EPS CFE Distribución Código de Red

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EPS CFE Distribución

Código de Red

Mayo de 2016

2 MEX 150918 - AXUA - Estatus ... CFE v1

Contenido

Índice Código de Red

Ley de la Industria Eléctrica (LIE)

Disposiciones administrativas de carácter general (DACG) en materia de acceso abierto y prestación de los servicios en la RNT-RGD

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Criterios de eficiencia, Calidad,

Confiabilidad, Continuidad, seguridad y

sustentabilidad del Sistema Eléctrico

Nacional:

Código de Red


11 agosto 2014

• Se publicaron en el DOF los Decretos por los que se expidieron, la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), así como la Ley de la CFE (LCFE)

31 octubre 2014

• Se publica en el DOF El reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica (RLIE)

8 abril 2016

• La CRE expide las DACG que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN

Articulo 12 de la LIE, La CRE está

facultada para expedir y aplicar la

regulación necesaria en materia de

eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Conti -nuidad, seguridad y sustentabilidad del

SEN

Artículo 37 del RLIE, El Servicio Público de Transmisión y Distribución de

Energía Eléctrica se sujetará a las DACG que emita la CRE en materia de Calidad, Confiabilidad, Conti-nuidad, seguridad y

sustentabilidad.

CODIGO DE RED

Antecedentes


Código de Red

Fuente: Comisión Reguladora de Energía

En cumplimiento de sus

atribuciones, la CRE desarrolló los

Criterios de eficiencia, Calidad,

Confiabilidad, Continuidad,

seguridad y sustentabilidad del

Sistema Eléctrico Nacional (el

Código de Red):

Operación

Temas incluidos en el Código de Red:

Planeación Generación Consumo Transmisión Distribución


Marco legal en materia de Confiabilidad.

Código de Red

Prestación del Servicio de Suministro Eléctrico

Criterios

Actividades, que de conformidad con la LIE, deben desarrollarse observando

el Código de Red:

Desarrollo de la Red Eléctrica

Inteligente

Política, Regulación y vigilancia de la

Industria Eléctrica

Ampliación y Modernización de la RNT y de

las RGD



CRE: Comisión Reguladora de Energía

Distribución: La conducción de energía eléctrica a través de Redes Generales de

Distribución.

Distribuidor: Los organismos o empresas productivas del Estado o sus empresas

productivas subsidiarias, que presten el Servicio Público de Distribución de Energía

Eléctrica.

EF: Las empresas filiales a que se refiere el artículo 59 de la Ley de la CFE.

Empresas de la CFE: Las EPS y las EF;

EPS: Las empresas productivas subsidiarias a que se refiere el artículo 58 de la Ley de la

CFE.

Generación: La generación de electricidad en Centrales Eléctricas que requiera u obtenga

permiso de la CRE y la representación de dichas Centrales Eléctricas en el MEM.

Definiciones


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.

Red Eléctrica Inteligente: Red Eléctrica que integra tecnologías avanzadas de medición,

monitoreo, comunicación y operación, entre otros, a fin de mejorar la eficiencia,

Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.

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.

Redes Generales de Distribución: Redes Eléctricas que se utilizan para distribuir energía

eléctrica al público en general.

Redes Particulares: Redes Eléctricas que no forman parte de la Red Nacional de

Transmisión o de las Redes Generales de Distribución.

Definiciones


Sistema Eléctrico Nacional (SEN):

• Red Nacional de Transmisión

• Redes Generales de Distribución

• Centrales Eléctricas que entregan energía a la RNT o las RGD

• Equipos e instalaciones del CENACE utilizados para ejercer el Control Operativo

• Los demás elementos que determine la SENER

Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica: Las actividades

necesarias para llevar a cabo la transmisión y distribución de energía eléctrica en la Red

Nacional de Transmisión y en las Redes Generales de Distribución.

Suministro Eléctrico: Conjunto de productos y servicios requeridos para satisfacer la

demanda y el consumo de energía eléctrica de los Usuarios Finales, regulado cuando

corresponda por la CRE.

Transmisión: El transporte de energía eléctrica a través de la Red Nacional de

Transmisión.

Transportista: Los organismos o empresas productivas del Estado, o sus empresas

productivas subsidiarias, que presten el Servicio Público de Transmisión de Energía

Eléctrica Usuario Calificado: Usuario Final que cuenta con registro ante la CRE para

adquirir el Suministro Eléctrico como Participante del Mercado o mediante un

Suministrador de Servicios Calificados.

Definiciones


Código de Red


El Código de Red es de cumplimiento

obligatorio para los Integrantes de la

Industria Eléctrica.

De conformidad con el Artículo 2 del Reglamento de la LIE:

VII. Integrantes de la Industria Eléctrica: El CENACE, los Transportistas,

Distribuidores, Generadores, Comercializadores, Suministradores y Usuarios

Calificados Participantes del Mercado, así como los Importadores y

Exportadores;


Código de Red

La CRE integra en estos Criterios de eficiencia, Calidad,

Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del

SEN, en adelante “Código de Red”, los requerimientos

técnicos mínimos, para el desarrollo eficiente de los

procesos de planeación, control operativo, acceso y uso de

la infraestructura eléctrica del SEN; así como las

características técnicas de la energía eléctrica, potencia y

demás productos asociados que demanden los usuarios

del SEN.


Prelación Jerárquica en el Código de Red


B. Gestión del Código de Red

B.1 Revisión y Actualización del Código de Red

B.2 Supervisión y vigilancia del Código de Red

B.3 Incumplimiento y sanciones

B.4 Resolución de supuestos incumplimientos y controversias

B.5 Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor

B.6 Notificación de Caso fortuito o fuerza mayor

B.7 Carga de la prueba

B.8 Circunstancias no previstas

A. Alcance del Código de Red

A.1 Objetivo A.2 Estructura

A.2.1 Disposiciones generales del SEN

A.2.2 Disposiciones operativas del SEN

A.2.3 Prelación jerárquica

Código de Red (Disposiciones

Generales del SEN)


Disposiciones Generales (capítulos)

1 Proceso de Planeación (P); 54 Criterios

2 Operación en Estado Operativo Normal (OP); 127 Criterios

3 Interconexión para Generadores (INTG); 18 Criterios.

4 Conexión de Centros de Carga (CONE); 15 Criterios

5 Red Eléctrica Inteligente en Materia de Telemetría Interoperabilidad y Seguridad de la información (REI) para la operación del SEN; 23 Criterios

6 Aplicable a Sistemas Eléctricos Aislados (SEA); 65 Criterios

7 Adicional a todos los criterios generales contenidos en este documento, se presentan criterios específicos de cumplimiento obligatorio para el Sistema Interconectado Baja California

Manuales Regulatorios

Planeación del Sistema Eléctrico Nacional

Estado operativo del SEN

Control y operación de la generación del SEN.

Coordinación operativa

Requerimientos técnicos para la interconexión de centrales eléctricas del SEN

Requerimientos técnicos para la conexión de centros de carga

Procedimientos

Procedimiento de acciones para el control de tensión

Procedimiento para administración de licencias

Procedimiento del despacho de generación

Procedimiento de reducción de generación por confiabilidad

Procedimiento de restablecimiento

Procedimiento de comunicación y coordinación operativa

Código de Red (Disposiciones

Generales del SEN)


Capítulo 2. Disposiciones Generales para la

operación en Estado Operativo Normal del SEN (OP)

Objetivo Alcance y Aplicación.

Definir los criterios técnicos de eficiencia,

Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad

y sustentabilidad conforme a la normativa

aplicable, para asegurar la integridad del

SEN, maximizar el tiempo en que éste se

encuentre en el Estado Operativo Normal, y

minimizando el riesgo de daño a los

equipos que lo conforman cuando el SEN

salga de esta condición, considerando la

seguridad del personal operativo de los

Integrantes de la Industria Eléctrica y de la

sociedad en general

Los criterios operativos y los manuales

regulatorios deberán ser aplicados en las

condiciones del estado operativo normal y su

cumplimiento es obligatorio para cualquier

integrante de la industria eléctrica que haga

uso de la infraestructura eléctrica del SEN

Dis

po

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2.1 Objetivo

2.2 Alcance y Aplicación

2.3 planeación Operativa

2.4 Criterios de Operación

2.5 Servicios conexos



2.4.1 Rango de tensión (17 Criterios Op.)

2.4.2 Rango de frecuencia (8 Criterios Op.)

2.4.3 Sobrecarga de instalaciones (6 Criterios Op.)

2.4.4 Reserva Operativa (7 Criterios Op.)

2.4.5 Desconexión de cargas (9 Criterios Op.)

2.4.6 Disponibilidad de Reserva Reactiva ( 9 Criterios Op.)

2.4.7 Restablecimiento en casos de Contingencia ( 9 Criterios Op.)

2.4.8 Despacho de Generación ( 20 Criterios Op.)

2.4.9 Coordinación, supervisión y control de la operación del sistema eléctrico (13 Criterios Op.)

2.4.10 Coordinación de los programas de Mantenimiento ( 10 Criterios Op.)

2.4.11 Disponibilidad de elementos de la RNT (3 Criterios Op.)

2.4.12 Calidad de la energía ( 5 Criterios Op.)

2.5 Servicios Conexos ( 5 Criterios Op)

Capítulo 2. Disposiciones Generales para la

operación en Estado Operativo Normal del SEN (OP)


2.4.1 Rango de tensión:

Coordinar las acciones que deben

realizarse para controlar la tensión en las

instalaciones del SEN, se deberá seguir lo

establecido en el Procedimiento de

Acciones para el Control de Tensión, el

cual incluye las estrategias de control y

optimización de los recursos disponibles

de regulación de potencia reactiva para

cumplir con los requerimientos de

seguridad y Calidad en el Suministro

Eléctrico.



2.4.2 Rango de Frecuencia:

La participación de las Unidades de Central

Eléctrica en la Regulación Primaria debe ser

evaluada por el CENACE cada vez que se

presente una desviación de frecuencia

mayor al rango de frecuencia establecido en

el Manual Regulatorio de Requerimientos

Técnicos para la Interconexión de

Centrales Eléctricas al SEN.

Es obligación de las Unidades de Central

Eléctrica, Transportistas y Distribuidores

mantener en todo momento disponible para

el CENACE, los Esquemas de Protección de

Sistema para inestabilidad de frecuencia



2.4.3 Sobrecarga de instalaciones

Las Unidades de Central Eléctrica,

Transportistas y Distribuidores deberán

mantener actualizada la información

técnica ante el CENACE, relacionada a

los límites y características operativas

de los elementos bajo su

responsabilidad de conformidad con el

Anexo 3 del Manual Regulatorio de

Coordinación Operativa. En caso de

que se realice cualquier modificación a

la red eléctrica o se tenga una

modificación operativa significativa en

los equipos y líneas, el representante y

responsable del elemento debe notificar

de inmediato al CENACE los nuevos

límites y características operativas



2.4.4 Reserva Operativa

El CENACE debe asegurar que la

Reserva Operativa está distribuida a lo

largo de todo el SEN y pueda ser

utilizada con el fin de que haya

suficiente capacidad de generación en

todas las regiones delimitadas por

restricciones de Transmisión así como

para mantener el balance carga y

generación y pueda ser usada en el

momento que se le requiera



2.4.5 Desconexión de cargas

La selección de Centros de Carga a desconectar debe estar asociada a una

prioridad de acuerdo a su importancia de tal forma que se debe minimizar la

afectación de carga crítica. La siguiente lista es enunciativa, mas no limitativa y

muestra los Centros de Carga que deben estar asociados a una prioridad:

Alimentación a instalaciones de comunicaciones; Suministro de combustibles;

Hospitales; Centros de readaptación social; Edificios de gobierno; Transporte

público; Estaciones de bomberos;Estaciones de Policía; Sistemas de bombeo de

agua potable, y Aeropuertos.



2.4.6 Disponibilidad de

Reserva Reactiva:

Las Unidades de Central

Eléctrica, Transportistas y

Distribuidores tendrán la

obligación de mantener en

condiciones operables los

elementos estáticos y dinámicos

del SEN, con la finalidad de que

estén disponibles para el

CENACE en el momento que

sea requerido



2.4.7 Restablecimiento en casos de Contingencia

Ante la ocurrencia de un Disturbio en el SEN, el CENACE en coordinación con

las entidades involucradas en la operación, deberán apegarse a lo establecido

en el Procedimiento de Restablecimiento para llevar al SEN a un Estado

Operativo Normal. Ante la afectación de un solo elemento de la RNT o las

RDG, no deben presentarse desconexión no controlada ni colapso en el nivel

de tensión.



2.4.8 Despacho de

Generación:

Los Distribuidores

deben proporcionar al

sistema SCADA del

CENACE la telemetría

de potencia activa y

reactiva en tiempo real

de los enlaces

importantes entre

regiones eléctricas y

con redes eléctricas de

particulares con las

que se tenga conexión

con el MEM.



2.4.9 Coordinación, supervisión y control de la operación del

sistema eléctrico:

Los Transportistas y Distribuidores deben enviar la información que se encuentre

bajo su responsabilidad y que requiera el CENACE, considerando los medios de

comunicación que permitan el Control Operativo, y aseguren la Disponibilidad,

Calidad y confiabilidad de información para la operación en tiempo real del SEN

por parte del CENACE.

Los Transportistas y Distribuidores deben acatar las instrucciones que gire el

CENACE, para mantener la integridad del SEN evitando riesgos en su operación.



2.4.9 Coordinación, supervisión y control de la operación del

sistema eléctrico:

Los Transportistas y Distribuidores deben aplicar los siguientes

procedimientos operativos establecidos en Manual Regulatorio de

Coordinación Operativa a fin de tener una adecuada coordinación

operativa.

Es responsabilidad de los Transportistas y de los Distribuidores proveer y

mantener los canales de comunicación entre ellos y el CENACE, tal que les

permitan enviar a este último la información de la RNT y de las RGD que

requiera para ejercer el Control Operativo del SEN, según se establezca en

la regulación en materia de tecnologías de la información



2.4.10 Coordinación de los programas de Mantenimiento:

En el Procedimiento para Administración de Licencias se describen las

actividades que se deben llevar a cabo con el fin de administrar las

Licencias para trabajos de puesta en servicio, modificaciones,

mantenimiento preventivo o correctivo de la infraestructura que conforma el

SEN, cumpliendo con la normatividad y lineamientos vigentes, para

mantener la integridad y Confiabilidad del mismo.



2.4.11 Disponibilidad de elementos

de la RNT:

Los Transportistas tendrán la

responsabilidad de mantener la

Disponibilidad de los elementos de

Transmisión con el fin de garantizar la

seguridad de despacho bajo condiciones de

eficiencia, Calidad, Confiabilidad,

Continuidad y Seguridad. Para la

evaluación de la Disponibilidad, no se

considerarán los casos descritos en las

Disposiciones Administrativas de Carácter

General en Materia de Acceso Abierto y

Prestación de los Servicios en la Red

Nacional de Transmisión y las Redes

Generales de Distribución de Energía

Eléctrica



2.4.12 Calidad de la energía:

Los Distribuidores están obligados a medir los parámetros de Calidad conforme

a lo definido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en

Materia de Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de

Transmisión y en las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica



Ley de la Industria Eléctrica

Ley de la Industria

Eléctrica (LIE)


Ley de la Industria Eléctrica

Artículo 165, Fracción I, inciso k), y Fracción II, inciso c)

La magnitud de la condición de incumplimiento será evaluada por la CRE con el apoyo técnico del CENACE

Se considerará el impacto asociado a:

a) Número de usuarios afectados

b) Tiempo de Interrupción del Suministro Eléctrico

c) Energía no suministrada

d) Corte manual de carga no controlable

e) Otras.

LIE Incumplimientos y sanciones

Los Integrantes de la Industria Eléctrica que dejen de observar, de manera grave a

juicio de la CRE, las disposiciones establecidas en el Código de Red, se sujetarán

a las sanciones establecidas. En el articulo 165, Fracción I, inciso k), Fracción II,

inciso c) de la LIE.


a) Abstenerse de realizar cualquier acto que instruya el CENACE, sin causa justificada;

b) Suspender el servicio de transmisión o distribución en forma generalizada, sin causa

justificada;

c) Incumplir las obligaciones en materia de separación contable, operativa, funcional o legal;

d) Incumplir las restricciones a la transmisión y uso indebido de información privilegiada;

I. Con multa del dos al diez por ciento de los ingresos brutos percibidos en el año anterior por:

Capitulo II De las Sanciones


e) Incumplir las obligaciones relacionadas con la interconexión de nuevas Centrales Eléctricas y la conexión de los nuevos Centros de Carga establecidas en esta Ley, sus Reglamentos, y las demás disposiciones legales y administrativas aplicables;

f) Dar inicio a la construcción de obras de transmisión o distribución sin la autorización de la Secretaría;

g) Iniciar la construcción de obras de infraestructura en la industria eléctrica sin la resolución favorable de la Secretaría respecto a la evaluación de impacto social;

h) Violar la regulación tarifaria;

i) No dar cumplimiento a las condiciones generales para la prestación del Suministro Eléctrico, de manera generalizada;

j) Incumplir las condiciones generales para la prestación de los servicios de transmisión y distribución, de manera generalizada;



l) Realizar actividades en la industria eléctrica sin contar con el permiso o registro correspondiente

m) Conectar Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional sin contar con el contrato de interconexión correspondiente;

n) Aplicar especificaciones técnicas distintas a la regulación, estandarización y normalización que al efecto emitan las autoridades competentes

o) Ceder, gravar, transferir o enajenar los derechos que se deriven de los permisos en contravención a lo dispuesto en esta Ley, y

p) Obtener, directa o indirectamente, un permiso de los previstos en la presente Ley en contravención a lo dispuesto por la CRE

k) Dejar de observar, de manera grave a juicio de la CRE, las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional



a) Abstenerse de proporcionar oportunamente la información que requiera la autoridad competente, la Secretaría de Economía, el CENACE, los Participantes del Mercado o el público en los términos de esta Ley;

b) Realizar labores de mantenimiento programables a las instalaciones de generación que requieren permiso, transmisión o distribución, sin autorización del CENACE, cuando dichas labores limiten el funcionamiento de las instalaciones;

c) Incumplir las disposiciones en materia de la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional

d) No realizar las ofertas al Mercado Eléctrico Mayorista en los términos del artículo 104 de esta Ley o manipular en cualquier forma los precios de energía eléctrica o Productos Asociados;

II. Con multa de cincuenta mil a doscientos mil salarios mínimos por:



e) Negar o impedir el acceso a los verificadores o inspectores autorizados para comprobar que los medidores y demás instalaciones funcionen de manera adecuada y cumplan con los requisitos aplicables;

f) Vender o comprar energía eléctrica o Productos Asociados, o celebrar Contratos de Cobertura Eléctrica, sin sujetarse a lo previsto en esta Ley;

g) Incumplir con cualquiera de las obligaciones o condiciones establecidas en el título de permiso;

h) Dejar de observar las Reglas del Mercado y las demás disposiciones administrativas de carácter general que emita la Secretaría o la CRE, e

i) Cualquier otra infracción grave a juicio de la CRE a las disposiciones de esta Ley, sus Reglamentos y otras disposiciones administrativas aplicables;



a) Suspender u ordenar la suspensión del Suministro Eléctrico a un Usuario Final, sin causa justificada;

b) Incumplir en casos particulares las condiciones generales para la prestación del Suministro Eléctrico;

c) Dejar de observar, en casos particulares, las condiciones generales para la prestación de los servicios de transmisión y distribución;

d) No dar cumplimiento a las obligaciones de cobertura para el Suministro Eléctrico en las comunidades rurales y zonas urbanas marginadas que establece la Secretaría, excepto cuando se debe a la insuficiencia de los fondos dedicados a tal propósito. Esta sanción se aplicará por cada Usuario Final afectado por el incumplimiento;

e) No otorgar las facilidades que se requieran a los verificadores o inspectores autorizados, y

f) Consumir energía eléctrica a través de instalaciones que alteren o impidan el funcionamiento normal de los instrumentos de medición o control del Suministro Eléctrico;

III. Con multa de diez mil a cincuenta mil salarios mínimos por:



a)Por cada megawatt de incumplimiento en la adquisición de potencia, por cada hora que subsista dicho incumplimiento;

b) Por cada megawatt-hora de incumplimiento en la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica, y

c) Por cada megawatt-hora de incumplimiento en la adquisición de Certificados de Energías Limpias;

IV. Con multa de seis a cincuenta salarios mínimos:

V. Con multa hasta de cien salarios mínimos por megawatt-hora del consumo en los doce meses anteriores, al que realice cualquier acción u omisión tendiente a evadir o incumplir los requisitos para registrarse como Usuario Calificado;



a) A quien conecte sus Redes Particulares con el Sistema Eléctrico Nacional o con otra Red Particular para su alimentación, sin la debida autorización y contrato;

b) Al Usuario Final que consuma energía eléctrica a través de instalaciones que eviten, alteren o impidan el funcionamiento normal de los instrumentos de medición, tasación, facturación o control del Suministro Eléctrico;

c) A las personas que permitan, fomenten, propicien o toleren las actividades referidas en el inciso anterior;

d) A quien consuma energía eléctrica sin haber celebrado el contrato respectivo;

e) A quien utilice energía eléctrica en forma o cantidad que no esté autorizada por su contrato de suministro.

VI. Con multa hasta de tres veces el importe de la energía eléctrica

consumida, a partir de la fecha en que se cometió la infracción:



Disposiciones administrativas de carácter general

en materia de acceso abierto (DACG) y

prestación de los servicios en la Red Nacional de

Transmisión (RNT) y las Redes Generales de

Distribución de Energía Eléctrica.

DACG de acceso abierto y prestación

de servicios RNT-RGD


Apéndices

A Condiciones generales para la prestación de los servicios de transmisión y distribución de energía eléctrica (CGPS)

B Lineamientos que establecen el procedimiento para la atención de quejas en el servicio de transmisión y distribución de la energía eléctrica y la elaboración de los informes públicos para el transportista y el distribuidor

D Contrato marco del distribuidor con el suministrador

C Formatos de indicadores de disponibilidad calidad y continuidad

Apartados

1 Disposiciones generales

2 Disposiciones en materia del servicio publico universal y acceso abierto

3 Evaluación de indicadores de disponibilidad, continuidad y calidad

4 Prestación de los servicios


de servicios RNT-RGD (Estructura)




Apartado 1. Disposiciones generales

Artículo 1. Alcance, Objeto y Ámbito de Aplicación

Se sujetarán a las presentes Disposiciones Administrativas de Carácter General el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), así como los Transportistas y Distribuidores, en la realización de las actividades de transmisión y distribución de energía eléctrica que formen

La operación de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución que realicen los Transportistas y los Distribuidores se sujetará al Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional que ejerza el CENACE, en términos del artículo 15 de la Ley. Para estos efectos, el CENACE deberá determinar los elementos de dichas redes que correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.




La operación de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y la prestación de los servicios de transmisión y distribución se llevarán a cabo mediante las instrucciones del CENACE, los Transportistas y Distribuidores y, en su caso, los Suministradores, conforme a los convenios y contratos a que se refiere la Sección A.

El CENACE, así como los Transportistas y los Distribuidores, deberán sujetarse a las Disposiciones Operativas del Mercado, a las disposiciones en materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, así como a lo que al efecto se establece en el Apartado 3 siguiente y demás disposiciones que fuesen aplicables en el Código de Red.




Apartado 3. Evaluación de Indicadores de Disponibilidad, Continuidad y Calidad.

La prestación del Servicio Público de Transmisión y de Distribución deberá realizarse bajo principios que garanticen la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, tanto de las instalaciones y equipos que componen RNT y las RGD, así como de las instalaciones y equipos de los Usuarios Finales.

En este apartado se describen los parámetros que la Comisión utilizará para evaluar al Transportista y Distribuidor en su desempeño, observando condiciones de Disponibilidad, Calidad y Continuidad en el servicio.




Artículo 19. Evaluación de la Calidad y Continuidad de las Redes Generales de Distribución.

• La evaluación de los criterios para los Distribuidores se basará en los Índices de

Calidad y Continuidad, los cuales deberán considerar las interrupciones producto

directamente de las actividades enfocadas en la operación y mantenimiento de

las RGD.

19.1 Índice para la evaluación de la Continuidad en las RGD.

• Índice de la duración promedio de interrupciones en Distribución SAIDI

• Índice de la Frecuencia promedio de interrupciones en Distribución SAIFI

• Índice de Duración promedio de las interrupciones por usuario en

Distribución CAIDI


Evaluación

• El SAIDID por causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento menor a 50 minutos por año.

• El SAIDID considerando causas atribuibles a la operación y mantenimiento mas los casos fortuitos o de causa mayor , no debe exceder a 108 minutos por año.

Evaluación de la Calidad y

Continuidad de las RGD (SAIDI)

Como determinar el índice 𝑺𝑨𝑰𝑫𝑰𝑫

• Identificar causas de las fallas atribuibles al

Distribuidor como responsable de la operación y

mantenimiento

• Identificar las causas que no son atribuibles a la

operación y el mantenimiento considerados como

Caso Fortuito o Fuerza Mayor.

• El 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷 contabilizando toda interrupción

que supere los cinco minutos de

duración.

Índice de la duración

promedio de

interrupciones en

Distribución

(𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷)(System Average

Interruption Duration

Index).


TRi =Tiempo de restablecimiento de la interrupción “i” por causas atribuibles al

Distribuidor.

UA = Total de usuarios afectados en la interrupción “i” ocurrida en el mes “m” por

causas atribuibles al Distribuidor.

UT = Número de usuarios a quienes se presta servicio dentro de una Región de

Distribución

Valor optimo SAIDI menor a 50 min


Continuidad de las RGD (SAIDI)


Indicador SAIDI

El valor máximo anual

aceptado es de 50 minutos

Fuente: SIAD a diciembre 2015


Evaluación

• El SAIFID por causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento menor a 0.94 interrupciones promedio anual por usuario final.

• El SAIFID por causas atribuibles a la operación y mantenimiento mas los casos fortuitos o de causa mayor, no debe exceder 1.52 interrupciones promedio anual por usuario final.

Determinar el índice 𝑺𝑨𝑰𝑭𝑰𝑫



mantenimiento




• El 𝑆𝐴𝐼𝐹𝐼𝐷 contabilizando toda interrupción

que supere los cinco minutos de

duración.


Continuidad de las RGD (SAIFI)

Índice de la Frecuencia

promedio de

interrupciones en

Distribución 𝑺𝑨𝑰𝑭𝑰𝑫

(System Average

Interruption Frecueny

Index ).


UA = Total de usuarios afectados en la interrupción “i” ocurrida en el mes

“m” por causas atribuibles al Distribuidor.

UT = Número de usuarios a quienes se presta servicio dentro de una

Región de Distribución

Valor optimo SAIDI menor a 0.94 min


Continuidad de las RGD (SAIFI)


Indicador SAIFI

El valor máximo anual aceptado

es de 0,94 interrupciones

Fuente: SIAD a diciembre 2015


Evaluación

• El CAIDID por causas atribuibles al proceso de operación y mantenimiento menor a 53 minutos.

• El CAIDID por causas atribuibles a la operación y mantenimiento mas los casos fortuitos o de causa mayor, debe ser menor a 70.93 minutos.


Continuidad de las RGD (CAIDI)

Determinar el índice 𝑪𝑨𝑰𝑫𝑰𝑫



mantenimiento




• El 𝐶𝐴𝐼𝐷𝐼𝐷 contabilizando toda

interrupción que supere los cinco

minutos de duración.

Índice de Duración

promedio de las

interrupciones por usuario

en Distribución 𝑪𝑨𝑰𝑫𝑰𝑫

(Customer Average

Interruption Duration

Index)


Valor optimo SAIDI menor a 53 min


Continuidad de las RGD (CAIDI)


Indicador CAIDI

El valor máximo anual

aceptado es de 53 minutos

El valor máximo anual aceptado

es de 53 minutos Fuente: SIAD a diciembre 2015


Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor

B.5 Casos Fortuitos o de Fuerza Mayor

Caso Fortuito o de Fuerza Mayor significa cualquier acto o evento que imposibilite o retrase a los

Integrantes de la Industria Eléctrica a cumplir con cualquiera de sus obligaciones establecidas en el

Código de Red, siempre y cuando: esté más allá de su control, no sea resultado de la negligencia u

omisión, y no pudo haber sido prevenido o evitado, mediante el ejercicio de la debida diligencia.

Sujeto al cumplimiento de las condiciones estipuladas anteriormente, Caso Fortuito o de Fuerza

Mayor incluirá de manera enunciativa pero no limitativa los siguientes actos o eventos:

• (i) fenómenos de la naturaleza tales como tsunamis, terremotos;

• (ii) actos de terrorismo, sabotajes, actos de vandalismo y disturbios civiles;

• (iii) guerras (sean declaradas o no), insurrecciones y embargos comerciales entre países;

• (iv) desastres de transportación y de producción, ya sean marítimos, ferroviarios, terrestres o

aéreos;

• (v) huelgas u otras disputas laborales en los Estados Unidos Mexicanos que no sean motivadas

por el incumplimiento de algún contrato y/o relación laboral por parte de la parte afectada;

• (vi) incendios;



• (viii) actos de una autoridad gubernamental que no hayan sido inducidos voluntariamente por la parte

afectada o cualquiera de sus filiales (en el entendido que ninguna de las partes será considerado como

filial de la otra parte), y que no sean resultado del incumplimiento de las obligaciones de la parte

afectada;

• (ix) cambio en el Marco Regulatorio, e

• (x) interrupciones no intencionales provocadas por un tercero tales como: choque a estructura, derribo

de antenas, de anuncios espectaculares, contactos eléctricos accidentales por trabajos en

instalaciones cercanas a las instalaciones eléctricas, etc.

Caso Fortuito o de Fuerza Mayor no incluirá ninguno de los siguientes eventos:

• (i) dificultades técnicas y económicas;

• (ii) cambios en las condiciones de mercado;

• (iii) fallas de cualquiera de los subcontratistas, excepto cuando dicha falla sea causada por un acto que

cumpla con los requerimientos de Caso Fortuito o Fuerza Mayor según se dispone anteriormente.

Cuando se presente un Caso Fortuito o de Fuerza Mayor que ponga en riesgo la integridad del SEN, el

CENACE podrá suspender la operación del MEM de acuerdo con las Reglas del Mercado y podrá también

dictar instrucciones extraordinarias para mantener la integridad del SEN con la finalidad de que éste

recupere su Estado Operativo Normal. Dichas instrucciones prevalecerán sobre cualquier criterio

establecido en el Código de Red y deben ser acatadas por los Transportistas, Distribuidores y los

Participantes del Mercado.



B.6 Notificación de Caso fortuito o fuerza mayor

Quien alegue un Caso Fortuito o Fuerza Mayor, deberá notificar a la Comisión que ha ocurrido un

evento de Caso Fortuito o Fuerza Mayor, la duración aproximada del mismo y el efecto esperado en

el SEN.

En ambos casos, la notificación se hará vía el Sistema de Información, telefónica y/o correo

electrónico, tan pronto como sea posible, pero a más tardar al día natural siguiente de que tenga

lugar el evento de Caso Fortuito o Fuerza Mayor y, por escrito, pero nunca después de los dos (2)

días hábiles siguientes a la fecha en que la parte que invoque Caso Fortuito o Fuerza Mayor tuvo

conocimiento de tales eventos.


Índices para la evaluación del servicio de Distribución

• Índice de Restablecimiento de Suministro Eléctrico en Baja Tensión

• Índice de Restablecimiento de Suministro de la Eléctrico sectorial por falla.

• Índice de Restablecimiento de Suministro Eléctrico en Media Tensión.

• Índice de Conexión de Nuevos Suministros.

• Índice de Reconexión de servicios contratados por falta de pago.

Índice para la evaluación de la Calidad del Servicio de Distribución.

• Medición de la Calidad.

• Tensión de Operación.

• Compensación de Potencia Reactiva.

Evaluación del servicio de

Distribución y la Calidad del Servicio


Evaluación de la Calidad del Servicio de

Distribución.

Medición de la

Calidad

Evaluación

• La medición de los parámetros de calidad de la energía se debe realizar en los nodos de calidad de energía en los buses de media tensión de las subestaciones.


Son aquellas desviaciones del valor eficaz del

voltaje nominal que ocurren con una duración

superior a un minuto.

Fenómenos de

voltaje en

estado estable

Tipo Frecuencia de

medición Límite

Cliente

(porcentaje de

cumplimiento)

Periodo de

Evaluación

Variación de

larga duración

Alto Voltaje 10 min. +5% V nominal 95% Semanal

Bajo Voltaje 10 min. -7% V nominal 95% Semanal

Evaluación

• Con registros de cada 10 minutos, en un día tenemos 144 y en una semana 1,008 registros.

• Si se presentan el 95% de los registros dentro de las variaciones de voltaje aceptables, se considera un circuito de media tensión normal.

• Se requieren al menos 51 registros que hayan sido valores superiores al 5% del voltaje nominal para evaluar que el circuito tiene problemas de alto voltaje

• Se requieren al menos 51 registros que hayan sido valores menores al 7% del voltaje nominal para evaluar que el circuito tiene problemas de bajo voltaje.

• De los 1,008 registros de una semana, se pueden presentar ambos casos, de alto y bajo voltaje.


Distribución.

Variaciones de Tensión.



Distribución.

Compensación de

Potencia Reactiva

Evaluación

• Contar al menos 75 % de infraestructura requerida para su medición en los

interruptores de los circuitos de media tensión.

Cumplimiento mensual el promedio de los registros > ó = a de 0.95 de f.p.

•Cumplir cada Zona de Distribución, con el criterio de compensación capacitiva

en al menos el 80 % de los circuitos que dispongan de medidor digital.

El distribuidor debe vigilar y controlar el flujo de

potencia reactiva que circula en la red mediante

la estrategia de conectar bancos de capacitores.

En las Redes de Distribución se mejora el factor

de potencia y se incrementa el nivel de potencia

activa que puede circular en las RGD

**Intervalos de medición cada 10 minutos


Revisión y observancia a los

siguientes puntos: Código de Red.

• Alcance.

• Estructura.

• Gestion.

Criterios de Operación(Código de Red).

Acceso Abierto y prestación de servicios (DACG).

Incumplimientos y sanciones (LIE).

Conclusiones


Gracias…… !

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