrizamiento a través del conector de compresión y del conductor de puesta a tierra de la estructura metálica menor, equipo o circuitos de puesta tierra correspondientes a nivel de tensión menor a 69 kV que forman parte de la RGD será responsabilidad de la EPS CFE Distribución. Figura 9.16

Figura 9.16.- Aterrizamiento de equipo eléctrico primario en tension menor a 69 kV de las RGD.




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REVISIÓN 02


Para el caso del aterrizamiento de los tableros de protección, control, medición y comunicaciones ubicados en las casetas de control de la subestación eléctrica, dicho aterrizamiento o conexión a tierra es responsabilidad del propietario del activo fijo o tablero correspondiente.

9.3 Estructuras Metálicas Mayores, Menores y Blindaje de Subestaciones.

La EPS CFE Distribución será responsable del mantenimiento, modernización y fallas de las estructuras mayores a base de marcos metálicos de alma llena, tubular o celosía, para sostener cables de energía eléctrica, equipos y accesorios correspondientes y ubicados en el nivel de tensión menor a 69 kV que forme parte de las RGD. Así como los apartarrayos, interruptores y cuchillas que estén ubicados en el lado primario de un transformador bajo responsabilidad de la EPS CFE Distribución. De la misma manera se considerará responsabilidad de la EPS CFE Distribución el hilo de guarda y pararrayos ubicados en estructuras para el blindaje de la subestación y equipos ubicados en el nivel de tensión menor a 69 Kv que formen parte de las RGD. Así mismo la EPS CFE Distribución es responsable del mantenimiento, modernización y fallas de las estructuras metálicas menores correspondientes a las bases de concreto o tubulares utilizadas para sostener el equipo eléctrico primario como, cuchillas, apartarrayos, interruptores, aisladores soporte, trampas de onda, buses rígidos, transformadores: de corriente, de potencial capacitivo o potencial inductivo que formen parte de las RGD.




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Figura 9.17.- Fronteras de responsabilidad para estructuras mayores y menores de Subestaciones Eléctricas.

9.4 Cuarto de Control y Casetas de Control

El cuarto de control ubicado en casa de máquinas de la Central Eléctrica Legada donde se encuentren los equipos de protección, medición, control, comunicaciones y servicios propios (CA y CD) serán responsabilidad de las EPS CFE Generación para su atención en cuanto a mantenimiento y modernización se refiere, aun cuando en el cuarto de control se encuentren los equipos de protección control y monitoreo de los equipos primarios que pertenecen a las RGD. Los tableros que corresponden a los equipos de las RGD serán responsabilidad de la EPS CFE Distribución, Figura 9.18




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REVISIÓN 02


Figura 9.18.- Fronteras de responsabilidad en Cuartos de Control en casa de máquinas. EPS CFE Generación.

La caseta de control ubicada en la subestación que forma parte de la RGD donde se encuentren los equipos de protección, medición, control, comunicaciones y servicios propios (CA y CD) serán responsabilidad de la EPS CFE Distribución para su atención en cuanto a mantenimiento y modernización se refiere, aun cuando en la caseta de control se encuentren los equipos de las EPS CFE Generación, Figura 9.19. Los tableros que corresponden a los equipos de la Central Eléctrica Legada serán responsabilidad de las EPS CFE Generación.

Figura 9.19.- Fronteras de responsabilidad en Casetas de Control de Subestaciones.





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9.5 Trincheras.

Será responsabilidad de las EPS CFE Generación las trincheras, registros, bancos de ductos para cable de control y fibra óptica, para su utilización en áreas con equipos bajo su responsabilidad. Para el caso de las trincheras correspondientes y ubicadas al ingreso de la caseta de control centralizada, distribuidas o distribuidas integrales, estas quedaran a cargo del responsable de la caseta o cuarto de control. Figura 9.20 Será responsabilidad de la EPS CFE Distribución, las trincheras, registros, bancos de ductos para cable de control y fibra óptica, para su utilización en áreas de equipo con nivel de tensión menor a 69 kV y los utilizados para los transformadores que pertenecen a la RGD. Durante el proceso de entrega-recepción de activos el personal designado por las EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución realizará las definiciones específicas particulares por cada instalación en cuanto a la responsabilidad de las trincheras, bancos de ductos, registros, pozos de visita y ductos. Lo anterior con base a las consideraciones del presente documento.

Figura 9.20.- Fronteras de responsabilidad en Trincheras, ductos y bancos de ductos de

Subestaciones.




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REVISIÓN 02


9.6 Sistemas de Alumbrado.

Las EPS CFE Generación tendrán a su responsabilidad para mantenimiento, modernización y atención de fallas el sistema de alumbrado exterior de las zonas o áreas con equipo instalado bajo su responsabilidad. La EPS CFE Distribución tendrá a su responsabilidad para mantenimiento, modernización y atención de fallas el sistema de alumbrado exterior de las zonas o áreas con equipo instalado correspondientes a las RGD. Para el caso de la iluminación interior y exterior de la caseta de control, sala de baterías, sala de tableros y accesos, está quedará a cargo del responsable de la caseta o cuarto de control. Para el caso donde en las subestaciones eléctricas y en el tablero de servicios propios de CA de la misma únicamente se cuente con un termomagnético general designado para el sistema de alumbrado de la subestación y de la central, este quedará a cargo del responsable de la caseta de control. Derivado de lo anterior se deberá realizar la separación de la alimentación de CA designando los termomagnéticos necesarios y exclusivos para el sistema de alumbrado exterior de las zonas o áreas correspondientes a responsabilidad de las EPS CFE Generación y/o EPS CFE Distribución. Lo anterior deberá de realizarse como punto de acuerdo entre ambas partes.

10. Fronteras de Responsabilidad de Protecciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución.

Fronteras de Separación de Esquemas de Protección.

Es responsabilidad de la Central Eléctrica Legada todos los esquemas de

protección de la Unidad Generadora, del Transformador de Unidad, del Grupo

Generador-Transformador, del Transformador de Arranque, de Transformadores

de Excitación, de los Transformadores Auxiliares y/o de Servicios (ajustes,

cableado, mantenimiento y pruebas).

Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución los tableros y esquemas de protección, medición, control y supervisión de alimentadores, barras colectoras, equipos de compensación con tensión menor a 69 kV y de transformadores (ajustes, cableado, mantenimiento y pruebas) que formen parte de las RGD.




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REVISIÓN 02


Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución el esquema de protección falla de interruptor (50FI) lado primario del transformador (ajustes, cableado, mantenimiento y pruebas) cuando en su lado secundario transforme en voltajes menores a 69 kV y este interconectado a las RGD.

10.1 Tableros de Protección, Control y Medición (PCyM)

Descripción: Son tableros diseñados para la protección, control y medición de los elementos primarios de una subestación como: líneas de transmisión, transformadores, barras colectoras, compensadores estáticos y dinámicos de VARS, y alimentadores. En estos se ubican todos los dispositivos de medición, control y protección (relevadores) que están instalados en las subestaciones eléctricas. Dentro de la Entrega - Recepción de activos se puede contar con diferentes tipos de tableros en las subestaciones y se pueden clasificar de los siguientes tipos:

IN Integral

ID Integral para distribución

SX Simplex

DX Dúplex

Sección tipo Dúplex. En los gabinetes que forman estas secciones tipo, los equipos de protección están en la parte posterior y en la parte frontal el diagrama mímico, panel de alarmas y equipos de medición, el acceso al interior es por los costados. Sección tipo Simplex. Esta sección está formada por uno o más gabinetes que contienen el equipo de protección, control y medición; y un gabinete que contiene el mímico tipo mosaico, a menos que esté instalado en los gabinetes de protección control y medición, el acceso de este tipo de tablero es por la parte posterior. Secciones tipo Integrada para Distribución. Las secciones tipo ID están formada por un solo gabinete, que contiene todo el equipamiento, de protección, control y medición; incluyendo DEI de entradas y salidas, controles emergentes (apertura y cierre) con señalización del estado de cada interruptor para cada elemento a proteger y medidor multifunción. Para su compatibilidad con tableros existentes las dimensiones de los gabinetes de las secciones tipo ID, pueden ser por sus dimensiones simplex o dúplex




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REVISIÓN 02


Sección tipo Integral. En las secciones tipo IN está conformada por uno o más gabinetes que contienen todo el equipo de protección y control, en este tipo de sección el acceso al interior es por la parte frontal.

Las fronteras de responsabilidad para cualquier tipo de tableros anteriormente mencionados son las siguientes:

Cuando en un tablero PCyM a responsabilidad de la EPS CFE Distribución se encuentre instalado un Dispositivo Electrónico Inteligente (DEI) de las EPS CFE Generación, el DEI será responsabilidad de las EPS CFE Generación, la frontera será el punto de conexión de la tablilla del tablero PCyM y/o terminal de otro DEI. Las tablillas de conexión serán responsabilidad de quien tenga a cargo el activo (tablero PCyM).

Cuando en un tablero PCyM a responsabilidad de las EPS CFE Generación se encuentre instalado un DEI de la EPS CFE Distribución, el DEI será responsabilidad de EPS CFE Distribución, la frontera será el punto de conexión de la tablilla del tablero PCyM y/o terminal de otro DEI. Las tablillas de conexión serán responsabilidad de quien tenga a cargo el activo (tablero PCyM).

La alimentación del tablero de VCA y/o VCD para los tableros PCyM ubicados en la caseta o cuarto de control se proporciona hasta el interruptor termomagnético. El cable del interruptor termomagnético hacia los tableros PCyM es responsabilidad de la EPS que las requiera.

A continuación se describen las fronteras de responsabilidad entre las EPS CFE Generación y EPS CFE Distribución en forma gráfica, indicando detalles entre los equipos.

10.2 Esquema de Protección de Transformador.

Descripción: Son dispositivos eléctricos y mecánicos de protección, que han sido diseñados para detectar condiciones anormales de operación en los transformadores que forman parte de la Central Eléctrica Legada y/o a las Redes Generales de Distribución. Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución los esquemas de protección del transformador, cuando en su lado secundario transformen en voltajes menores a 69 kV y formen parte de las RGD. Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución, los equipos de supervisión (Registrador de Disturbios y panel de alarmas) del transformador que forme parte




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de las RGD, salvo que el equipo de supervisión este compartido con un activo a cargo de las EPS CFE Generación y este se encuentre en el cuarto de control de la unidad; en este caso será responsabilidad de las EPS CFE Generación. Es responsabilidad de las EPS CFE Generación los esquemas de protección y equipos de supervisión (Registrador de disturbios y panel de alarmas) de los transformadores de unidad, Auxiliares, Excitación y Arranque.

En la Figura 10.1 se muestra, las fronteras de responsabilidad de la EPS CFE Distribución aplicables para el caso del transformador que forma parte de las RGD.

Figura 10.1. Fronteras de responsabilidad del Transformador de la EPS CFE Distribución.

Los cables para los esquemas de protección, control, medición y monitoreo serán responsabilidad del proceso que las requiera, incluyendo el conector (zapata). La alimentación del tablero de VCA y/o VCD para el transformador y tableros PCyM (ubicados en la caseta o cuarto de control) se proporciona hasta el interruptor termomagnético (el cable del interruptor termomagnético hacia el gabinete centralizador o tableros PCyM es responsabilidad de la EPS que las requiera).




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10.3 Esquema de Protección Falla de Interruptor

Descripción: Su compromiso básico es mandar abrir todos los interruptores conectados a una barra perteneciente a la Central Eléctrica Legada, a la RNT o a las RGD en la cual existe un interruptor que no respondió a la orden de disparo de otro relevador de protección. Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución el esquema de protección falla de interruptor (50FI) lado primario del transformador cuando forme parte de las RGD y del relevador 86FI cuando se tenga uno propio del interruptor del transformador. La Figura 10.2 muestra las fronteras de responsabilidad aplicables para el esquema de protección falla de interruptor lado primario del transformador que forma parte de las RGD.

Figura 10.2. Fronteras de responsabilidad entre el tablero 86FI/BU de las EPS CFE

Generación y EPS CFE Distribución.

10.3.1 Interruptor Medio Común para Dos Transformadores de la EPS CFE Distribución

Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución el tablero y el esquema de protección falla de interruptor (50FI) del interruptor medio, cuando estén asociados a los transformadores de la EPS CFE Distribucion, Figura 10.3




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Figura 10.3 Fronteras de responsabilidad entre los tableros PCyM del transformador de la EPS CFE Distribución con tablero PCyM del interruptor medio.

10.4 Transformadores de Instrumento

Descripción: Son transformadores de medida y protección, que llevan señales de tensión y corriente, de un valor proporcional muy inferior al valor nominal, a los dispositivos de medida y protección, instalados en las Subestaciones Eléctricas que forman parte de la Red Nacional de Transmisión y/o a las Redes Generales de Distribución.

Las EPS CFE Generación son responsables del activo fijo de los transformadores de corriente y potencial (ajuste, cableado, mantenimiento y pruebas) asociados a los esquemas de protección y medición de Unidad Generadora, del Transformador de Unidad, del Grupo Generador-Transformador, del Transformador de Arranque, de Transformadores de Excitación, de los Transformadores Auxiliares y/o de Servicios, siempre y cuando estos estén localizados en casa de máquinas de la Central. En el caso de que los transformadores de instrumentos, se encuentren en la subestación de la RGD y compartan señales con las EPS CFE Generación, estos




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serán responsabilidad de la EPS CFE Distribución y la frontera será el punto de conexión en el gabinete centralizador. Los cables son responsabilidad de la EPS que los requiera, las tablillas de conexión son responsabilidad de quien tenga a cargo el activo, Figura 10.5 La EPS CFE Distribución es responsable del activo fijo de los transformadores de corriente y potencial (ajuste, cableado, mantenimiento y pruebas) que forman parte de las RGD. Los transformadores de corriente y potencial que se encuentren en las RGD y proporcionen señales exclusivas para generación, serán responsabilidad de las EPS CFE Generación y la frontera de responsabilidad será en el conector en el lado primario.

Figura 10.5 Fronteras de responsabilidad de Transformadores de Instrumentos

10.5 Señales de Interruptores y Cuchillas

Descripción: Son equipos de conexión y desconexión de las subestaciones que forman parte de la Red Nacional de Transmisión y/o a las Redes Generales de Distribución.




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REVISIÓN 02


Las EPS CFE Generación son responsables del activo fijo de los interruptores y cuchillas (cableado, mantenimiento y pruebas) asociados a la Unidad Generadora, del Transformador de Unidad, del Grupo Generador-Transformador, del Transformador de Arranque, de Transformadores de Excitación, de los Transformadores Auxiliares y/o de Servicios siempre y cuando estén en la casa de máquinas. La EPS CFE Distribución es responsable del activo fijo de los interruptores y cuchillas (cableado, mantenimiento y pruebas) que formen parte de las RGD.

(a) Cuando un DEI de entradas y salidas tenga señales compartidas el responsable del activo será el que tenga señales de mayor importancia siendo prioridad disparo, después control (cierre y apertura) y por último alarmas. En el caso de que ambas EPS estén utilizando señales de disparo el responsable será el proceso que tenga mayor número de señales utilizadas. Cuando se requiera algún mantenimiento o configuración se realizará con la presencia del personal de ambas partes para validar el correcto funcionamiento del esquema.

(b) Es responsabilidad de cada EPS el cable de control utilizado para sus

esquemas de protección. La frontera es el punto de conexión de la tablilla del gabinete centralizador o gabinete de interface más cercano al EEP. Las tablillas de conexión serán responsabilidad de quien tenga a cargo el activo.

10.6 Esquemas de Acción Remedial y Esquemas de Protección de Sistema.

Los esquemas de acción remedial y esquemas de protección de sistema instalados en la Centrales Eléctricas Legadas y/o a las Redes Generales de Distribución son responsabilidad de la EPS que lo requiera. En el caso de los Disparos Automáticos de Generación (DAG), el responsable de la implementación y mantenimiento será la EPS CFE Distribución y la responsabilidad de las EPS CFE Generación es proporcionar los puntos de conexión en tablilla de la unidad.

10.7 Cables de Control

Se deberá atender las siguientes consideraciones:




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a) El cable de control será responsabilidad de quien requiera las señales y la frontera el punto de conexión de la tablilla del gabinete centralizador. La tablilla será responsabilidad de quien sea dueño del activo.

b) En caso de señales compartidas el responsable del activo será el que tenga

las señales de mayor importancia siendo prioridad disparo, después control (cierre y apertura) y por último alarmas. En el caso de que ambas EPS estén utilizando señales de disparo, el responsable será la EPS que tenga mayor número de señales utilizadas.

c) Cuando se requiera desconectar o conectar cables de control con señales compartidas será en coordinación y presencia de personal de ambas partes. La coordinación de las actividades será responsabilidad de la EPS que requiera los trabajos.

11. Fronteras de Responsabilidad de Comunicaciones entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución.

11.1 Generalidades de sistemas de comunicación.

Las EPS CFE Generación son responsables del activo, operación y mantenimiento de los equipos de comunicaciones que prestan servicio en las centrales actualmente bajo su responsabilidad. La EPS CFE Distribución es responsable del activo, operación y mantenimiento de los equipos de comunicaciones que prestan servicio en las subestaciones actualmente bajo su responsabilidad. Este apartado define casos particulares en los que los equipos de comunicaciones pueden quedar bajo responsabilidad de una EPS diferente de la que le corresponde de acuerdo a los párrafos anteriores Las áreas regionales de las EPS podrán realizar convenios específicos para la instalación, operación y mantenimiento de equipos de comunicaciones en espacios que le correspondan a otra EPS. Los equipos de alimentación eléctrica que proporcionen servicio exclusivamente a un sistema de comunicación estarán bajo responsabilidad de la EPS que tenga a cargo dicho sistema.




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REVISIÓN 02


Para la determinación de las fronteras de responsabilidad, los equipos de comunicación se agrupan por sistemas, las particularidades de cada frontera se describen a continuación:

11.2 Sistema de telefonía

Este apartado comprende en forma no limitativa los siguientes equipos: conmutador telefónico, servidor de telefonía, aparatos telefónicos, gateway de VoIP. La responsabilidad del activo fijo, operación y mantenimiento de los conmutadores telefónicos y servidores de telefonía instalados en centrales o subestaciones, estará a cargo de la EPS que actualmente lo tiene bajo su responsabilidad. La responsabilidad del activo fijo, operación y mantenimiento de los aparatos telefónicos y Gateway de VoIP, estará a cargo de la EPS que tenga también bajo su responsabilidad el conmutador telefónico o servidor de telefonía, al cual se suscriba la extensión telefónica. Para evitar la duplicidad de activos de telefonía en centrales, las EPS de Generación y Distribución, realizarán la interconexión de sus correspondientes sistemas telefónicos en forma tal que desde las extensiones sea posible comunicarse en forma indistinta a cada centro de control, en apego al plan de marcación emitido por la Coordinación de Servicios Tecnológicos.

11.3 Infraestructura

Las EPS CFE Generación o la EPS CFE Distribución son responsables de los activos de infraestructura asociados directamente a los sistemas de comunicaciones de las centrales y subestaciones eléctricas que les hayan sido asignadas, entre los cuales se encuentra: aires acondicionados, deshidratadores, gabinetes, sistema de tierras, sistemas contra incendios, sistema de fuerza, torres de comunicación y cableado estructurado en función a las generalidades establecidas en el punto 11.1 de este documento, Figuras 11.1. y 11.2




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Figura 11.1.- Frontera de Responsabilidad Infraestructura predio EPS CFE Generación.

Figura 11.2.- Frontera de Responsabilidad Infraestructura predio EPS CFE Distribución.

11.4 Sistema de Microondas

Este apartado comprende equipos tales como: antenas de microondas, cable RF de microondas, guías de onda, radios de microondas (incluyendo los de repetición) y radios de espectro disperso.




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El activo, operación y mantenimiento de los equipos de microondas asociados exclusivamente a la operación de esquemas de acción remedial quedarán bajo responsabilidad de la EPS que tenga a cargo dichos esquemas. El activo, operación y mantenimiento del resto de los enlaces de microondas permanecerá a cargo de la EPS que actualmente los tiene bajo su responsabilidad. La responsabilidad del activo, operación y mantenimiento de los equipos de microondas instalados en las estaciones repetidoras, le corresponderá a la EPS que tenga a cargo la responsabilidad del enlace según los criterios descritos anteriormente, sin menoscabo de la propiedad y responsabilidad del predio de la estación repetidora, definida en los criterios generales de este apartado.

11.5 Sistema de Multiplexores

La responsabilidad de la operación y mantenimiento de los equipos multiplexores existentes en las centrales, estará a cargo de la EPS que lo tenga actualmente a su cargo según el punto 11.1 de este documento.

11.6 Sistemas de Radiocomunicación de voz y datos

Este apartado comprende equipos tales como: antena de radiocomunicación, cable de RF, consolas, duplexer y radios. La responsabilidad del activo, operación y mantenimiento del sistema de Radiocomunicación de voz y datos, estará a cargo de la EPS a la cual le correspondan los equipos de comunicaciones de la Central Eléctrica Legada o subestación eléctrica de la RGD, según el punto 11.1 de este documento.

11.7 Redes de Datos

Este apartado comprende en forma no limitativa los siguientes equipos: access point, firewall, routers, sistemas de administración centralizada de equipos y switches. La responsabilidad del activo, operación y mantenimiento de los equipos de redes de datos que se encuentran actualmente en las Centrales Eléctricas Legadas y subestaciones eléctricas de la RGD, quedará a cargo de la EPS a la que le




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corresponda de acuerdo al punto 11.1 de este documento. Ésta responsabilidad tiene como frontera las interfaces físicas de los equipos. Los equipos de red de datos que actualmente mantienen conexión exclusivamente con la red empresarial de una de las EPS, quedarán bajo responsabilidad de dicha EPS.

11.8 Equipos de Fibra Óptica

Este apartado comprende en los siguientes equipos: amplificadores ópticos, convertidores de medio, distribuidores ópticos, equipos de sincronismo, nodos (PDH, SDH, MPLS-TP, DWDM, CWDM). La responsabilidad del activo, operación y mantenimiento de los equipos que iluminan la fibra óptica comprendidos en este apartado, estará a cargo de la EPS a la que le correspondan los equipos de comunicaciones. El activo, operación y mantenimiento de los equipos terminales ópticos (PDH, SDH, MPLS-TP, DWDM, CWDM) asociados exclusivamente a la operación de esquemas de acción remedial quedarán bajo responsabilidad de la EPS que tenga a cargo dichos esquemas. El uso y mantenimiento de los bancos de ductos a través de los cuales se canalizan los cables de fibra óptica hacia el interior de las casetas de las subestaciones, estará a cargo de la EPS a la que le corresponda el cable de fibra óptica alojado en el ducto. Las EPS podrán convenir el uso de dichos ductos o la construcción de nuevos, para la canalización de nuevas trayectorias de fibra óptica. Se respetarán los pares de hilo de Fibra Óptica actualmente en uso por parte de la EPS CFE Distribución y las EPS CFE Generación en las trayectorias en las RGD los cuales se deberán formalizar en los términos que se definan en los convenios específicos que se establezcan en su oportunidad.

12. Fronteras de Responsabilidad de Control entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución

La determinación de las fronteras de responsabilidad se describe a continuación:




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12.1 Sistema SCADA bajo la responsabilidad de las EPS CFE Generación

El Sistema de Control Supervisorio-SCADA (UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados) en Centrales bajo la responsabilidad de las EPS CFE Generación, continuará siendo su responsabilidad, incluyendo el cableado de todos los puntos de entrada y salida provenientes del EEP, esquemas de protección, medición y cualquier punto de entrada y salida que corresponda a las EPS CFE Generación, Figuras 12.1 y 12.2. La EPS CFE Distribución es responsable del cableado de todos los puntos de entrada y salida provenientes del EEP, esquemas de protección, medición y cualquier punto de entrada y salida que corresponda a la EPS CFE Distribución, según las fronteras definidas en los capítulos que anteceden en este documento, hasta la tablilla de interposición de la UTR o a la tablilla de interposición de los módulos de entrada y salida que se conectan a la UTR o Servidor SCADA. El enlace de comunicaciones desde el equipo UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados para enviar la información a la Gerencia Regional de Control de CENACE es responsabilidad de las EPS CFE Generación hasta el puerto del sistema de comunicación, Figura 12.1.




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Figura 12.1 Diagrama Conceptual Sistema SCADA de la EPS CFE Generación con enlace hacia la GRC.

Los equipos existentes en la central, que se utilizan exclusivamente para el envío de información desde el equipo UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados hacia el CCD son responsabilidad de la EPS CFE Distribución hasta el puerto del sistema de comunicación, Figura 12.2.




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Figura 12.2 Diagrama Conceptual Sistema SCADA de la EPS CFE Generación con enlaces hacia el CCD y hacia la GRC.

12.2 Sistema SCADA bajo la responsabilidad de la EPS CFE Distribución en predios de Centrales

El Sistema de Control Supervisorio-SCADA (UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados) en Subestaciones que le hayan sido asignadas a la EPS CFE Distribución, continuarán bajo responsabilidad de dicha EPS, incluyendo el cableado de todos los puntos de entrada y salida provenientes del EEP, esquemas de protección, medición y cualquier punto de entrada y salida que corresponda a la EPS CFE Distribución, Figuras 12.3 y 12.4

Las EPS CFE Generación son responsables del cableado de todos los puntos de entrada y salida provenientes del EEP, esquemas de protección, medición y




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cualquier punto de entrada y salida que corresponda a las EPS CFE Generación, según las fronteras definidas en los capítulos que anteceden en este documento, hasta la tablilla de interposición de la UTR o a la tablilla de interposición de los módulos de entrada y salida que se conectan a la UTR o Servidor SCADA. El enlace desde el equipo UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados para enviar la información al Centro de Control de Distribución es responsabilidad de la EPS CFE Distribución hasta el puerto del sistema de comunicación, Figura 12.3.

Figura 12.3 Diagrama Conceptual Sistema SCADA de la EPS CFE Distribución con enlaces hacia el CCD.

Los equipos existentes en la subestación, que se utilizan exclusivamente para el envío de información desde el equipo UTR y/o Servidor SCADA y sus equipos asociados hacia el CENACE para efectos de despacho de energía, son responsabilidad de las EPS CFE Generación hasta el puerto del sistema de comunicación, Figura 12.4




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Figura 12.4 Diagrama Conceptual Sistema SCADA de la EPS CFE

Distribución con enlaces hacia el CCD y la GRC.

12.3 Sistema de Fuerza – Servicios Propios

El proceso de entrega y recepción de los cargadores de baterías en sus denominaciones de 12, 48, 125 y 250 VCD que forman parte del sistema de servicios propios de la subestación se llevará a cabo en función al acuerdo de la especialidad de subestaciones descrita en el apartado 9.1.2 de este mismo documento exceptuando los que sirvan para uso exclusivo de los elementos del sistema SCADA.




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13. Fronteras de Responsabilidad de Medición para Liquidación entre las EPS CFE Generación y la EPS CFE Distribución

13.1 Medición para Liquidación de Unidades de Generación

De acuerdo con el punto 2.1.6 de los TESL: “los activos comprendidos en las actividades de Generación incluirán las Centrales Eléctricas Legadas (fijas y móviles) propiedad de la CFE o sus EPS o EF que se interconecten al Sistema Eléctrico Nacional…, y el tramo de línea que interconecte a cada una de ellas con el SEN. Con base en lo anterior y debido a que el sistema de medición que registra la energía aportada al sistema se ubica entre el lado de alta del Transformador de la Unidad Generadora y el punto de interconexión con la RGD, las EPS CFE Generación son responsables del activo, operación y mantenimiento de los sistemas de medición para liquidación y equipos asociados en las Centrales Eléctricas Legadas que actualmente están bajo su responsabilidad. Las EPS CFE Generación podrán realizar convenios específicos con la Unidad de Negocio de la EPS CFE Distribución responsable de la RGD a la que se interconecte, para la instalación, operación y mantenimiento de los sistemas de medición para liquidación y equipos asociados que le correspondan a las EPS CFE Generación durante el periodo establecido en el punto 16.3.11 Transitorios de las Bases del Mercado en el inciso (b). En las Figuras 13.1, 13.2 y 13.3 se muestran los posibles escenarios de medición de la energía que aportan las Unidades de Generación:




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Figura 13.1.- Unidad de Generación conectada a bus de las RGD con transformador

elevador:

Figura 13.2.- Unidad de Generación conectada a bus de las RGD sin transformador elevador




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Figura 13.3.- Unidad de Generación conectado directamente a circuito de

distribución de las RGD.

13.2 Medición de Servicios Propios.

13.2.1 Medición de Transformadores de Potencia conectados a un bus de la EPS CFE Distribución (Subestación convencional Tipo 1).

La medición de los transformadores de potencia conectados a un bus de las RGD, es responsabilidad de la EPS CFE Distribución. Lo anterior independientemente de que al secundario de dicho transformador esté conectado el transformador de servicios propios para la central generadora y/o la Subestación de Distribución. Figura 13.4




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Figura 13.4.-Fronteras de responsabilidad de medición de servicios propios suministrado de

un transformador de potencia conectado a un bus de la EPS CFE Distribución.

13.2.2 Medición de servicios propios conectado en un bus de la EPS CFE Distribución

Es responsabilidad de la EPS CFE Distribución la medición de servicios propios y su equipo asociado cuya alimentación provenga de un transformador que en su lado secundario transforme en voltajes de menores a 69 kV. Figura 13.5




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Figura 13.5 Medición de servicios propios a responsabilidad de la EPS CFE Distribución.

13.2.3 Medición de servicios propios conectado de un circuito externo de la EPS CFE Distribución

En subestaciones donde los servicios propios estén alimentados de un circuito externo de la EPS CFE Distribución, esta será responsable únicamente del sistema de medición, siendo las EPS CFE Generación la responsable y propietaria del transformador de servicios propios y sus equipos asociados. La contratación del suministro eléctrico se debe realizar de conformidad con lo dispuesto en las condiciones generales para la prestación del suministro eléctrico. Figura 13.6




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Figura 13.6. Fronteras de responsabilidad de medición de servicios propios conectado en circuito de la EPS CFE Distribución.




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14. Convenio de Servicios

Se podrán celebrar convenios de servicios entre Centrales eléctricas legadas y Zonas de Distribución para el apoyo a tareas de mantenimiento, modernización y atención a fallas, de acuerdo a los requerimientos locales de las partes involucradas. Dichos convenios deben incluir entre otros puntos:

a) Servicios de mantenimiento preventivo y correctivo a equipo eléctrico primario, esquemas de protección, medición, control y comunicaciones.

b) Servicios de Operación de instalaciones de ambos procesos.

c) Las particularidades del control de Acceso a las instalaciones priorizando

las facilidades para la atención de emergencias. Para el caso de las actividades de ampliación y modernización, deberá de realizarse reuniones mutuas para definir especificaciones en el aspecto de ejecución, supervisión y puesta en servicio.

15. Contrato de servicios diversos.

Una vez definida y autorizada la separación legal y teniendo los procedimientos de la misma emitidas por la ley ambas partes podrán realizar los contratos correspondientes. Este acuerdo aplica para todas las Centrales Eléctricas Legadas y las Zonas de Distribución.

16. Generalidades

Los casos no previstos en el presente documento serán resueltos de común acuerdo entre las partes, tomando como base los lineamientos que se derivan del presente documento. Este acuerdo aplica para todas las Centrales Eléctricas Legadas y las Zonas de Distribución y forma parte del mismo los anexos 1, 2, 3 y 4.

acuerdo normativo para la definiciÓn de fronteras de

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