30 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
COMISION REGULADORA DE ENERGIA 
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de  Energía expide la No rma Oficial Mexicana  
NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía  eléctrica-Medidores y tr ansformadores de medida-
Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y pr ocedimiento para la evaluación de la conformidad. 
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora  
de Energía. 
ACUERDO Núm. A/012/2019 
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA EXPIDE LA NORMA OFICIAL MEXICANA 
NOM-001-CRE/SCFI-2019, SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA-MEDIDORES Y TRANSFORMADORES 
DE MEDIDA-ESPECIFICACIONES METROLÓGICAS, MÉ TODOS DE PRUEBA Y PROCEDIMIENTO PARA LA 
EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD 
El Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora  de Energía, con fundament o en los artículos 28, 
párrafo octavo de la Constitución Políti ca de los Estados Unidos Mexicanos;  1, 2, fracción III, 34, fracciones II, 
XIII y XXXIII y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administra ción Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo 
primero, 5, 22, fracciones I, II, III, X, XXIV, XXVI, inciso  a) y XXVII, 27, 41, fracción  III y 42 de la Ley de los 
Órganos Reguladores Coordinados en Materi a Energética; 1, 2, 4, párrafo primero, 12, fracciones I, III, XXXIX, 
XLVII y LII, 26, 33, 37, 40, y 132 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, y 16, fracciones VII y IX de la Ley 
Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 38, fracciones II, III, IV, V, VI, V II y IX, 40, fracción IV, 41, 43, 44, 
47, 52, 68, 70, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrol ogía y Normalización; 1, 28, 31, 34 y 80 del Reglamento 
de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 37, 106, 112 y 113 del Reglamento de la Ley de la 
Industria Eléctrica, y 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracciones I, XIV y XLIV del Reglamento Interno de  
la Comisión Reguladora de Energía, y  
CONSIDERANDO 
PRIMERO. Que con motivo 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 (DOF) el 20 de diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), ambas 
publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión, así como la Ley de Transición Energética 
(LTE) publicada el 24 de diciembre de 2015 en el DOF, abr ogándose la Ley del Servicio Público de Energía 
Eléctrica (LSPEE), la Ley de la Comisión Reguladora  de Energía y derogándose las demás disposiciones que 
se opongan a las mismas. 
SEGUNDO. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los 
Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Admi nistración Pública Federal 
(LOAPF), y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Co misión Reguladora de Energía (Comisión) es una 
Dependencia de la administración pública centralizada con autonomía técnica, o perativa y de gestión, con 
carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética. 
TERCERO. Que en términos de los artículos  4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, co rresponde a la 
Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de  las actividades de generación de electricidad, los 
servicios públicos de transmisión y distribución eléctric a, la transmisión y distribución eléctrica que no forma 
parte del servicio público y la comercialización de electr icidad, así como fomentar el desarrollo eficiente de la 
industria, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar  
una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabi lidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la 
prestación de los servicios. 
CUARTO. Que el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), 
establece que corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias 
relacionadas con sus atribuciones, según su compet encia, y verificar que los procesos, instalaciones o 
actividades cumplan con dichas normas. 
QUINTO. Que los artículos 39, fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, establecen que corresponde a la 
Secretaría de Economía expedir las normas oficiales mexicanas que establezcan las características y/o 
especificaciones relacionadas con los instrumentos  para medir, los patrones de medida y sus métodos de 
medición, verificación, calibración y trazabilidad. 
SEXTO. Que el artículo 12, fracción XXXIX de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), establece que es 
facultad de la Comisión, regular, supervisar y ejecutar  el proceso de estandar ización y normalización en 
materia del Sistema Eléctrico Nacional. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 31 
SÉPTIMO. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales 
mexicanas, las dependencias cuyo ámbito de compet encia sea concurrente deberán coordinarse para 
elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexi cana por sector o materia. Asimismo, el artículo 31 
del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Norm alización (RLFMN) indica cómo se coordinarán las 
dependencias para la elaboración, expedición y publicación conjunta de esas normas oficiales mexicanas. 
OCTAVO. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II, III y XVI de la LORCME, son facultades de la 
Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos  necesarios para el cumplimiento de sus funciones, 
entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación en el ámbito de su competencia, así como 
participar con las dependencias competentes en la formulación de proyectos de normas oficiales mexicanas 
relativas o relacionadas con las actividades reguladas. 
NOVENO. Que de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes 
establecerán, tratándose de normas oficiales mexicana s, los procedimientos para la evaluación de la 
conformidad, cuando para fines oficiales requier an comprobar el cumplimiento con las mismas.  
DÉCIMO. Que de conformidad con el artículo 33 de la LI E, las interconexiones y conexiones que los 
Transportistas y los Distribuidores deberán realizar, se encuentran sujetas tanto al cumplimiento de las obras 
específicas determinadas por el Centro Nacional de Cont rol de Energía (CENACE), como al cumplimiento de 
las normas oficiales mexicanas y los demás estándares y especificaciones que le sean aplicables 
a dichas instalaciones. 
UNDÉCIMO. Que conforme al artículo 40 de la LIE, correspond e al Usuario Final realizar a su costa y bajo 
su responsabilidad, las obras e instalaciones destinadas al uso de la energía eléctrica, mismas que deberán 
satisfacer los requisitos técnicos y de seguridad que fijen las normas oficiales mexicanas, debiendo utilizar 
para tales fines productos, dispositivos, equipos, maquin aria, instrumentos o sistemas sujetos al cumplimiento 
de las normas oficiales mexicanas. 
DUODÉCIMO. Que el artículo 113 del Reglamento de la Ley de Ia Industria Eléctrica (RLIE) señala que los 
Transportistas y Distribuidores deber án usar e instalar únicamente in strumentos de medición que hayan 
obtenido una aprobación de modelo o prototipo conforme a lo dispuesto por la LFMN y la norma oficial 
mexicana que corresponda, así como verificar a través de unidades de verificación acreditadas y aprobadas, 
cuando menos una vez cada tres años, los instrumentos de medición instalados para asegurar que se ajusten 
a la exactitud establecida en la norma oficial mexicana. 
DECIMOTERCERO. Que de acuerdo con el artículo 91, segundo párrafo de la LFMN, cuando para 
comprobar el cumplimiento con una norma oficial mexicana se requieran mediciones o pruebas de laboratorio, la verificación correspondiente se efectuará únicament e en laboratorios acreditados y aprobados, salvo que 
éstos no existan para la medición o prueba específica, en cuyo caso la prueba se podrá realizar en otros 
laboratorios, preferentemente acreditados. 
DECIMOCUARTO. Que conforme al artículo 97, segundo pá rrafo del RLFMN, cuando no existan 
laboratorios acreditados para efectuar alguna calibr ación o prueba conforme a las especificaciones 
establecidas en las normas, las autoridades com petentes podrán aceptar informes de resultados de 
laboratorios acreditados para otras normas o, en su defecto, de laboratorios no acreditados siempre que 
cuenten con la infraestructura necesaria. Los info rmes de resultados de calibración o pruebas deberán 
demostrar que se cumple con las normas oficiales mexicanas correspondientes. 
DECIMOQUINTO. Que el 8 de septiembre de 2015, la Secretar ía de Energía publicó en el DOF las Bases 
del Mercado Eléctrico (BME), que establecen los princi pios de diseño y operación del Mercado Eléctrico 
Mayorista (MEM), entre las cuales la Base 8 señala qu e el modelo de la red física es procesado mediante 
mediciones de voltaje, flujos de poten cia, entre otros, para calcular su estado eléctrico (voltajes complejos y 
distribución de flujos de potencia por la red), el cual es insumo del resto de aplicaciones en líneas de flujos de potencia, análisis de contingencias y estabilidad de la red. Lo anterior, con el fin de que se utilicen para 
mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléc trico Nacional (SEN) en la operación y control de 
tiempo real. 
DECIMOSEXTO. Que la Comisión está facultada para definir los términos y condiciones para cubrir el 
costo de la instalación, operación, mantenimiento y reemplazo de los sistem as de medición, de acuerdo con la 
Base 16.2.5 de las BME. 32 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
DECIMOSÉPTIMO. Que el 8 de abril de 2016, la Comisión publicó en el DOF las Disposiciones 
administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia , calidad, confiabilidad, continuidad, 
seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red (Código de Red), el cual establece 
los requerimientos técnicos mínimos con relación a la s actividades de planeación y operación del SEN, las 
reglas para la medición, el control, el acce so y uso de la infraestructura eléctrica. 
DECIMOCTAVO. Que el Código de Red es de cumplimiento obligat orio para los integrantes de la industria 
eléctrica, el cual incluye criterios de eficiencia, calid ad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, 
que tienen como objetivo permitir e incentivar que el SEN  se desarrolle, mantenga, opere, amplíe y modernice 
de manera coordinada con base en requerimientos té cnico-operativos, de la manera más eficiente y 
económica, bajo los principios de acceso abi erto y trato no indebidamente discriminatorio. 
DECIMONOVENO. Que en su Capítulo 5 el Código de Red señala que la ubicación del punto de medición 
entre dos o más participantes deberá permitir el cálculo del balance de energía para las Centrales Eléctricas, 
Servicios Auxiliares de las Centrales Eléctricas, la Red Nacional de Transmisión, las Redes Generales  
de Distribución y los Centros de Carga pertenecientes a un participante del MEM, lo cual requiere de 
instrumentos de medición tales como medidores y transformadores de medida (transformadores de potencial y 
transformadores de corriente) que permitan la correcta y ade cuada medición de las magnitudes eléctricas y su 
asociación a productos del MEM. 
VIGÉSIMO.  Que el 10 de enero de 2018, la Secretaría de  Energía publicó en el DOF el Acuerdo por el que 
se emite el Manual de Medición para Liquidaciones, el cual señala en su numeral 3.2.1 que los medidores 
deben cumplir con lo dispuesto en la norma oficial mexicana aplicable. 
VIGÉSIMO PRIMERO. Que los artículos 47, fracción IV de la LFMN y 4 de la Ley Federal de 
Procedimiento Administrativo establecen que los actos administrativos de carácter general que expidan las 
dependencias de la Administración Pública Federal, tales como la norma oficial mexicana objeto del presente 
Acuerdo, deberán publicarse en el DOF para que produ zcan efectos jurídicos, una vez aprobadas por el 
Comité Consultivo Nacional de  Normalización  respectivo. 
VIGÉSIMO SEGUNDO. Que el 13 de marzo de 2017, la Comisión mediante Acuerdo A/004/2017, publicó 
en el DOF la Norma Oficial Mexicana de Emergenc ia NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de 
energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueb a para medidores multifunción y transformadores de 
instrumento, con una vigencia de seis meses contados  a partir del 14 de marzo de 2017, fecha de su entrada 
en vigor. 
VIGÉSIMO TERCERO.  Que el 26 de septiembre de 2017, se pu blicó en el DOF el Acuerdo A/033/2017 
por el que la Comisión emite el aviso de prórroga y expide por segunda vez consecutiva la Norma Oficial 
Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, con una vi gencia de seis meses contados a partir del 14 
de septiembre de 2017. 
VIGÉSIMO CUARTO. Que el 23 de noviembre de 2018, se publicó en el DOF el Acuerdo  
Núm. A/036/2018 por el que la Comisión Regulado ra de Energía determina las especificaciones 
internacionales y requisitos previstos en normas mexicanas para la realización de los diagnósticos sobre el 
sistema de medición, como parte del Estudio de Instalac iones, conforme a lo establecido en el Manual para la 
Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga. 
VIGÉSIMO QUINTO. Que el 15 de enero de 2018, mediante Acuer do A/063/2017 la Comisión ordenó la 
publicación en el DOF del Proyecto de Norma Ofici al Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, Sistemas 
de medición de energía eléctrica-Medidores y transformad ores de instrumento-Especificaciones metrológicas, 
métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, a efecto de que dentro de los 
siguientes 60 días naturales, los inte resados presentaran sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de 
Normalización Eléctrico (Comité), de conformidad con lo previsto en el artículo 47, fracción I de la LFMN. 
VIGÉSIMO SEXTO. Que una vez agotado el plazo referido en el Considerando anterior, se estudiaron las 
observaciones recibidas, por lo que, en su sesión del 29 de noviembre de 2018, el Comité aprobó la respuesta 
a los comentarios formulados al PROY-NOM-001-CRE/S CFI-2017, de conformidad con lo previsto en los 
artículos 47, fracciones II y III y 64 de la LFMN, y 33 del RLFMN. 
VIGÉSIMO SÉPTIMO. Que en la sesión del 29 de noviembre de 2018, el Comité aprobó la  
NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definit iva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la 
LFMN, y 34 del RLFMN. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 33 
VIGÉSIMO OCTAVO. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional  
de Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la respuesta a los comentarios recibidos al  PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, de conformi dad con lo previsto en los artículos 47, fracciones II y III y 64 de 
la LFMN, y 33 del RLFMN. 
VIGÉSIMO NOVENO. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva,  de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN. 
TRIGÉSIMO. Que una vez agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la LFMN, la Comisión 
y el Presidente del Comité consideran procedente publicar en el DOF la Norma Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de ene rgía eléctrica-Medidores y transformadores de 
medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación 
de la conformidad. 
TRIGÉSIMO PRIMERO. Que la presente norma oficial mexicana contiene las especificaciones y métodos 
de prueba para medidores de energía eléctrica y trans formadores de medida, y establece las definiciones, 
características, especificaciones técnicas y método s de prueba necesarias para proveer reglas claras, 
efectivas y eficientes de operación confiable del SEN , además de los elementos técnicos de cumplimiento de 
los participantes del MEM para efectos de liquidación o facturación. 
TRIGÉSIMO SEGUNDO. En cumplimiento a lo establecido en el artículo Quinto del Acuerdo que fija los 
lineamientos que deberán ser observados por las d ependencias y organismos descentralizados de la 
Administración Pública Federal, en cuanto a la emisión de los actos administrativos de carácter general a los que les resulta aplicable el artículo 69-H de la Ley Fede ral de Procedimiento Administrativo, y a efecto de dar 
cumplimiento al mismo, se señala lo siguiente: 
1. CFE G0000-48, Medidores Multifunción. 
2. CFE VE100-13, Transformadores de Corriente pa ra Sistemas con Tensiones Nominales  
de 0.6 kV A 400 kV. 
3. CFE VE100-29, Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales 
de 13.8 kV a 400 kV. 
4. CFE VE000-38, Transformadores de Potencial Ca pacitivo y Capacitores de Acoplamiento para 
Sistemas de 69 kV a 400 kV. 
Por lo anteriormente expuesto y fundado, el Ór gano de Gobierno de la Comisión emite el siguiente: 
ACUERDO 
PRIMERO. Se expide la Norma Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de 
energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida -Especificaciones metrológicas, métodos de prueba 
y procedimiento para la evaluación de la conformidad. Dicha norma se anexa a este Acuerdo como si a la letra 
se insertase. 
SEGUNDO. Publíquese el presente Acuerdo en el Diario Ofici al de la Federación. En tanto la presente 
Norma Oficial Mexicana entre en vigor, será aplicable el Acuerdo Núm. A/036/2018 por el que la Comisión 
Reguladora de Energía determina las especificaciones internacionales y requisitos previstos en normas 
mexicanas para la realización de los diagnósticos sobr e el sistema de medición, como parte del Estudio de 
Instalaciones, conforme a lo establecido en el M anual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y 
Conexión de Centros de Carga, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 23 de noviembre de 2018. 
Una vez que la presente Norma Oficial Mexicana entre en vigor, quedará sin efectos el citado Acuerdo 
Núm. A/036/2018. 
TERCERO. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/012/2019,  en el Registro al que se refieren 
los artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, fracci ón X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados 
en Materia Energética, y 4 y 16, último párrafo del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía. 
Ciudad de México, a 21 de mayo de 2019.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer .- Rúbrica.- 
Los Comisionados: Norma Leticia Campos Aragón , Guadalupe Escalante Benítez , José Alberto 
Celestinos Isaacs , Luis Linares Zapata , Luis Guillermo Pineda Bernal .- Rúbricas. 34 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
NORMA OFICIAL MEXICANA, NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-
Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológ icas, métodos de prueba y 
procedimiento para la evaluación de la conformidad 
LUIS GUILLERMO PINEDA BERNAL, Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y Presidente 
del Comité Consultivo Nacional de Normalizació n Eléctrico y ALFONSO GUATI ROJO SÁNCHEZ, Director 
General de Normas y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía, con fundamento en los artículos 1, 2, frac ción III, 34, fracciones XIII y XXXIII, y 43 Ter, de la  
Ley Orgánica de la Administración Pú blica Federal; 1, 10, 15, 38, fracciones  II, IV y IX, 39, fracción V, 40, 
fracción IV, 41, 44, 45, 47, fracción I, 62, 63 y 73 de  la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 15, 
30, 31, 33, 80 y 81 del Reglamento de la Ley Federal sobr e Metrología y Normalización; 1, 2, fracción II, 3, 4, 
22, fracciones I, II, III y XXVII, 41, fracción III, y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores en Materia 
Energética; 1, 2, 12, fracciones XXXIX y LII, y 132 de la Ley de  la Industria Eléctrica;  1, 42, fracción II, 80, 
fracción II, y 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; y 1, 11, 18, fracciones I, XLIII y XLIV, 25 
fracciones VII y X del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía. 
NORMA OFICIAL MEXICANA, NOM-001-CRE/SCFI-2019,  SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA-MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE MEDIDA-ESPECIFICACIONES 
METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA  Y PROCEDIMIENTO PARA LA  
EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD 
CONSIDERANDOS 
PRIMERO. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo  octavo de la Constitu ción Política de los 
Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter de la  Ley Orgánica de la Admini stración Pública Federal 
(LOAPF), y 2, fracción II y 3 de la Ley de los Ór ganos Reguladores en Materia Energética (LORCME), la 
Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una D ependencia de la administración pública centralizada 
con autonomía técnica, operativa y de gestión, con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia 
Energética. 
SEGUNDO. Que en términos de los artículos 4, 41, fracci ón III y 42 de la LORC ME, corresponde a la 
Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de  las actividades de generación de electricidad, los 
servicios públicos de transmisión y distribución eléctric a, la transmisión y distribución eléctrica que no forma 
parte del servicio público y la comercialización de electr icidad, así como fomentar el desarrollo eficiente de la 
industria, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar  
una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabi lidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la 
prestación de los servicios. 
TERCERO. Que el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización 
(LFMN), establece que corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones, según su compet encia, y verificar que los procesos, instalaciones o 
actividades cumplan con dichas normas. 
CUARTO. Que los artículos 39, fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, establecen que corresponde a la 
Secretaría de Economía expedir las normas oficiales mexicanas que establezcan las características y/o 
especificaciones relacionadas con los instrumentos  para medir, los patrones de medida y sus métodos de 
medición, verificación, calibración y trazabilidad. 
QUINTO. Que el artículo 12, fracción XXXIX de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), establece que es 
facultad de la Comisión, regular, supervisar y ejecutar  el proceso de estandar ización y normalización en 
materia del Sistema Eléctrico Nacional. 
SEXTO. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales mexicanas, 
las dependencias cuyo ámbito de competencia sea concurrente deberán coordinarse para elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexicana por sector o materia. Asimismo, el artículo 31 del Reglamento de la 
Ley Federal sobre Metrología y Normalización (RLFMN) indica cómo se coordinarán las dependencias para la elaboración, expedición y publicación conjunta de esas normas oficiales mexicanas. 
SÉPTIMO. Que de acuerdo con el artículo 22 , fracciones II, III y XVI de la LORCME, son facultades de la 
Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos  necesarios para el cumplimiento de sus funciones, 
entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación en el ámbito de su competencia, así como participar con las dependencias competentes en la formulación de proyectos de normas oficiales mexicanas relativas o relacionadas con las actividades reguladas. 
OCTAVO. Que en términos de lo dispuesto en los artículos  34, fracción XIII de la LOAPF, 15, 17, 39, 
fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, corresponde a la Secretaría de Economía establecer y vigilar las normas de pesas y medidas necesarias para la actividad comercial, así como expedir normas oficiales mexicanas cuya finalidad sea establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y su s métodos de medición, ve rificación, calibración y 
trazabilidad. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 35 
NOVENO. Que de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes 
establecerán, tratándose de normas oficiales mexicana s, los procedimientos para la evaluación de la 
conformidad, cuando para fines oficiales requier an comprobar el cumplimiento con las mismas.  
DÉCIMO. Que de acuerdo con el artículo 91, segundo párrafo de la LFMN, para comprobar el 
cumplimiento con una norma oficial mexicana se requieran mediciones o pruebas de laboratorio, la 
verificación correspondiente se efectuará únicamente en laboratorios acreditados y aprobados, salvo que 
éstos no existan para la medición o prueba específica, en cuyo caso, la prueba se podrá realizar en otros 
laboratorios, preferentemente acreditados. 
UNDÉCIMO. Que conforme al artículo 97, segundo párrafo del RLFMN, cuando no existan laboratorios 
acreditados para efectuar alguna calib ración o prueba conforme a las es pecificaciones establecidas en las 
normas, las autoridades competentes podrán aceptar in formes de resultados de laboratorios acreditados para 
otras normas o, en su defecto, de laboratorios no ac reditados siempre que cuenten con la infraestructura 
necesaria. Los informes de resultados de calibración o pruebas deberán demostrar que se cumple con las 
normas oficiales mexica nas correspondientes. 
DUODÉCIMO. Que en la sesión del 29 de noviembre de 2018,  el Comité aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-
2019 como norma definitiva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN. 
DECIMOTERCERO. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la respuesta a comentarios recibidos al  
PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, de conformidad con los artículos 47, fracciones II y III, y 64 de la LFMN, y 
33 del RLFMN. 
DECIMOCUARTO. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de la Secretaría de Economía aprobó  la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva, de 
conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN. 
DECIMOQUINTO. Que se ha agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la LFMN. 
Por lo anteriormente expuesto y fundado, se expide la siguiente: 
NORMA OFICIAL MEXICANA, NOM-001-CRE/SCFI-2019,  SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA-MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE MEDIDA-ESPECIFICACIONES 
METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA  Y PROCEDIMIENTO PARA LA  
EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD 
PREFACIO 
Esta Norma Oficial Mexicana, NOM-001-CRE/SCFI-2019,  Sistemas de medición de energía eléctrica-
Medidores y transformadores de medida- Especificaciones metrológicas, mé todos de prueba y procedimiento 
para la evaluación de la conformidad, fue aprobada por el Comité Consultivo Nacional de Normalización 
Eléctrico de la Comisión Reguladora de Energía y por el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la 
Secretaría de Economía presidido por la Dirección G eneral de Normas; en su elaboración participaron las 
instituciones siguientes: 
- ABB México; - ARTECHE ACP; 
- ARTECHE NORTH AMERICA, S.A DE C.V.; 
- Asociación de Normalización y Certificación A. C.; - Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas; 
- Centro Nacional de Control de Energía; 
- Centro Nacional de Metrología; - Comisión Federal de Electricidad-Distribución; 
- Comisión Federal de Electricidad-Transmisión; 
- Comisión Federal de Electricidad-Generación; - Comisión Reguladora de Energía; 
- Electrometer de las Américas, S.A. de C.V.; 
- ENL REN ENERGY, SA DE CV; 
- Honeywell Smart Energy; 36 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
- Iberdrola 
- Ingeniería de Sistemas Eléctric os y de Bombeo, S.A. de C.V. 
- Industrias Unidas S. A. de C. V.;  Itrón - Laboratorio de Pruebas Equipos y Materiales; - Mabrex; - Protecsa Ingeniería; - Schneider Electric México; - Schweitzer Engineering Laboratories; - Secretaría de Economía-Dirección General de Normas; - Siemens; - Tecnologías Eos. - Ingeniería e Instrumentaci ón Industrial, S.A. de C.V. 
ÍNDICE DEL CONTENIDO 
TÍTULO PRIMERO INTRODUCCIÓN Capítulo 0 Objetivo y campo de ap licación C apítulo 1 
Referencias normati vas Capítulo 2 
Términos y definiciones Capítulo 3 Términos abreviados Capítulo 4 Especificaciones Capítulo 5   
TÍTULO SEGUNDO REQUISITOS GENERALES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Selección de los medidores según su uso destinado Capítulo 6 Requisitos metrológicos para los medidores  Capítulo 7  TÍTULO TERCERO REQUISITOS PARTICULARES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Requisitos para medidores de parámetros de calidad de la potencia Capítulo 8 
  
TÍTULO CUARTO TRANSFORMADORES DE MEDIDA Especificaciones para los transformadores de medida Capítulo 9 
  
TÍTULO QUINTO PRUEBAS PROTOTIPO Pruebas universales para los medidores Capítulo 10 Pruebas para medidores con medición de energía reactiva Capítulo 11 Pruebas para medidores de parámetros para calidad de la potencia Capítulo 12 Cálculo de la incertidumbre de medición, operativa y del sistema Capítulo 13 
  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 37 
TÍTULO SEXTO 
PROCEDIMIENTO PARA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad; Capítulo 14 
 
TÍTULO SÉPTIMO VIGILANCIA 
 
TÍTULO OCTAVO BIBLIOGRAFÍA 
 
TÍTULO NOVENO CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES 
 
TÍTULO DÉCIMO APÉNDICES 
 
APÉNDICE A Requisitos y pruebas adicionales para el transformadores de corriente 
 
APÉNDICE B Documentación técnica 
 
APÉNDICE C Homogeneidad de la producción 
 
APÉNDICE D Parámetros para el protocolo DNP3 
 
APÉNDICE E Informe del sistema de gestión del proceso de producción  
 
APÉNDICE F Dictamen de verificación de sistemas de medición 
 
APÉNDICE G Requisitos para calificación del personal del organism o de certificación de producto para la evaluación 
del sistema de gestión del proceso de la producción 
APÉNDICE H Tipo de montaje de los medidores APÉNDICE I Tipo de medición de acuerdo a las característica s del centro de carga o central eléctrica 
APÉNDICE J Puerto Serial Digital de Comunicación TRANSITORIOS  38 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
TÍTULO PRIMERO 
DISPOSICIONES GENERALES 
1. Objetivo y campo de aplicación 
1.1. Objetivo 
Establecer las especificaciones metrológicas, métodos de  prueba y procedimiento para la evaluación de la 
conformidad que deben cumplir los medidores y transformadores de medida que se emplean para el 
suministro eléctrico. 
1.2. Campo de aplicación 
1.2.1  Esta Norma Oficial Mexicana es aplicable a los medidores y transformadores de medida que se 
emplean en procesos con fines de liquidación y factur ación, así como para la medición de magnitudes 
instantáneas y parámetros de calidad de la potencia, que  intervienen en la evaluación del cumplimiento de 
obligaciones y Reglas del Mercado. 
1.2.2 Esta Norma Oficial Mexicana aplica a los trans formadores de medida para fines de protección. 
Para la correcta utilización y desempeño de los me didores y transformadores de medida, adicional al 
cumplimiento con la presente Norma Oficial Mexicana, d eben observarse las regulaciones técnicas aplicables 
que determine la autoridad competente. 
1.3. Exclusiones 
Quedan excluidas del campo de aplicación de la pres ente Norma Oficial Mexicana, las especificaciones o 
características funcionales particulares de los medi dores o trasformadores de medida, tales como diseño, 
tecnologías, algoritmos, entre otras,  diferentes de las metrológicas. 
2. Referencias normativas 
Para los fines de esta Norma Oficial Mexicana, es in dispensable aplicar las Normas Oficiales Mexicanas y 
Normas Mexicanas y Normas Internacionales que se in dican a continuación, o las que las sustituyan: 
NMX-J-098-ANCE-2014 Sistemas eléctric os-Tensiones eléctricas normalizadas 
(Cancela a la NMX-J-098-ANCE-1999), declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 
16 de junio de 2015. 
NMX-J-109-ANCE-2018 Transformadores de corriente-Especificaciones y métodos 
de prueba (Cancela a la NMX-J-109-2010), declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018. 
NMX-J-404-ANCE-2017 Conectadores – C onectadores aislados separables para 
sistemas de distribución de energía de 600 V y mayores – 
Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-
J-404-1980), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de septiembre de 2017. 
NMX-J-529-ANCE-2012 Grados de protección proporcionados por los envolventes 
(Código IP), (Cancela a la NMX-J-529-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 22 de marzo de 2013. 
NMX-J-550/4-15-ANCE-2005 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-15: 
Técnicas de prueba y medición-Medidor de parpadeo-
Especificaciones de funcionamiento y diseño, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación 
el 13 de diciembre de 2005. 
NMX-J-562/1-ANCE-2013  Guía para la selección y dimensionamiento de aisladores 
para alta tensión para utilizarse en condiciones de 
contaminación-Parte 1: Definiciones, información y 
principios generales (Cancela a la NMX-J-562/1-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial 
de la Federación el 15 de mayo de 2014. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 39 
NMX-J-579/4-6-ANCE-2006 Técnicas de prue ba y medición-Parte 4-6: Pruebas de 
inmunidad de equipo eléctrico y electrónico a las radio perturbaciones conducidas e inducidas, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 4 
de enero de 2007. 
NMX-J-579/4-8-ANCE-2006 Técnicas de prue ba y medición-Parte 4-8: Pruebas de 
inmunidad a los campos magnéticos de frecuencia de alimentación, declaratoria de vigencia publicada en el Diario 
Oficial de la Federación el 4 de enero de 2007. 
NMX-J-600-ANCE-2010 Requisitos de s eguridad para equipos eléctricos de 
medición, control y uso en labor atorios-Parte 1: Requisitos 
generales, declaratoria de vigencia publicada en el DOF el 
11 de mayo de 2010. 
NMX-J-607-ANCE-2008 Aparatos electrodom ésticos y similares-Seguridad-Pruebas 
mecánicas y ambientales, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de 
diciembre de 2008. 
NMX-J-610/4-1-ANCE-2009 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-1: 
Técnicas de prueba y medición-Guía para la selección de pruebas de inmunidad radiada y conducida de la serie de normas NMX-J-610/4-ANCE, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 3 de julio 
de 2009. 
NMX-J-610/4-2-ANCE-2012 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-2: 
Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a descargas electrostáticas. (Cancela a la NMX-J-550/4-2-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 21 de junio de 2012. 
NMX-J-610/4-3-ANCE-2015 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-3: 
Técnicas de prueba y medición-pruebas de inmunidad a campos electromagnéticos radiados por señales de radiofrecuencia (Cancela a la NMX-J-550/4-3-ANCE-2008), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 24 de mayo de 2016. 
NMX-J-610/4-4-ANCE-2013 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-4: 
Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a ráfagas de impulsos eléctricos  rápidos (Cancela a la NMX-
J-550/4-4-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada 
en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2014. 
NMX-J-610/4-5-ANCE-2013 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-5: 
Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a impulsos por maniobra o descarga atmosférica (Cancela a la NMX-J-550/4-5-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de 
mayo de 2014. 
NMX-J-610/4-7-ANCE-2013 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-7: 
Técnicas de prueba y medición-Guía general de instrumentación y medición para armónicas e interarmónicas, en sistemas de suministro de energía eléctrica y equipo que se conecta a éstos (Cancela a la NMX-J-550/4-7-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de 
mayo de 2014. 
NMX-J-610/4-12-ANCE-2013 Compatibilidad  electromagnética (EMC)-Parte 4-12: 
Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a ondas oscilatorias (Cancela a la NMX-J-550/4-12-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial 
de la Federación el 20 de mayo de 2014. 40 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 Compatibilidad  Electromagnética (EMC)-Parte 4-30: 
Técnicas de prueba y medición-Métodos de medición de 
calidad de la potencia eléctrica (Cancela a la NMX-J-610/4-
30-ANCE-2014), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018. 
NMX-J-610/6-2-ANCE-2008 Compatibilidad el ectromagnética (EMC)-Parte 6-2: Normas 
genéricas-Requisitos de inmunidad de aparatos eléctricos 
en ambientes industriales, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de 
diciembre de 2008. 
NMX-J-615-1-ANCE-2018 Transformadores de me dida-Parte 1: Requisitos generales, 
(Cancela a la NMX-J-615-1-ANCE-2009), declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 
10 de mayo de 2018. 
NMX-J-615-3-ANCE-2018 Transformadores de me dida-Parte 3: Requisitos adicionales 
para transformadores de potencial inductivo, (Cancela a la 
NMX-J-615/3-ANCE-2013), declaratoria de vigencia 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018. 
NMX-J-615-5-ANCE-2018 Transformadores de me dida-Parte 5: Requisitos adicionales 
para transformadores de potencial capacitivo, (Cancela a la NMX-J-615/5-ANCE-2014), declaratoria de vigencia 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de 
mayo de 2018. 
NMX-J-627-ANCE-2009 Envolventes-Grados de protección proporcionados por los 
envolventes de equipos eléctricos en contra de impactos 
mecánicos (Código IK), declaratoria de vigencia publicada 
en el Diario Oficial de la Federación el 6 de noviembre de 2009. 
NMX-J-648/2-27-ANCE-2012 Pruebas ambiental es en productos eléctricos-Parte 2-27: 
Pruebas-Prueba EA y guía: Choque, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 
15 de abril de 2013. 
NMX-J-648/2-30-ANCE-2012 Pruebas ambiental es en productos eléctricos-Parte 2-30: 
Pruebas-Prueba DB: Calor húmedo, ciclo (Ciclo de 12 h + 12 h), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial 
de la Federación el 15 de abril de 2013. 
NMX-J-648/2-47-ANCE-2012 Pruebas ambiental es en productos eléctricos-Parte 2-47: 
Pruebas-Montaje de especímenes para pruebas de 
vibración, de impacto y otras pruebas dinámicas, 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013. 
NMX-J-648/2-78-ANCE-2012 Pruebas ambiental es en productos eléctricos-Parte 2-78: 
Pruebas-Prueba CAB: Calor húmedo, estado de equilibrio, 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013. 
NMX-J-648/3-1-ANCE-2012 Pruebas ambiental es en productos eléctricos-Parte 3-1: 
Información básica-Pruebas de frío y de calor seco, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 20 de mayo de 2014. 
NMX-Z-12/2-1987 Muestreo para la inspe cción por atributos-Parte 2: Métodos 
de muestreo, tablas y gráficas. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 41 
En tanto no se publiquen las Normas Mexicanas, adopciones de las IEC que se refieren a continuación, se 
aplicarán también, para los fines de esta NOM las normas internacionales siguientes: 
IEC 60068-2-1:2007 Environmental testi ng-Part 2-1: Tests-Test A: Cold. 
IEC 60068-2-6:2007 Environmental testing- Part 2-6: Tests-Test Fc: Vibration 
(sinusoidal). 
IEC 60068-3-4:2001 Environmental testing- Part 3-4: Supporting documentation 
and guidance-Damp heat tests 
IEC 60068-2-18:2017 RLV Environmental te sting-Part 2-18: Tests-Test R and 
guidance: Water 
IEC 60529:1989+AMD1:1999+AMD2:2013 Degrees of pr otection provided by enclosures (IP code).  
IEC 60654-1:1993 Industrial-process measurement and control equipment-
Operating conditions-Part 1: Climatic conditions 
IEC 60721-3-1:2018 Classification of env ironmental conditions-Part 3-1 
Classification of groups of environmental parameters and their severities-Storage 
IEC 60721-3-2:2018 Classification of env ironmental conditions-Part 3-2: 
Classification of groups of environmental parameters and their severities – Transportation and Handling 
IEC 60721-3-3:1994 Classification of env ironmental conditions-Part 3: 
Classification of groups of environmental parameters and their severities-Section 3: Stationary use at 
weatherprotected locations 
IEC 61000-2-4:2002 Electromagnetic com patibility (EMC)-Part 2-4: Environment-
Compatibility levels in industrial plants for low-frequency conducted disturbances. 
IEC 61000-4-5:2014 Electromagnetic compat ibility (EMC)-Part 4-5: Testing and 
measurement techniques-Surge immunity test. 
IEC 61000-4-11:2004 Electromagnetic com patibility (EMC)-Part 4-11: Testing and 
measurement techniques-Volt age dips, short interruptions 
and voltage variations immunity tests 
IEC 61000-4-12:2017 Electromagnetic Comp atibility (EMC)-Part 4-12: Testing and 
measurement techniques-Ring wave immunity test 
IEC 61000-4-15:2010 Electromagnetic com patibility (EMC)-Part 4: Testing and 
measurement techniques-secti on 15: flickermeter-functional 
and design specifications. 
IEC 61000-6-5:2015 Electromagnetic comp atibility (EMC)-Part 6-5: Generic 
standards-Immunity for equipment used in power station and substation environment 
IEC 61010-1:2010+AMD1:2016 Safety requirements for electrical equipment for 
measurement, control, and labor atory use –Part 1: General 
requirements 
IEC 61010-2-030:2017 Safety requirements for electrical equipment for 
measurement, control, and la boratory use-Part 2-030: 
Particular requirements for equipment having testing or measuring circuits. 
IEC 61850-6:2009 Communication networks and systems for power utility 
automation-Part 6: Configur ation description language for 
communication in electrical su bstations related to IEDs. 
IEC 61850-7-1:2011  Communication netwo rks and systems for power utility 
automation-Part 7-1: Basi c communication structure-
Principles and models. 
IEC 61850-7-2:2010 Communication networks and systems for power utility 
automation-Part 7-2: Basic information and communication structure-Abstract communicati on service interface (ACSI). 42 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
IEC 61850-7-3:2010 Communication networks and systems for power utility 
automation-Part 7-3: Basi c communication structure-
Common data classes. 
IEC 61850-7-4:2010  Communication netwo rks and systems for power utility 
automation-Part 7-4: Basi c communication structure-
Compatible logical node classes and data object classes. 
IEC 61850-8-1:2011 Communication networks and systems for power utility 
automation-Part 8-1: Specif ic communication service 
mapping (SCSM)-Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 
9506-2) and to ISO/IEC 8802-3. 
IEC 61869-1:2007 Instrument transfo rmers-Part 1: General requirements. 
IEC 61869-2: 2012 Instrument transformers -Part 2: Additional requirements for 
current transformers. 
IEC 61869-3:2011 Instrument transformers -Part 3: Additional requirements for 
inductive voltage transformers. 
IEC 61869-4: 2013 Instrument transformers -Part 4: Additional requirements for 
combined transformers. 
IEC 61869-5:2011 Instrument transformers -Part 5: Additional requirements for 
capacitor voltage transformers. 
IEC 61869-6: 2016 Instrument trans formers-Part 6: Additional general 
requirements for low-power instrument transformers. 
IEC 61869-9:2016 Instrument transforme rs-Part 9: Digital interface for 
instrument transformers. 
IEC 62052-11:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-General requirements, 
tests and test conditions-Part 11: Metering equipment 
IEC 62053-11:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular 
requirements-Part 11: Electromechanical meters for active energy (classes 0,5, 1 and 2) 
IEC 62053-22:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular 
Requirements-Part 22: Static meters for active energy 
(classes 0,2 S and 0,5 S) 
IEC 62053-24:2014 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular 
requirements-Part 24: Static meters for reactive energy at 
fundamental frequency (classes 0,5 S, 1 S and 1) 
IEC 62054-21: 2004+AMD1:2017 Electricity metering (AC)-Tariff and load control-Part 21: 
Particular requirements for time switches. 
IEC 62056-5-3:2017  Electrcity metering data exchange-The DLMS/COSEM 
suite-Part 5-3: DLMS/C OSEM application layer 
IEC 62056-6-2:2017 Electricity meteri ng data exchange-The DLMS/COSEM 
suite-Part 6-2: COSEM interface classes 
IEC 62056-21:2002  Electricity metering-Data exchange for meter reading, tariff 
and load control-Part 21: Direct local data exchange 
IEC 62586-1:2017 Power quality measurem ent in power supply systems – Part 
1: Power quality instruments (PQI). 
IEC 62586-2:2017 Power quality measurem ent in power supply systems – Part 
2: Functional tests and uncertainty requirements. 
CISPR 32:2015 Electromagnetic com patibility of multimedia equipment-
Emission requirements. 
OIML D 31:2008 General requirements for software controlled measuring 
instruments. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 43 
3. Términos y definiciones 
Para los propósitos de esta Norma Oficial Mexicana, se aplican los términos y definiciones establecidos en 
la Ley de la Industria Eléctrica, en el Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, en las Bases del Mercado, 
en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y las siguientes: 
3.1. Autenticidad  
Resultado del proceso de autenticación. 
3.2. Autenticación 
Comprobación de la identidad declarada o presunta de un usuario o sujeto. 
3.3. Bidireccional  
Cualidad de un instrumento que tiene capacidad de medir el flujo de energía, en un punto determinado y 
en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada. 
3.4. Calidad de la potencia  
Características de la electricidad en un punto específi co en un sistema eléctrico y evaluado en relación con 
un conjunto de parámetros técnicos de referencia. Estos parámetros se relacionan, en algunos casos, con la 
compatibilidad entre las características de la electric idad en un punto de entrega-recepción de la red y los 
generadores o cargas conectadas a ésta. 
3.5. Calibración:  conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento 
para medir y, de ser necesario, otras características metrológicas. 
3.6. Cantidades de influencia  
Es la cantidad que, en una medición directa, no afecta  la cantidad real que se está midiendo, pero afecta 
la relación entre la indicación y el resultado de la medición. 
3.7. Característica particular  
Función específica de los medidores y transformadores de medida que están fuera del campo de 
aplicación de la presente Norma Oficial Mexicana. 
3.8. Carga  
Potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo inst ante por una instalación eléctrica o por un elemento 
específico de cualquier instalación. 
3.9. Clase de exactitud  
Grupo de instrumentos de medida que satisfacen dete rminadas exigencias metrológicas destinadas a 
conservar los errores dentro de límites especificados. 
3.10. Clase A  
Método de medición de parámetros cuando son necesarias mediciones exactas para aplicaciones 
contractuales, evaluación de la conformidad con normas, resolución de disputas y/o similares. 
3.11. Compensación de pérdidas  
función que adiciona o resta, en las in tegraciones de energía del medidor. 
3.12. Compensación por pérdidas en transformación  
Función específica del medidor, para la estimación de las pérdidas por transformadores. Se da cuando se 
aplican los factores de corrección para errores de relación y de ángulo de fase de los transformadores  
de medida. Esta corrección reduce o elimina la necesidad de reemplazar los transformadores de medida. 
3.13. Compensación por pérdidas en lín eas de transmisión o distribución 
Función específica del medidor, para la estimación  de las pérdidas por líneas  de transmisión o líneas 
de distribución. 44 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
3.14. Condiciones de referencia  
Es la condición de operación establecida para ev aluar el desempeño de un instrumento o sistema de 
medición o para comparar resultados de medición. 
NOTA:  Las condiciones operativas de referencia especif ican intervalos de valores del mensurando y de 
las cantidades de influencia. 
3.15. Corriente ( I) 
valor de corriente eléctrica que fluye a través del medidor o transformador de medida. NOTA:  La “Corriente” en esta norma, se refier e al valor raíz cuadrática media RCM (r.m.s root mean 
square por sus siglas en inglés.) 
3.16. Corriente de arranque ( I
st) 
Valor mínimo de corriente en el cual el medidor empi eza a integrar pulsos en la memoria masiva y energía 
en kilowatt hora en la clase de exactitud. 
3.17. Corriente máxima ( Imax) 
Valor máximo de corriente marcada en la placa de datos que admite el medidor en régimen permanente 
en la clase de exactitud. 
NOTA 1:  Este valor de corriente lo declara el fabricante. 
NOTA 2:  Algunas empresas de transporte o distribución o suministro eléctrico, refieren a la corriente 
máxima como corriente de clase. 
3.18. Corriente mínima ( Imin) 
Valor mínimo de corriente que admite el medidor en régimen permanente en la clase de exactitud. NOTA:  Este valor de corriente lo declara el fabricante 
3.19. Corriente nominal ( I
nom) 
Corriente existente en condiciones normales de operación del equipo de medición y corresponde con la 
corriente marcada en la placa de datos por el fabricante. 
3.20. Corriente de transición ( Itr) 
Valor de corriente que separa el campo de medición inferior (donde se permite un error superior al de 
clase de exactitud), del campo de medición superior (donde el error máximo permitido corresponde al error de 
la clase de exactitud). 
3.21. Demanda  
Valor del promedio móvil de la potencia activa evaluado en intervalos de quince minutos mediante series 
de tres registros o subintervalos cont inuos cincominutales. Se refiere a la  potencia que se necesita aplicar en 
el punto de entrega, medido en kilowatt (kW). 
3.22. Decremento repentino de tensión  
Disminución entre el 10% y 90%, de la tensión nominal a la frecuencia del sistema, con intervalos de 
duración de desde 0.5 ciclos y hasta 3 600 ciclos en un sistema de 60 Hz. 
3.23. Energía  
Cantidad de flujo energético, expresada en kilowatt hora (kWh). 3.24. Error intrínseco  
El error de un instrumento de medida, det erminado en las condiciones de referencia. 
3.25. Error intrínseco inicial  
Es el error intrínseco de un instrumento de medici ón, según se determine antes de las pruebas, para 
mantener sus características de funcionami ento durante un cierto periodo de tiempo. 
3.26. Error máximo permisible (mpe)  
(máximum permisible error po r sus siglas en inglés),  valor extremo del error de medición con respecto al 
valor conocido de la magnitud de referencia, permitido por especificaciones o regulaciones para una medición, 
instrumento o sistema de medición. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 45 
3.27. Estampa de tiempo  
Registro de la fecha y hora de acuerdo con el huso horario (con referencia al tiempo universal coordinado 
UTC, por sus siglas en inglés) en que se ubica el medidor. La estampa de tiempo proviene del reloj interno del medidor. 
3.28. Ethernet  
Estándar de redes de área local para computadoras. 
3.29. Evento  
Dato que se genera al cumplir una condición preestablecida y que cuenta con una estampa de tiempo. 
3.30. Factor de distorsión ( d) 
Relación del valor de la raíz cuadrática media del cont enido armónico del valor de la raíz cuadrático media 
del término fundamental. 
NOTA 1 : El contenido de armónico se obtiene substrayendo el término fundamental a una cantidad alterna 
no sinusoidal. 
NOTA 2:  El factor de distorsión se expresa como un porcent aje. Es equivalente a THD, siglas en inglés 
para distorsión armónica total. 
3.31. Falla  
Diferencia entre el error de indicación y el error intrínseco de un instrumento de medición. 
Nota 1:  Una falla es principalmente, el resultado de un cambio no deseado de datos contenido en o 
fluyendo a través de un instrumento de medición 
Nota 2:  De la definición se sigue que una “falla” es un  valor numérico que es expresado, ya sea en una 
unidad de medida o como un valor relativo, por ejemplo como un porcentaje. 
Nota 3: E n esta NOM, la definición anterior no aplica al término “falla de tierra”, en el cual la palabra “falla” 
tiene su significado usual de diccionario.  
3.32. Falla significativa  
Falla que excede los valores límites aplicables a la clase del medidor. 
NOTA:  también se consideran las siguientes fallas significativas : un cambio mayor que el valor de cambio 
crítico que ha ocurrido en los registros de medición debido a perturbaciones; la funcionalidad del medidor se 
ha deteriorado. 
3.33. Firmware  
Programa informático que establece la lógica de más ba jo nivel que controla los circuitos electrónicos de 
un dispositivo de cualquier tipo. 
3.34. Fluctuación de tensión  
Oscilaciones en el nivel de tensión, debidas a la  conexión de cargas cíclicas o por oscilaciones 
subarmónicas. 
3.35. Hardware  
Conjunto de elementos físicos de un disposit ivo electrónico de propósito específico. 
3.36. Incremento repentino de tensión  
Incremento entre el 110% y 180%, de la tensión nominal  a la frecuencia del sistema, con intervalo de 
duración desde 0.5 ciclos, hasta 3 600 ciclos, en una frecuencia de 60 Hz. 
3.37. Integridad de los datos  
Garantía de que los programas, datos y parámetros no  han sido modificados o alterados sin autorización 
durante su uso, transferencia, almace namiento, reparación o mantenimiento. 
3.38. Interoperabilidad  
Capacidad de dos o más elementos técnicos, sistemas , dispositivos, redes, aplicaciones o componentes 
para trabajar juntos, comunicarse o intercambiar in formación y datos entre sí, con objetivos comunes, 
garantizando el significado preciso de la información comunicada, para que ésta pueda ser utilizada. 46 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
3.39. IRIG-B  
(Inter-Range Instrumentation Group – Format B, por sus palabras en inglés), es un formato estándar para 
hacer referencia al tiempo que utiliza una señal port adora de 1 kHz; este formato codifica 100 pulsos por 
segundo (resolución de 1 ms para señal modulada y 10 ms para señal demodulada). 
3.40. Laboratorio de calibración acreditado y aprobado  
Laboratorio de calibración reconocido por una entidad de acreditación para la evaluación de la 
conformidad y aprobado por la dependencia correspondiente. 
3.41. Liquidación  
Cálculo de pagos y cobros para defin ir en cantidad líquida las operaciones realizadas en el mercado 
eléctrico. 
3.42. Límite de rango de operación o funcionamiento.  
Condiciones de operación límite que un medidor pu ede soportar sin presentar daño ni degradación de sus 
características metrológicas y este , subsecuentemente, se encuentre operando dentro de las condiciones 
nominales de operación. 
NOTA: El medidor debe ser capaz de funcionar  dentro del rango límite de operación.  
3.43. Medidor  
Instrumento que mide y registra la integral de la po tencia eléctrica con respecto al tiempo del circuito 
eléctrico al cual está conectado. 
3.44. Medidor autoalimentado  
Medidor que toma la alimentación auxiliar dire ctamente del circuito de medición de tensión. 
3.45. Medidor autocontenido  
Medidor en el que las terminales están arregladas para conectarse directamente al circuito que está 
siendo medido sin el uso de transformadores de medida externos, para aplicaciones que no requieren el uso 
de transformadores de medida externo. 
3.46. Medidor de referencia  
Medidor utilizado para la medida de la energía eléctric a. Diseñado y operado para la obtención de la más 
alta exactitud y estabilidad en un ambiente controlado de laboratorio. 
3.47. Medidor tipo enchufe (socket, por su palabra en idioma inglés)  
Medidor que cuenta con terminales, tipo bayoneta, disp uestas en su parte posterior para insertarse en las 
mordazas de una base tipo enchufe. 
3.48. Medidor tipo tablero extraíble  
Medidor cuyo montaje tiene la capacidad o función de ex tracción segura sin desconectar cables, haciendo 
cortocircuito en los circuitos de corriente y aislando de partes vivas al operador. 
NOTA:  Este tipo de montaje es de uso común en subestaciones de alta tensión. 
3.49. Medidor tipo gabinete.  
Medidor que tiene sus dispositivos de conexión en su pa rte posterior sin requerir accesorios adicionales 
para su conexión. El montaje es en un tablero o gabinete de uso específico. 
3.50. Multirango  
Medidor capaz de operar en uno o varios intervalos  de tensión dentro de la clase de exactitud. 
NOTA:  Ver definición de tensión nominal. 
3.51. Operación en modo de prueba o verificado  
Modo de operación para calibración en el que se verifica la respuesta del medidor sin alterar los valores 
integrados hasta el momento de cambio a otro modo. 
3.52. Patrón  
Medida materializada, aparato de medición o sistema de  medición destinado a definir, realizar, conservar o 
reproducir una unidad o uno o varios valores conocidos de  una magnitud para transmitirlos por comparación a 
otros instrumentos de medición. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 47 
3.53. Patrón de medida de referencia, patrón de referencia  
Patrón designado para la calibración de patrones de magnitudes de la misma naturaleza, en una 
organización o lugar dado. 
3.54. Patrón de medida de trabajo, patrón de trabajo  
Patrón utilizado habitualmente para calibrar o ve rificar instrumentos o sistemas de medida. 
3.55. Perfil de carga  
Son los valores de demanda correspondientes a todos los intervalos consecutivos del lapso especificado, 
para un periodo determinado. 
3.56. Protocolo DNP3 ( Distributed Network Protocol , por sus palabras en inglés)  
Protocolo utilizado en las comunicaciones entre es taciones maestras, unidades remotas (UTR) y otros 
dispositivos electrónicos inteligentes (DEI),  que son componentes de un sistema SCADA. 
3.57. Puerto de comunicación  
Interfaz del equipo con otros aparatos o con el operad or, para tener intercomunicación directa o remota. 
3.58. Punto de entrega – recepción  
Lugar específico de la red en donde se mide y regi stra la energía entregada o recibida por cada  
una de las partes. 
3.59. Rango de operación nominal 
Rango de valores de una sola cantidad de influencia que forma parte de la condición de operación nominal  
NOTA: La incertidumbre requerida deben encontrars e dentro de las condiciones del rango 
de operación nominal  
3.60. Registro  
Localidad de memoria en la que se almacena un dato. 
3.61. Registro auditable  
Archivo de datos continuo que incluye un registro de información histórica de sucesos, modificaciones en 
los valores de los parámetros de un medidor o actualizaciones del software, así como otras actividades legalmente relevantes que influyen en las características metrológicas. 
3.62. Reloj interno  
Base de tiempo del medidor. 3.63. Sellos  
Medios físicos o electrónicos que impiden la m odificación no autorizada del instrumento o sistema 
de medición. 
NOTA 1: Los medios físicos pueden ser medios mecánicos, electrónicos (incluido programas o software) o 
una combinación de ambos. 
NOTA 2:  Las entidades responsables del mantenimiento y actualización de los sistemas de medición 
instalados en sitio, pueden hacer uso de sellos. 
3.64. Sistema de sincronía de tiempo  
Funcionalidad del medidor para sincronizarse con la referencia de tiempo que rige las liquidaciones 
del mercado. 
3.65. SNTP  
(simple network time protocol , por sus palabras en inglés) protocol o simple de tiempo de red. Protocolo de 
internet utilizado para sincronizar los relojes de sistem as informáticos a través de ruteo de paquetes de redes 
con latencia variable. El SNTP es una adaptación del ntp ( network time protocol , por sus palabras en inglés) y 
se utiliza en dispositivos que no requieren de gran precisión. 
3.66. Socket  
Base con mordazas para recibir las terminales de un medidor enchufable el cual tiene terminales de 
conexión para la línea de suministro eléctrico. 48 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
3.67. Software legalmente relevante  
Software o parte del mismo que interviene en las características metrológicas de un instrumento 
de medición. 
3.68. Software propietario  
Aplicaciones de software cuyo diseño está orientado a la explotación de hardware y el firmware del 
medidor. Generalmente este software es produc ido por el mismo fabricante del medidor. 
3.69. Tarifa horaria 
Función del medidor para contener los registros de me moria necesarios para registrar y almacenar valores 
de energía asociados a una estructura tarifaria. 
NOTA:  La estructura tarifaria aplicable será  definida por la aut oridad competente. 
3.70. Tensión eléctrica 
Diferencia de potencial eléctrico ent re dos puntos o conductores cualesquiera pertenecientes a un circuito. 
NOTA: El o los valores(es) de tensión en esta norma, se refiere al valor raíz cuadrática media RCM (r.m.s 
root mean square por sus siglas en inglés.) 
3.71. Tensión nominal (Unom) 
Valor de la raíz cuadrática media (RCM) de tensión especificado por el fabricante para el funcionamiento 
normal del medidor. 
NOTA:  los medidores diseñados para funcionar en un intervalo de valores de tensión, se pueden 
denominar como medidores multirango. 
3.72. Transformador de medida 
Transformador que se diseña para transmitir una señal de información (tensión o corriente eléctrica) a 
instrumentos de medición, medidores y dispositiv os de protección o control, o aparatos similares. 
3.73. Transformador de corriente 
Transformador de medida en el cual la corriente secundaria es, en las condiciones normales de empleo, 
prácticamente proporcional a la corriente primaria y desfasada con relación a ésta, en un ángulo próximo a 
cero grados eléctricos, para un sentido apropiado de las conexiones. 
3.74. Transformador de potencial, transformador de potencial inductivo 
Transformador de medida en el cual se asume que la tensión secundaria, en condiciones normales de 
uso, es proporcional a la tensión primaria y difier e de ella en fase por ángulo de aproximadamente a cero 
grados eléctricos, en el caso de conexiones específicas. 
3.75. Transformador de potencial capacitivo  
Transformador de potencial que incluye un divisor ca pacitivo y una magnitud electromagnética que se 
diseña e interconecta, de forma que la tensión secundaria de la unidad electromagnética es proporcional a la tensión primaria y nominalmente difiere de ella en fase  por ángulo de cero grados eléctricos en el caso de 
conexiones específicas. 
3.76. Transformador combinado de medida : 
Transformador de medida que consiste de un transform ador de corriente y un transformador de potencial 
en la misma envolvente. 
3.77. Transformador de baja potencia (transformador óptico, LPIT):  
Arreglo consistente de uno o más transformadores de corriente o tensión, los cuales pueden ser 
conectados a sistemas de trasmisión y convertidores se cundarios, todos con el propósito de transmitir baja 
potencia análoga o señal digital de salida a instrumentos  de medición, medidores o dispositivos de control, 
protección o equipos similares. 
3.78. Visualización de valores instantáneos  
Despliegue del promedio del valor eficaz de la variable medida, obtenido para un intervalo de 1 segundo 
o menor. 
3.79. Autoridad competente 
La Comisión Reguladora de Energía o la Secretaría  de Economía, dentro de sus respectivas atribuciones. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 49 
4. Términos abreviados 
° grados eléctricos (a menos que se indique otra cosa) 
A ampere. 
AD análisis de la documentación y validación del diseño. 
AM amplitud modulada 
A/D analógico-digital. 
Ángulo de 
prueba ángulo de desfasamiento entre la tensión y corriente de calibración. 
Autocontenido sistema de medición que no incluy e transformadores de corriente y de potencial. 
Bit unidad de medida de cantidad de información. 
Burden carga conectada en el secundario de un TC o un TP. 
b error máximo permisible expresado como porcentaje. 
C.A. corriente alterna. 
C.C. corriente continua. 
CENACE Centro Nacional de Control de Energía. 
CISPR International Special Committee on Radi o Interference, por sus palabras en inglés. 
CIWT inspección del código y revisión. 
CRE Comisión Reguladora de Energía. 
c coeficiente de temperatura promedio. 
°C grados Celsius (también conocidos como grados centígrados). 
d factor de distorsión. 
DFA análisis de flujo metrológico de datos. 
DP demanda promedio del periodo cincominutal.. 
DNP Protocolo para Red Distribuida (Distri buted Network Protocol, por sus palabras en 
inglés). 
E energía. 
E/S entrada-salida. 
ECM Equipo combinado de medición. EMC compatibilidad electromagnética (Electro magnetic compatibility, por sus palabras en 
inglés). 
E
min energía mínima. 
eI error en la temperatura inferior en el intervalo de temperatura de interés. 
eu error en la temperatura superior en el intervalo de temperatura de interés. 
f frecuencia. 
f.p. factor de potencia. 
fnom frecuencia nominal. 
h hora. 
h número de armónicas. 
Hz hertz. 
H1 clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4. H2 clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4. H3 clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4. 50 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
I corriente eléctrica. 
IEC International Electrotechnical Commission, por su nombre en inglés. 
IRIG-B Inter-Range Instrumentation Group- Format B, por sus palabras en inglés. 
ISO International Organization for Standardization, por sus palabras en inglés. 
Ia corriente en la fase a. 
Ib corriente en la fase b. 
Ib corriente de base en medidores que se conectan directamente. 
Ic corriente en la fase c.   
In Corriente de referencia en medidores conectados a través de transformador 
Imax corriente máxima. 
Imin corriente mínima. 
Inom corriente nominal. 
Iprom corriente promedio de las fases a, b y c. 
Ist corriente de arranque. 
Itr corriente de transición. 
I1 componente fundamental de la señal de corriente. 
IP51 grado de protección conforme a la IEC 60529. 
IP54 grado de protección conforme a la IEC 60529. 
J joule. 
K kelvin. 
k número de pulsos por el dispositivo de salida del medidor. 
kh watthoras por pulso del medidor. 
kHz kilohertz. 
kPa kilopascal. 
kV kilovolt. 
kvarh kilovolt-ampere reactivo hora. 
kW kilowatt. 
kWh kilowatt hora. 
LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
L1 línea eléctrica 1. 
L2 línea eléctrica 2. 
L3 línea eléctrica 3. 
m metro. 
m número de elementos. 
min minuto. 
mm milímetro. 
mpe error máximo permisible (máximum permissible error, por  sus palabras en inglés). 
ms milisegundos. 
mT militesla. 
NCA nivel de calidad aceptable. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 51 
NMX Norma Mexicana. 
NOM Norma Oficial Mexicana. 
NTP Protocolo de Tiempo de Red (Network Time  Protocol, por sus palabras en inglés). 
nm nanómetro. 
PEC procedimiento para la evaluación de la conformidad. 
ppm partes por millón. 
Pst fluctuación de tensión. 
P1 terminal primaria 1. 
P2 terminal primaria 2. 
R resolución aparente del registro de energía básico expresado en Wh. 
RCM raíz cuadrática media. 
RF radiofrecuencia. 
S clase de exactitud S. 
s segundo. 
SMT Ensayo del módulo de software. 
SNTP Protocolo Simple de Tiempo de Red (Simple Network Time Protocol, por sus palabras 
en inglés). 
S1 terminal secundaria 1. 
T tesla. 
T periodo. 
TC transformador de corriente. 
TCP/IP Protocolo de Control de Transmisión/Pr otocolo de Internet (Transmission Control 
Protocol/Internet Protocol, por sus palabras en inglés). 
THD Distorsión Armónica Total (Total Harmoni c Distortion, por sus palabras en inglés). 
TIM transformador integrado de medición TC-TP (transformador combinado). 
TP transformador de potencial o tensión. 
ti temperatura más baja en el intervalo de temperatura de interés. 
tu temperatura más alta en el intervalo de temperatura de interés. 
U tensión eléctrica. 
UTC Tiempo Universal Coordinado (Universal Time Coordinated, por sus palabras en 
inglés). 
UTR Unidad Terminal Remota (RTU, por sus siglas en inglés). 
Uc tensión entre fase c y el neutro. 
Uab tensión entre fases a y b. 
Ubc tensión entre fase b y c. 
Ubn tensión entre fase b y el neutro. 
Uca tensión entre fases c y a. 
Ucn tensión entre la fases c y el neutro. 
Udin valor de la tensión nominal de suministro  eléctrico obtenido por un transductor de 
relación.  
Unom tensión nominal (también citado como voltaje nominal). 
U1 componente fundamental de la señal de tensión. 52 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
U5 5ª componente armónica de la señal de tensión. 
V volt. 
VFTM validación mediante ensayo funcional de las funciones metrológicas.  
VFTSw validación mediante prueba funcional de las funciones de software. 
vara potencia reactiva en la fase a  
varb potencia reactiva en la fase b. 
varc potencia reactiva en la fase c. 
varh volt-ampere reactivo hora. 
W watt. 
Wh watthora. 
Wa potencia activa en la fase a. 
Wb potencia activa en la fase b. 
Wc potencia activa en la fase c. 
t periodo de tiempo. 
 ohm. 
% representa una cantidad dada como una fracción en 100 partes iguales. 
 5. Generalidades Para mayor información referente a los requisitos y pruebas para medidores de energía eléctrica, véanse 
los capítulos 6,7,8,10,11, 12 y 13, además de los apéndic es B, D, I y J. En rela ción a los transformadores de 
medida, véase el capítulo 9, adicionalmente se deberán consultar los apéndices A, B, I y J y sobre el procedimiento de la evaluación de la conformidad, véase el capítulo 14 y los apéndices C, E, F y G según se 
señale en el capítulo correspondiente. 
TÍTULO SEGUNDO 
REQUISITOS GENERALES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA 
6. Selección de los medidor es según su uso destinado 
Las funciones y características que deben tener los m edidores, se definen de acuerdo a las necesidades 
de la instalación donde serán utilizados, ya sea en el pu nto de interconexión de centrales eléctricas, en punto 
de conexión de centros de carga o puntos de intercambi o entre redes eléctricas, considerando el nivel de 
tensión de operación y en su caso, las necesidades de monitoreo de calidad de la potencia. 
6.1. Funcionalidades. El medidor debe ser capaz de realizar las funcionalidade s, así como la característica (s) de la función, 
dentro de la clase de exactitud declarada por el fabricante del medidor, sin alterar los registros de medición y la transmisión de éstas. La descripción de la s funciones requeridas son las siguientes: 
a) Medición instantánea para monitoreo.  Capacidad de medir en un instante de tiempo t ensión, corriente, frecuencia, potencia eléctrica y 
factor de potencia, con las característi cas señaladas en las Tablas 1.1 y 1.4. 
b) Medición para liquidación y facturación. 
 Capacidad para medir energía eléctrica con las características señaladas en la Tabla 1.1 en 
intervalos de medición de cinco minutos o cincominutal. 
c) Registros de medición acumulada en el intervalo de medición de cinco minutos o 
cincominutal. 
 Capacidad para almacenar internamente las medi ciones del intervalo de medición cincominutal 
durante un tiempo determinado. 
 El tiempo mínimo es de 35 días. El almace namiento debe mantenerse aún con la pérdida 
de alimentación. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 53 
d) Medición de calidad de la potencia Clase A 
 Capacidad de medir en tiempo real, parámetros de calidad de la potencia Clase A.  La Tabla 1.1 indica las características requeridas para la calidad de la potencia sujeta a medición. e) Puerto de comunicación 
 Interfaz del medidor con otros aparatos, sistem as o con el operador. El medidor es capaz de 
mantener intercomunicación por medios físicos, electrónicos de manera local o remota. 
 El puerto de comunicación debe ser un elemento que permita la interoperabilidad entre dispositivos. f) Protocolo de comunicación.  Capacidad del medidor para manejar y adminis trar correctamente las reglas de un formato 
determinado, así como la transmisión y recepción de datos. 
 Los protocolos de comunicación cubren aspectos como autenticación, detección y corrección de 
errores, señalizaciones y sincronización en formatos digitales y analógicos. 
 El protocolo debe ser un elemento que permita la interoperabilidad entre dispositivos y sistemas. 
 Los protocolos no definidos en esta norma, el Tr ansportista o Distribuidor, debe especificar o definir 
al menos, las características asociadas a la capa física o capa 1 y la capa de enlace de datos o capa 2 o equivalentes, respecto a la norma oficial mexicana o norma mexicana y en ausencia de éstas, la 
norma internacional o norma extranjera del protocol o de comunicación, para la extracción de datos. 
 NOTA: Las capas mencionadas, se encuentran definidas en la norma internacional  
ISO / IEC 7498 -1: 1994 Tecnología de la información. Interconexión de sistemas abiertos. Modelo de referencia básico: el modelo básico , Information technology -- Open Systems Interconnection -- Basic 
Reference Model: The Basic Model ). 
g) Registros y reportes 
 Es la capacidad del medidor para alojar, en el número necesario de localidades de memoria 
(registros), la información de las mediciones: para liquidación y facturación, instantánea y las de 
calidad de la potencia. La información almacenada en los registros de medición debe ser accesible 
mediante el software de extracción de datos con los permisos y niveles de acceso correspondiente  a la protección de las propiedades metrológicas (pudiendo ser a través de hardware o software o 
ambos) tal que, permita generar: reportes de dato s continuos, información histórica y consultas de 
información, todas asociadas con una estampa de tiempo. 
 Los registros de medición para liquidación y factur ación, deben incluir la configuración de las 
mediciones asociadas a una estructura tari faria. Ver registro de tarifa horaria. 
 Pueden generarse otros tipos de reportes, por ej emplo: acerca del func ionamiento del medidor. 
h) Registro de tarifa horaria.  
 Es la capacidad del medidor para configurar y asociar con la estampa de tiempo, uno o varios 
intervalos de tiempo asociados a una estructura tarifaria. 
 NOTA: Por ejemplo, la estructura tarifaria  puede requerir cuatro tarifas y cuatro estaciones 
meteorológicas.  
i) Reinicio de demanda  Es la capacidad del medidor para restaurar el regi stro de demanda a “ceros”. Se deberán proveer los 
medios, a través de los niveles de acceso, para que solo el Transportista o Distribuidor, tengan 
acceso a esta función. 
 NOTA:  En el contexto de esta norma, se entenderá que son las empresas productivas subsidiarias 
del Estado que presten el servicio público de Transmisión y Distribución quienes administran los 
medidores para liquidación y facturación objeto de esta norma. 
j) Despliegue de datos en pantalla  Es la capacidad del medidor para desplegar y permi tir la lectura de información, en una pantalla con 
caracteres alfanuméricos, la pantalla deberá cump lir con las características de legibilidad de los 
resultados (7.7.1) de esta norma. 54 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
 La información que se despliegue debe ser visible al usuario final. No debe ser posible la 
modificación de esta información. 
 Puede presentarse el despliegue de menús de navegación o de configuración, siempre que se 
tengan con los niveles de acceso correctos que no vuln eren la protección de los datos de medición y 
funciones metrológicas. 
k) Estampa de tiempo 
 La estampa de tiempo se usa para indicar un momento en el tiempo. La información mínima 
requerida son la fecha y hora; el tiempo se es pecifica en una marca de tiempo que incluye horas, 
minutos y segundos. La estampa de tiempo que genere el medidor, debe ser funcionalmente compatible con los husos horarios en los Estados Unidos Mexicanos, el horario de verano y la 
legislación aplicable. 
l) Sincronía de tiempo 
 La sincronización y formato deben permitir la interoperabilidad con los sistemas informáticos del 
Transportista, Distribuidor y CENACE. 
m) Montaje 
 Característica física del medidor que permite el acoplamiento con una base, soporte, u otro 
componente según su diseño, en una instalación de propósito específico. 
 El montaje debe ser el adecuado con la instalación y aplicación del usuario final.  
Las especificaciones técnicas que emita la autoridad  o las especificaciones técnicas autorizadas al 
CENACE, definirán la aplicación específica del tipo de montaje. 
 NOTA: Los Apéndices informativos H e I, sirve de orient ación respecto a la aplicación del montaje. 
n) Alimentación. 
 Característica del medidor para operar normalmente con tensión de corriente alterna o corriente 
continua. 
 Los medidores denominados autocontenidos, tienen la capacidad de operar con la tensión del 
circuito de suministro de corriente alterna, sin la necesidad de sensores, transformadores de medida 
o fuentes de alimentación externas. 
 Se debe cumplir con alguno de los intervalos de tensión definidos en la Tabla 1.2. o) Modo de medición. 
 Capacidad del medidor para medir energía y pará metros de calidad de la potencia en sistemas 
eléctricos de una, dos o tres fases (monofásico, bifá sico o trifásico) o polifás ico, el registro de la 
energía debe ser bidireccional. 
p) Otras funciones . 
 Los medidores pueden tener capac idades funcionales adicionales; cuando ex istan estas, no deben 
modificar los datos de las mediciones o funciones legalmente relevantes. 
 Son aquellas necesarias que permiten el adecuado funcionamiento y administración del medidor, 
distintas a las metrológicas. 
 Otras funciones requeridas: 
1. General para todos los tipos de medición. 
a) Software propietario para la extracción, almacenamiento, procesamiento y análisis de los 
registros de energía y de calidad de la potencia según corresponda. 
2. Medición con transformadores de medida. 
a) Compensación por pérdidas en líneas de transmisión o distribución. 
b) Compensación por pérdidas por transformadores de medida. 
3. Medición en devanado secundario de un transformador de distribución (devanado primario en 
media tensión y secundario en baja tensión). 
a) Compensación por transformación. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 55 
Las funciones distintas a las metrológicas, pueden se r solicitadas o configuradas por el Transportista o 
Distribuidor como una característica particular, para efecto s de esta norma la Tabla 1.1, las funciones distintas 
a las metrológicas requeridas, son las siguientes: 
1. Conexión / desconexión. Es la capacidad del medidor para conectar o desconectar el circuito de la 
instalación del usuario final con la red general de distribución; la instrucción puede ser vía remota o local,  a través de un puerto y protocolo de comunicación, o configuradas, Esta función está destinada a Centros 
de Carga. 
2. Modos de operación. Es la capacidad del medidor para configurar uno o más modos de operación, 
éstos pueden ser operación normal, modo prueba o verificado, Esta función está destinada para Centros de Carga, el medidor debe tener la capacidad para alma cenar y configurar información relacionada a montos 
económicos tales como saldos (prepago por consumo de energía en kWh) o monto asociado a un consumo 
de energía (postpago por consumo de energía en kWh). El  Transportista o Distribuidor definirán a través de 
una característica particular o especificación técnica autorizada, el requisito especifico de comunicación, 
(puerto de comunicación y protocolo de comunicación) además de las características de interoperabilidad. 
No se permiten otras funciones que alteren, modi fiquen los datos de las mediciones o funciones 
legalmente relevantes. 
6.2. Tipos de medición. 
Los tipos de medición corresponden con las capacidades funcionales con las que debe cumplir el medidor. 
De forma particular, esta norma define 5 tipos de medici ón, las cuales aplican a Centrales Eléctricas y Centros 
de Carga de acuerdo con la Tabla 1.1. 
6.2.1. MB1: Medición básica uno. 
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh ) y reactiva (kvarh), clase de exactitud 0,5; capaz 
de registrar y almacenar el consumo de en ergía eléctrica, con estampa de tiempo. 
6.2.2. MB2: Medición básica dos. 
La que se realiza con un medidor de energía activa (k Wh), reactiva (kvar) y demanda máxima (kW), clase 
de exactitud 0,5; capaz de registrar y almacenar el cons umo de energía eléctrica en intervalos de medición de 
cinco minutos, con estampa de tiempo. 
6.2.3. MSCP ST: Medición sin calidad  de la potencia sin transformador. 
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh ) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2, clase 
de exactitud 0,2S, capacidad de almacenamiento, estam pa de tiempo, extracción de datos, con comunicación 
y capacidad de sincronización. 
6.2.4. MSCP CT: Medición sin calidad de la potencia con transformador de medida. 
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2, 
capacidad de almacenamiento, estampa de tiempo, extracción de datos, con comunicación y capacidad 
de sincronización. 
6.2.5. MCCP CT: Medición con calidad de la potencia con transformador de medida. 
La que se realiza con un medidor de energía activa (k Wh) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2 y de 
calidad de la potencia Clase A, capacidad de almac enamiento, estampa de tiempo, extracción de datos, con 
comunicación y capacidad  de sincronización. 
6.3. Medidores para utilizaci ón en centrales eléctricas. 
Todos los medidores que se instalan en centrales eléctricas deben cumplir con los requisitos de las 
funciones y características que se indican en la Tabl a 1.1. Adicionalmente, de acuerdo con su uso destinado 
(medidor de energía activa, medidor de energía reactiva y activa y de parámetros de calidad de la potencia), 
deben cumplir con el capítulo correspondiente del Títu lo Tercero. Consultar el Apéndice I informativo. 
6.4. Medidores para utiliz ación en centros de carga . 
Los medidores que se instalan en centros de carga, de ben cumplir con los requisitos de las funciones y 
características que se indican en la Tabla 1.1. Adicio nalmente, de acuerdo con su uso destinado (medidor de 
parámetros de calidad de la potencia, medidor de energí a reactiva y activa, o medidor de energía activa), 
deben cumplir con el capítulo correspondiente del Títu lo Tercero. Consultar el Apéndice I informativo.  56 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 Tabla 1.1 Funcionalidades, características y tipo de medi ción para Centrales Eléctricas y Centros de Carga. 
Funcionalidades Características Tipo de medición 
MCCP CT MSCP CT MSCP ST MB2 MB1 
Medición instantánea para 
monitoreo a), l) 
Exactitud en % Intensidad de corriente 
 ±0.4 ±0.7 
Tensión eléctrica 
 ±0.4 ±0.7 
Potencia activa instantánea 
 
  
Donde θ=0° ±0.4 ±0.7 
Potencia reactiva instantánea 
 
  
Donde θ=90° ±0.4 ±0.7 n/a 
Factor de potencia instantáneo  
 
Para 60° en atraso o adelanto ±1 ±2 n/a 
Frecuencia 
 
Para Unom ±0.15 Hz n/a n/a 
Medición para liquidación y 
facturación a) Energía activa en kWh  Clase 0.2  Clase 0.5  
Energía reactiva sin tr ansformador de medición en 
kvarh  n/a n/a Clase 0.5  Clase 1.0  
Energía reactiva con trans formador de medición en 
kvarh  Clase 0.5  n/a n/a n/a 
Demanda rolada en kW      n/a  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 57 
Funcionalidades Características Tipo de medición 
MCCP CT MSCP CT MSCP ST MB2 MB1 
Registros de medición 
acumulada en el intervalo de 
medición de cinco minutos o 
cincominutal. a) Energía activa     n/a 
Energía reactiva     n/a 
Energía aparente    n/a n/a 
Potencia activa, reactiva y aparente. Registros 
máximos, mínimos y promedios i)    n/a n/a 
Corrientes máximas, mínimas y promedio i)  b b) n/a n/a 
Tensiones máximas, mínimas y promedio i)  b b) n/a n/a 
Factor de potencia promedio de cinco minutos    n/a n/a 
Medición de calidad de la 
potencia Clase A a) 
 Eventos de decremento repentino de la tensión ( Sag)  n/a n/a n/a n/a 
Eventos de incremento repentino de la tensión ( Swell )  n/a n/a n/a n/a 
Parpadeo de tensión ( flicker )  n/a n/a n/a n/a 
Interrupción momentánea, temporal y sostenida  n/a n/a n/a n/a 
Desbalance de tensión  n/a n/a n/a n/a 
Variación de frecuencia  n/a n/a n/a n/a 
Armónicas de tensión y corriente  n/a n/a n/a n/a 
Inter-armónicas de tensión y corriente  n/a n/a n/a n/a 
Distorsión armónica de subgrupo (tensión y corriente)  n/a n/a n/a n/a 
Puerto de comunicación c) Puerto óptico k)    b), c)  
Puerto RS 485  n/a n/a n/a n/a 
Puerto Ethernet TCP/IP   b)  b)  b) n/a 
Puerto de radiofrecuencia (RF), incluye tecnologías de 
datos móviles. g) n/a  b)  b)  b)  b) 
Puerto serial digital n/a n/a n/a b), h) b), h) 
Protocolos de 
comunicaciones DNP3 sobre puerto RS485 a), e)  n/a n/a n/a n/a 
DNP3 sobre puerto TCP/IP a), e)   b)  b) n/a n/a 
Para el puerto 
serial digital interno h), j) n/a n/a n/a  b), h)  b), h) 
Protocolo para el puerto óptico j) n/a     
Lo que se establece en la Norma Internacional IEC 
61850 d)   n/a n/a n/a  58 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Funcionalidades Características Tipo de medición 
MCCP CT MSCP CT MSCP ST MB2 MB1 
Registros y reportes Registro de almacenamiento de perfil de carga a)     n/a 
Registros horarios de parámetros eléctricos a)   b)  b) n/a n/a 
Registro de valores promedio ,   b)  b) n/a n/a 
Registro de parámetros de calidad de la potencia a)  n/a n/a n/a n/a 
Registro de formas de onda  n/a n/a n/a n/a 
Reportes de eventos de calidad de la potencia a)  n/a n/a n/a n/a 
Registro de tarifa horaria a)     b) n/a 
Reinicio de demanda a) Alternativa 1: Botón manual n/a   n/a n/a 
Alternativa 2: Local puerto óptico     n/a 
Alternativa 3: Remoto por puertos de comunicación n/a    n/a 
Automático     n/a 
Despliegue de datos en 
pantalla a) Alternativa 1: Pantalla integrada en el medidor con 
botones de navegación  b) n/a n/a n/a 
Alternativa 2: Pantalla integrada en el medidor sin 
botones de navegación n/a b)    
Alternativa 3: 
Pantalla remota n/a n/a n/a  n/a 
Sincronía de tiempo a) Vía sistema de adquisición de datos del medidor n/a     
Vía IRIG-B   n/a n/a n/a 
Vía DNP3   b)  b) n/a n/a 
Vía NTP/SNTP   b)  b) n/a n/a 
Estampa de tiempo a) Estampa de tiempo      
Montaje f), h) Tipo tablero Extraíble   n/a n/a n/a 
Tipo socket  b)     
Tipo gabinete n/a n/a n/a  n/a 
Alimentación Alimentación externa de Co rriente continua/Corriente 
alterna (C.C./C.A.) g)  n/a n/a n/a n/a 
Autoalimentado n/a      Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 59 
Funcionalidades Características Tipo de medición 
MCCP CT MSCP CT MSCP ST MB2 MB1 
Modo de medición a) Polifásica      
Bidireccional      
Otras funciones g) Compensación de transformadores de medida   n/a n/a n/a 
Compensación por pérdidas  por transformación   n/a n/a n/a 
Compensación por pérdidas en líneas de transmisión o 
distribución   n/a n/a n/a 
Dispositivo de conex ión / desconexión n/a n/a n/a   
Software propietario para extracción, procesamiento y 
análisis de registros de energía y donde aplique, 
calidad de la potencia. a)      
a) Funcionalidad o característica sujeta a la validación de software legalmente relevante. 
b) Funcionalidad o característica opcional. Corresponde a la autoridad o entidad facu ltada para definir infraestructura para medic ión de energía eléctrica, determinar la 
funcionalidad o característica aplicable. Ve r apéndice I como referencia de aplicación. 
c) El puerto óptico es obligatorio para todos los tipos de medición. Se debe incluir otro puerto de comunicación, el cual puede se r puerto ethernet. Por excepción, para 
los medidores tipo MB2 con montaje tipo gabinete, corresponde a la entidad facultada para definir infraestructura para medición  de energía eléctrica o Transportista o 
Distribuidor señalar el requerimiento de es ta característica o funcionalidad alter nativa como característica particular. 
d) Requerido para medición en Centrales Eléctric as. En tanto no exista Norma Oficial Me xicana o Norma Mexicana, se debe cumplir lo s requisitos que se establecen en 
la norma internacional IEC 61850 partes 6; 7-1; 7-2; 7-3; 7-4 y 8-1. 
e) Véase el Apéndice D, Parámetros para el protocolo DNP3. 
f) El tipo de montaje será el adecuado con las características de la in stalación, como es el nivel de tensión y de corriente, segu ridad de la instalación, así como la 
especificación técnica autorizada aplicable. Pa ra mayor referencia, ver el Apéndice H. 
g) Otras funciones o características no señaladas  podrán ser indicadas como características particulares, tal y como lo define est a norma (Ver 3.7). Las características 
particulares de la tecnología RF, serán las def inidas por cada Transpor tista o Distribuidor. 
h) Ver Apéndice J. 
i) Los valores máximos, mínimos y promedios se refieren a los valo res en el periodo de cinco minutos, los valores de tensión y cor riente deben ser por fase y los 
valores de potencia deben ser totales y por fase. 
j) Protocolo para el intercambio de datos. En t anto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se debe cumplir con los req uisitos que se establecen en la 
norma internacional IEC 62056, partes 5-3, 6-2 y 21 o con el está ndar ANSI C12.18 (ver bibliografía número 2). Corresponde a la  entidad facultada, transportista o 
distribuidor la administración del servic io, seguridad y de acceso a los datos de ac uerdo a las características requeridas por el tipo de medición. 
k) Características del puerto óptico. En tanto no exista Norma Of icial Mexicana o Norma Mexicana, se debe cumplir con los requisit os que se establecen en el estándar 
ANSI C12.18 (Ver bibliografía número 2) 
l) Los límites de error para la medición instant ánea se encuentran definidas en la Tabla 1.4 
n/a no aplica 
 60 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
7. Requisitos metrológicos para los medidores 
7.1. Unidades de medida 
Las unidades de medición de los medidores, deben ser las establecidas en la NOM-008-SCFI-2002, 
Las unidades para medición de energía eléctrica acti va deben ser al menos una de las siguientes:  
Wh, kWh, MWh o GWh. 
7.2. Condiciones nominales de operación 
Las condiciones nominales de operación de los medidores  son las que se especifican en la tabla 1.2. 
7.3. Requisitos de exactitud 
7.3.1. Generalidades 
En el instructivo o manual de uso del medidor debe especificarse la clase de exactitud del mismo. 
El error del medidor no debe exceder el error máximo permisible para la clase especificada, bajo 
condiciones nominales de operación. 
Cuando el medidor se exponga a perturbaciones, no deben producirse fallas significativas. 
Una falla no se considera una falla significativa si  es detectada y alertada por medio de un dispositivo de 
detección. En caso de que se produzca tal ev ento, el medidor debe indicarlo claramente. 
NOTA:  Una indicación de una falla significativa puede, ser una luz intermitente durante el evento o falla. 
7.3.2. Dirección del flujo de energía Cuando en las características del equipo se especifique que un medidor es capaz de medir el flujo de 
energía de forma bidireccional, el medidor deberá regist rar correctamente el flujo de energía media en ambos 
sentidos tanto positivo como  negativo, así como cumplir los requisitos de esta norma para el flujo de energía 
en ambos sentidos. La polaridad del flujo de energía debe estar definida en las instrucciones de conexión 
del medidor. 
El flujo de energía media, se refiere a la potencia  activa integrada durante al menos un ciclo de la 
frecuencia nominal. 
El medidor, debe ser capaz de medir en alguna de las formas siguientes: 
a) Bidireccional con dos registros: medidor especificado como capaz de medir el flujo de energía tanto 
positivo como negativo y colocar los resultados en diferentes registros (registros independientes). 
Cuando el flujo cambia de dirección, el registro  de energía debe ocurrir en el registro correcto. 
Tabla 1.2 Condiciones nominales de operación del medidor 
Condición o 
magnitud Valores, intervalos 
Frecuencia fnom ± 2 %; 
en donde: fnom = 60 Hz. 
Tensión Unom ± 10 %; 
en donde: Unom debe estar dentro de los siguientes intervalos: 
intervalo 1: 69 a 120 V, tensión fase a neutro para medidores conectados a través 
de transformador de potencial. 
intervalo 2: 120 a 277 V, tensión fa se a neutro conectados directamente. 
intervalo 3: 120 V, tensión fase  a neutro, conectado directamente. 
Corriente Itr, Imin, e Ist se determinan en las especificaciones del medidor y deben cumplir 
con lo que se indica a continuación: 
Relación entre Imax / Itr 
Sin transformador de 
medida, conectado 
directamente Imax / Itr > 50 
Imax / Imin > 250 
Imax / Ist > 1 250 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 61 
Condición o 
magnitud Valores, intervalos 
 Con transformador de 
medida Imax / Itr > 24 
Imax / Imin > 120 
Imax / Ist > 1 200 
 
Corrientes  
 I st Imin Itr Inom Imax 
Conectados directamente0.05 a) 0.15 b) 0.75 15 100 
0.1 a) 0.3 b) 1.5 30 200 
Conectados a través de 
transformador de medida 0.016 0.025 0.125 2.5 20 
0.008 0.01 0.05 1 10 
Factor de potencia De 0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto; 
Para los medidores bidireccionales, los límites del intervalo de factor de potencia 
son válidos en ambas direcciones. 
Temperatura (valores 
para medidores de uso 
interior y exterior) Límite inferior de temperatura:-25 ºC; 
Límite superior de temperatura: + 70 ºC. 
Humedad y agua En el manual o instructivo del medidor, debe definirse el grado de protección del 
mismo, de acuerdo a la clase de medio ambiente a que está destinado, considerando lo siguiente: 
H1, lugares cerrados en donde los instrumentos no están sometidos a condensación de agua, precipitación o form aciones de hielo: Protección IP51; (ver 
referencia Tabla 1.7). 
H2, lugares cerrados en donde los instrumentos pueden estar sometidos a agua condensada, agua de fuentes distintas a la lluvia y/o formaciones de hielo: 
Protección IP54; 
H3, lugares abiertos con condiciones climáticas promedio: Protección IP54. 
Modos de conexión El medidor puede ser de conexión directa, a través de transformadores de 
corriente o a través de transformadores de corriente y de potencial, lo cual debe 
indicarse en su instructivo o manual. 
El modo de conexión debe ser polifásico y las configuraciones se apegarán a los manuales regulatorios expedidos para este fin (monofásico de dos hilos, 1 
elemento (1F-2H-1E); bifásico de tres hilos, 2 elementos (2F-3H-2E); trifásico de cuatro hilos, 3 elementos (3F-4H-3E). 
Armónicas Se permite que la tensión y la corriente se desvíen de la forma sinusoidal, tal 
como se especifica en la Tabla 1.6, en Armónicas en circuitos de tensión y 
corriente. 
Balance de carga El balance de carga debe permitir variar desde las condiciones totalmente 
balanceadas hasta a la corriente en un solo circuito de corriente para medidores polifásicos y para medidores monofásicos de 3 hilos. 
a) Ist acorde a OIML R 46-1/-2. Ver referencia bibliográfica 26. 
b) Imin acorde a IEC 62053-22, Tabla 4 
 62 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
7.3.3. Errores base má ximos permisibles (mpe) 
El error intrínseco (expresado en porcentaje) d ebe estar dentro del error base máximo permisible 
establecido en las tablas 1. 3 y 1.4, cuando se varíe la corriente y el factor de potencia dentro de los límites 
indicados en esa tabla (intervalo de operación), y cuando  el medidor esté operando en condiciones diferentes 
a las condiciones de referencia. 
NOTA: para efectos de una Verificación, la Tabla 1.3 establece los errores base máximos permisibles para 
la prueba de dependencia de la corriente. (Ver 10.8.1) 
Tabla 1.3 Errores base máximos permisibles al completar los requisitos de la prueba sin carga 
Corriente I Factor de 
potencia Errores base máximos 
permisibles 
(%) Errores base máximos 
permisibles 
(%) 
Clase 0,5 S Clase 0,2 S Para instantáneos de 
tensión, corriente y 
potencia 
 Unitario ± 0.5 ± 0.2 ± 0.5 
0.5 a 1, en 
atraso; de 1 a 
0.5, en adelanto ± 0.6 ± 0.3 ± 0.6 
 Unitario ± 1.0 ± 0.4 ± 1.0 
0.5 a 1, en 
atraso; de 1 a 
0.8, en adelanto ± 1.0 ± 0.5 ± 1.0 
 Unitario ± 1.0 Imin/I ± 0.4 Imin/I ± 1.0 Imin/I 
 
Tabla 1.4 Limites de error de valores instantáneos en un segundo o menos 
Magnitud leída Puntos de prueba Límites de error en 
porciento 
Valor de 
Tensión (V)Valor de 
Corriente 
(A) Angulo de 
fase (θ) Clase 0,2 S Clase 0,5 S
Tensión V a) 
 0.9 Unom --- --- ±0.4 ±0.7 
Unom --- --- ±0.4 ±0.7 
1.1 Unom --- --- ±0.4 ±0.7 
Intensidad de corriente por fase 
(A) 
 Unom Itr --- ±0.4 ±0.7 
Unom Inom o Ib --- ±0.4 ±0.7 
Unom Imax --- ±0.4 ±0.7 
Potencia activa por fase W b) 
 Unom Itr 60° en 
atraso ±0.6 ±1.2 
Unom Inom o Ib 60° en 
atraso ±0.6 ±1.2 
Unom Imax 60° en 
atraso ±0.6 ±1.2 
Unom Itr 0° ±0.4 ±0.7 
Unom Ib 0° ±0.4 ±0.7 
Unom Imax 0° ±0.4 ±0.7 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 63 
Magnitud leída Puntos de prueba Límites de error en 
porciento 
Valor de 
Tensión (V)Valor de 
Corriente 
(A) Angulo de 
fase (θ) Clase 0,2 S Clase 0,5 S
Potencia reactiva por fase var b) 
 Unom Itr 30° en 
adelanto ±0.6 ±1.2 
Unom Inom o Ib 30° en 
adelanto ±0.6 ±1.2 
Unom Imax 30° en 
adelanto ±0.6 ±1.2 
Unom Itr 90° en 
adelanto ±0.4 ±0.7 
Unom Inom o Ib 90° en 
adelanto ±0.4 ±0.7 
Unom Imax 90° en 
adelanto ±0.4 ±0.7 
Factor de potencia por fase b) 
 Unom Itr 60° en 
atraso ±1 ±2 
Unom Inom/Ib 60° en 
atraso ±1 ±2 
Unom Imax 60° en 
atraso ±1 ±2 
Frecuencia Hz 
 Valor de 
Tensión (V)Frecuencia 
(Hz) n/a Límite de desviación (Hz) 
Unom 58.8 --- ±0.15 Hz ±0.15 Hz 
Unom 60 --- ±0.15 Hz ±0.15 Hz 
Unom 61.2 --- ±0.15 Hz ±0.15 Hz 
a) Para medidores multirango esta prueba debe realiz arse a 0.9 del límite bajo del rango y 1.1 del 
límite alto del rango. 
b) Evaluar los cuadrantes en los cuales el medidor debe operar. 
 
7.3.4. Prueba de estado sin carga Los medidores deben someterse a la prueba de estado sin carga, conforme al método de prueba 
establecido en 10.3.4. La pr ueba se considera satisfactoria cuando no se registre ningún valor de energía 
significativa en condiciones sin carga. 
Se permite que el medidor se detenga para corrientes inferiores a I
st. (Véase definición 3.16). 
7.3.5. Efectos permitidos de las magnitudes de influencia Cuando el medidor opera en condiciones diferentes a las condiciones de referencia, el coeficiente de 
temperatura del medidor debe cumplir los requ isitos que se establecen en la Tabla 1.5. 
Tabla 1.5 Límites para el error del coeficiente de temperatura 
Magnitud de influencia Factor de 
Potencia Límites para el coeficiente de temperatura 
(%/K) para medidores de clase 
0,5 S 0,2 S a) 
Coeficiente de temperatura (%/K), sobre cualquier intervalo, dentro del intervalo de temperatura, el cual no sea inferior a 15K ni superior a 23K, para la corriente 
I
tr ≤ I ≤ Imáx 1 ± 0.03 ± 0.01 
0.5 en atraso ± 0.05 ± 0.02 
a) Estos valores se duplican por debajo de -10 °C.  64 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Cuando la corriente de carga y el factor de potenci a se mantienen constantes  en un punto dentro del 
intervalo de las condiciones nominales de operación, c on el medidor funcionando en condiciones diferentes a 
las condiciones de referencia y cualquier magnitud de influencia varía desde su valor en condiciones de referencia hasta sus valores extremos definidos en la Tabl a 1.6, la variación de error debe ser tal que el error 
porcentual adicional, esté dentro del límite de error de cambio indicado en la Tabla 1.6. El medidor debe 
continuar funcionando después de la finalización de cada una de estas pruebas. 
7.3.6. Efectos permitidos en perturbaciones 
7.3.6.1. Generalidades 
El medidor debe resistir las perturbaciones que pued an presentarse en condiciones de uso normal. Como 
se indica en 7.3.1, no deben presentarse fallas signific ativas para cualquier perturbación de los que se indican 
en la Tabla 1.7. El efecto de las perturbaciones en parámetros instantáneos  de la Tabla 1.1, se determina 
comprobando el desempeño del medidor de energía de acuerdo con la Tabla 1.7. 
7.3.6.2. Perturbaciones 
 
7.4. Requisitos para intervalos y tarifas 
Los medidores deben ser capaces de medir y almacenar los datos de al menos las mediciones 
establecidas en la Tabla 1.1 , según corresponda. El  período mínimo de almacenamiento de esos datos debe 
ser de treinta y cinco días. Asimismo, la suma de los datos de intervalos debe ser equivalente al valor 
acumulado del registro durante el mismo período. Los relojes internos de los medidores de intervalos y de 
tarifas múltiples (estructura tarifari a), deben cumplir con la IEC 62054-21, en tanto no exista norma mexicana. 
En el caso de los medidores de tarifas múltiples, sólo  un registro único (además del registro acumulativo), 
debe estar activo en cualquier momento. La suma de los valores registrados en cada registro asociado a una 
estructura tarifaria, será igual al va lor registrado en el registro acumulado. 
7.5. Marcado de la placa de datos del medidor 
La placa de datos del medidor debe contener al menos la información siguiente: 
a) Nombre del fabricante 
b) Modelo del medidor. 
c) País de origen. 
d) Año de fabricación 
e) Tensión nominal 
  
f) Corriente máxima 
  
g) Frecuencia nominal 
  
h) Clase de exactitud; 
i) Número de serie; 
j) Número de fases; 
k) Número de hilos; 
l) Multiplicador de registro (si es distinto de uno); 
m) kh (constante del medidor en watthoras por pulso del medidor); 
n) Dirección del flujo de energía, si el medidor es bidireccional o unidireccional. No se requiere ninguna 
indicación si el medidor es capaz de medir solamente el flujo de energía de dirección positiva; 
o) El (los) modo(s) de conexión para los que se especifica el medidor; 
p) Identificación unívoca de las terminales de conexión para distinguir cada una de ellas; 
q) Código de barras o código bidimensional, el cual debe contener la información correspondiente al 
número del medidor, código de medidor y código de lote. El código de lote será el que asigne el 
fabricante o comprador según acuerden; 
 NOTA: El Transportista o Distribuidor, definirá la info rmación que debe contener el código de barras. 
r) Tipo de uso (interior o exterior) / grado de protección IP; 
s) Tipo de medidor (de acuerdo con la Tabla 1.1) 
 
Si el número de serie está fijado a piezas desmontables, el número de serie también debe proporcionarse 
en una posición en la que no se disocie fácilmente de las partes que determinan las características 
metrológicas.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 65 Tabla 1.6 Límite de cambio de error debido a las magnitudes de influencia 
Magnitud de influencia Valor Valor de la corriente Factor de potencia Límite de cambio de error (%)  
para medidores de clase 
0.5 S 0.2 S 
Auto calentamiento Corriente continua en 
  
  1; 
0.5 en atraso ± 0.2 ± 0.1 
Balance de carga a) Corriente en un solo circuito de 
corriente 
 1 ± 0.7 ± 0.3 
0.5 en atraso ± 1.0 ± 0.5 
Variación de tensión b), h) 
 
 1 ± 0.2 ± 0.1 
0.5 en atraso ± 0.4 ± 0.2 
Variación de frecuencia 
 
 1 ± 0.2 ± 0.1 
0.5 en atraso ± 0.2 ± 0.1 
Armónicas en circuitos de tensión 
y corriente 
  
 1 ± 0.4 ± 0.2 
Variaciones severas de tensión 
 
 1 ± 0.6 ± 0.3 
 
  
Interrupción de una o dos fases d) Remoción de una o dos fases 
  1 ± 1.0 ± 0.5 
Sub-armónicas en el circuito de 
corriente de C.A. Señal de corriente de igual potencia 
con presencia de  
sub-armónicas 
 1 ± 0.75  ± 0.5  
Armónicas en el circuito de 
corriente de C.A. Control de fase en 90 grados 
  1 ± 0.5 ± 0.4 
Secuencia de fase invertida Dos fases cualquiera intercambiadas 
  1 ± 0.1 ± 0.05 
Inducción magnética de C.C. de 
origen externo e) 
 
de la superficie del núcleo e) 
 1 ± 0.75  ± 0.5   66 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Magnitud de influencia Valor Valor de la corriente Factor de potencia Límite de cambio de error (%)  
para medidores de clase 
0.5 S 0.2 S 
Campo magnético (de C.A., 
frecuencia de alimentación) de 
origen externo  
 Imax 1 ± 0.5  ± 0.25  
Campos electromagnéticos de RF 
radiados 
 
Intensidad de campo 
  
 1 ± 2.0 ± 1.0 
Perturbaciones conducidas, 
inducidas por campos de 
radiofrecuencia f) 
  
 1 ± 2.0 ± 1.0 
Corriente continua  
en el circuito de corriente de 
C.A. g) Corriente sinusoidal, doble de amplitud, 
rectificada media onda; 
 
 1 ± 1.5 ± 1.0 
Armónicas de orden alto Superpuesta: 
 .
 1 ± 0.5 ± 0.5 
a) Sólo para medidores polifásicos y monofásicos de 3 hilos. 
b) Para los medidores polifásicos el requisi to es para variaciones de tensión simétricas. 
c) Siempre y cuando la corri ente eficaz no sea mayor que Imax y el valor pico de la corriente no sea superior a 1.41 Imax. Además, la amplitud de los componentes armónicos 
individuales no debe exceder ( I1 / h) para la corriente y (0.12 U1 / h) para la tensión, siendo h el orden de la armónica. 
d) Sólo para medidores polifásicos. Dos fases interrumpidas  son sólo para aquellos modos de conexión donde una fase que falta s ignifica que la energía puede ser entregada. 
Este requerimiento sólo se aplica a las condiciones de falla de la red, no para un modo de conexión alterno. Un medidor de poli fásico autocontenido no debe interrumpir la 
tensión de esa fase para los propósitos de esta prueba. 
e) El medidor puede incluir, adicional mente, una alarma al detectar una inducción magnética de C.C. de más de 200 mT 
f) Directa o indirectamente, perturbaciones conduc idas inducidas por cam pos de radiofrecuencia. 
g) Sólo para medidores autocontenidos o autoalimentados clase 0.5 S energía activa 
h) Para medidores multirango de tensión la prueba debe realizarse al  0.9 de la tensión baja del intervalo y a 1.1 de la tensión  alta del intervalo.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 67 Tabla 1.7 Perturbaciones 
Magnitud de las perturbaciones Nivel de perturbación Requisitos Límite de cambio de error (%) para 
medidores de clase 
0,5 S 0,2 S 
Campo magnético (C.A., frecuencia de 
alimentación) de origen externo 1000 Ampere – vuelta, 3 s Ninguna falla significativa --- --- 
Descargas electrostáticas 8 kV descarga de contacto 
15 kV descarga de aire Ninguna falla significativa --- --- 
Transitorios rápidos Circuitos de tensión y corriente: 4 kV; 
Circuitos auxiliares: 2 kV Ninguna falla significativa 2.0 1.0 
Decrementos súbitos de tensión Prueba a: 30 %, 0.5 ciclos 
Prueba b: 60 %, 1 ciclo Prueba c: 60 %, 30 ciclos Ninguna falla significativa --- --- 
Interrupciones de tensión 0 %, 300 cicl os Ninguna falla significativa --- --- 
Campos electromagnét icos, RF, radiados f = 80 a 2 000 MHz, 30 
 , amplitud modulada, sin 
corriente. Ninguna falla significativa --- --- 
Sobretensiones en la línea de 
alimentación eléctrica de C.A. Circuitos de tensión: 2 kV línea a línea, 4 kV línea a 
tierra 
Circuitos auxiliares: 1 kV línea a línea, 2 kV línea a tierra Ninguna falla significativa --- --- 
Prueba de inmunidad de ondas 
oscilatorias amortiguadas a) Circuitos de tensión: 2.5 kV en modo común, 1.0 kV en modo diferencial Ninguna falla significativa. La 
funcionalidad del medidor no 
debe ser perturbada 2.0 1.0 
Sobre-corriente de corta duración Medidores conectados directamente: 4950 A RCM + 0% 
-10%, para 0.1 s (6 cicl os) a frecuencia nominal. 
Para medidores conectados a través de transformadores 
de corriente: Una corriente equivalente de 20 Imax RCM + 
0% -10%, durante 0.5 segundos. 
La corriente de prueba se debe aplicar a una sola fase 
por cada vez. Ninguna falla significativa. No 
debe ocurrir ningún daño. Conectado directamente  
0.05 0.05 
Operados con transformador  
0.05 0.05 
Tensión de impulso 2500 V (< 100 V); 
4000 V (< 150 V); 
6000 V (< 300 V); 
8000 V (< 600 V). Ninguna falla significativa. Sin 
daño al medidor --- --- 
Falla a tierra b) Falla a tierra en una fase Ninguna falla significativa. Sin 
daño y debe operar 
correctamente 0.3 0.1 
Operación de dispositivos auxiliares Dispositivos auxiliares operados con 
I = Imin e Imax Ninguna falla significativa. 
 base mpe 
  base mpe  68 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Magnitud de las perturbaciones Nivel de perturbación Requisitos Límite de cambio de error (%) para 
medidores de clase 
0,5 S 0,2 S 
Vibraciones Vibraci ón en tres ejes perpendiculares entre sí Ninguna falla significativa. La 
función del medidor no debe 
afectarse 
 base mpe 
 base mpe 
Impacto Forma del pulso: medio seno, 
Aceleración pico: 300 ms-2, 
Duración del pulso: 18 ms Ninguna falla significativa. 
 base mpe 
 base mpe 
Protección contra radiación solar 0.76 W·m2·nm-1 a 340 nm, con 56 ciclos de 24 h Sin alteración en la apariencia o 
deterioro de la funcionalidad, 
propiedades metrológicas y 
sellado. --- --- 
Protección contra el ingreso de po lvo IP 5x, chasis categoría 2 Sin interferencia con el correcto 
funcionamiento o deterioro de la 
seguridad, incluyendo el 
recorrido a lo largo de las 
distancias de fuga. --- --- 
Calor seco Límite superior de temperatura: + 70 ºC. durante 72 h Ninguna falla significativa. 
base mpe 
 base mpe 
Frío Límite inferior de temperatura:-2 5 ºC; durante 72 h Ninguna falla significativa. 
base mpe 
 base mpe 
Calor húmedo H1: 30 °C, 85 %; 
H2: Cíclico de 25 °C, 95 % a 40 °C, 93 %; H3: Cíclico de 25 °C, 95 % a 55 °C, 93 %. Ninguna falla significativa. Sin 
evidencia de un daño mecánico 
o corrosión. ± 0.05 ± 0.05 
Agua Solamente para H3, 0.07 L/min (por boquilla), 0 ° y 180 °, 
10 min Ninguna falla significativa. Sin 
evidencia de un daño mecánico 
o corrosión. --- --- 
Durabilidad Alta corriente y/o temperatura durante un período de 
tiempo sostenido Ninguna falla significativa. 
 base mpe  
 base mpe  
Resistencia al calor y fuego c) - En la Parte frontal del medidor 650 °C ± 10 °C 
- En la parte posterior del medidor cerca de las 
terminales 960 °C ± 15 °C 
Duración de la prueba 30 s ± 1 s En caso de existir flama, ésta 
debe extinguirse en un tiempo 
igual o menor a 30 segundos 
desde que se retira el hilo 
incandescente. --- --- 
Rocío salino c) 500 h, la solución de cloruro de sodio con una 
concentración del 5% Ninguna falla significativa. 
 base mpe 
 base mpe 
a) Solamente para medidores operados por transformador; 
b) Sólo para los medidores trifásicos de cuatro hilos operados c on transformador destinados a ser utilizados en redes equipadas co n neutralizadores de falla a tierra. 
c) Solamente para medidores tipo gabi nete (ensamblados dentro del gabinete) y tipo socket para exteriores.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 69 
7.6. Protección de propiedades metrológicas 
7.6.1. Generalidades 7.6.1.1. El fabricante debe asegurarse que el medidor cu ente con medios de protección que imposibiliten 
intervenciones no autorizadas al hardware o al software del mismo, así como cualquier modificación o 
alteración de las propiedades metrológicas y de los registros de información. 
7.6.1.2. Todos los medios de protección metrológica de un medidor destinado a utilizarse en exteriores 
deben soportar la radiación solar, lo cual debe co mprobarse mediante la prueba de protección contra 
radiación solar que se indica en 10.6.3. 
7.6.1.3. El Transportista o Distribuidor, deben administrar y resguardar los sellos mec ánicos para evitar el 
acceso no autorizado al software, parámetros y regi stro de comprobación de evento de la instalación. 
7.6.1.4. Las funciones del medidor y sus correspondientes algoritmos, establecidos en la Tabla1.1, deben 
ser adecuados y funcionalmente correctos para la  aplicación y modelo del medidor bajo prueba. 
7.6.2. Identificación del software El software legalmente relevante de un medidor debe estar claramente identificado con la versión del 
software u otra señal. La identificación puede consistir de más de una parte, pero al menos una parte debe ser 
dedicada a propósitos legales. 
NOTA:  Un ejemplo de la identificación de la versión del software puede ser la suma de verificación o 
checksum o hash , por mencionar algunos. 
La identificación debe ser parte del propio software, es decir, debe ser imposible separarla del mismo; 
debe presentarse mediante comando o despl egarse visualmente durante la operación. 
Como excepción, una impresión de la identificación del software en el medidor, debe considerarse una 
solución aceptable si satisface las tres condiciones siguientes: 
a) La interfaz de usuario no tiene ninguna capacidad de control para activar la indicación de la 
identificación del software en la pantalla; 
b) El medidor no tiene una interfaz para comunicar la identificación del software, y; 
c) Después de la fabricación del medidor no es posible un cambio del software, o sólo es posible si el 
hardware o un componente de hardware también se cambia. 
Es responsabilidad del fabricante del medidor, asegur ar que la identificación del software se encuentre 
indicada correctamente en el medidor. 
La identificación del software y los métodos de identific ación deben estar establecidos en el certificado de 
cumplimiento vigente. 
7.6.3. Protección del software 
7.6.3.1. Prevención contra uso indebido El medidor debe estar construido de forma que las posibilidades de uso involuntario, accidental o 
intencional sean mínimas. 
7.6.3.2. Prevención contra fraude 
7.6.3.2.1. El software legalmente relevante debe estar protegido contra modificaciones, cargas o cambios 
no autorizados ocasionados por el intercambio del dispos itivo de memoria. El medidor debe contar con medios 
de seguridad, tal como sello mecánico o electrónico; asimismo, debe protegerse el medidor con la opción para 
cargar software o parámetros. 
7.6.3.2.2. Sólo las funciones de configuración que se encuentran claramente documentadas en el manual 
de usuario, que declara el fabricante de conformidad, con el Apéndice B.1 numeral 4, podrán ser activadas a 
través de la interfaz de usuario, de fo rma que no permitan el uso fraudulento. 
7.6.3.2.3. El software debe estar protegido de forma que no permita alguna intervención no autorizada.  
La protección del software comprende un sellado apropiado,  ya sea por medios mecánicos, electrónicos y/o 
medios criptográficos, que impida una intervención no autorizada. 70 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Ejemplos: 
a) El software de un instrumento de medición está construido de forma que no sea posible modificar los 
parámetros y configuración legalmente relev antes, excepto mediante un menú protegido por 
interruptores o similares. El interruptor está se llado mecánicamente en posición inactiva, haciendo 
que cualquier modificación de los parámetros y de la configuración legalmente relevante sea 
imposible. Para modificar los parámetros y la confi guración se debe activar el interruptor, rompiendo 
inevitablemente el sello. 
b) El software de un instrumento de medición está construido de forma que no sea posible acceder a los 
parámetros y configuración legalm ente relevantes, excepto por personas autorizadas. Si una persona 
quiere entrar al punto de parámetros del menú, insertará una tarjeta inteligente que contenga un 
número de identificación personal (NIP) como parte de un certificado criptográfico. El software del 
instrumento tiene la capacidad de verificar o comprobar la autenticidad del NIP mediante el 
certificado y permitir el acceso al punto de parámetro s del menú. El acceso se registra por un rastro 
de auditoría que incluye la identidad de la persona (o, al menos, de la tarjeta inteligente utilizada). 
1) Cuando un software se almacena en un dispositivo de memoria de sólo lectura que 
mecánicamente no sea posible remover. 
2) Cuando se usan métodos criptográficos simples,  como el cifrado de la transferencia de datos 
entre el medidor y el software de explotac ión de datos instalado en una computadora, 
únicamente este programa conoce la clave y puede leer, descifrar y utilizar los registros de la 
medición. Se debe imposibilitar el acceso con cualquier otro software que intente acceder de 
forma no autorizada. 
3) Los parámetros específicos del medidor únicam ente se pueden ajustar o elegir en un modo 
operativo concreto del medidor. Se pueden clasificar como aquellos que deberían estar protegidos (inalterables) y aquellos accesibl es para una persona autorizada (parámetros 
configurables), por ejemplo, el propietario del medidor o el proveedor del producto. Los 
parámetros específicos del modelo tienen valores idénticos para todos los ejemplares de un 
modelo. Se fijan en la aprobación de modelo o prototipo del medidor. 
7.6.4. Protección de parámetros 
7.6.4.1. Los parámetros que fijen las características legalmente relevantes del medidor deben estar 
protegidos contra modificaciones no autorizadas. Véase 14.7.5.3, inciso I, subinciso d). 
Los parámetros específicos del medidor, deben ser ajustables o seleccionables sólo en un modo de 
funcionamiento específico del medidor, de acuerdo al fabricante del medidor. Al menos las mediciones y 
registros de energía para liquidación o facturación, y para calidad de la potencia, deben ser inalterables. En 
aquellas otras funciones que sean ajustables deberá asegurarse que el acceso sólo sea por personas 
autorizadas. 
Una contraseña simple no es una solución técnicamente aceptable para proteger parámetros inalterables. 
Las personas autorizadas deben tener acceso a un co njunto de parámetros ajustables del medidor. Este 
conjunto de parámetros ajustables del medidor y sus li mitaciones o reglas de acceso deben estar claramente 
documentadas. 
Para efectos de la aprobación del modelo o prototi po del medidor, los parámetros específicos tienen 
valores idénticos para todos los especímenes de un modelo de medidor. 
7.6.4.2. La puesta a cero del registro que almacena la energía total medida se considera como una 
modificación de un parámetro específico del medidor. 
El Transportista o Distribuidor, únicamente realizará la puesta a cero aplicable a los parámetros 
específicos ajustables del medidor. 
7.6.4.3. En la Tabla 1.1 se indican las funciones, cara cterísticas y parámetros que deben ser parte del 
software legalmente relevante. Los parámetros específicos ajustables que modifican las características legalmente relevantes solo pueden ser ejecutadas con el nivel de acceso apropiado, así mismo, el medidor debe contar con un mecanismo para re gistrar automáticamente y de forma inalterable cualquier ajuste de 
algún parámetro específico del medidor y debe ser capaz de reportar los datos registrados. 
Los medios de trazabilidad y los registros deben ser parte del software legalmente relevante y deben estar 
protegidos. El software empleado para mostrar regi stros auditables pertenece al software legalmente 
relevante. 
Un contador de eventos no es una solución técnicamente aceptable. 
Lo anterior debe comprobarse de acuerdo con 10.2.4. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 71 
7.6.5. Separación de dispositivos electrónicos y subconjuntos o módulos  
Las partes metrológicamente críticas de un medidor ya sean partes de software o de hardware, no deben 
ser influenciadas inadmisiblemente por otras partes del medidor. 
7.6.5.1. Los subconjuntos o dispositivos electrónicos del medidor que desempeñen funciones legalmente 
relevantes deben estar identificados, definidos y documentados. Éstos constituyen la parte legalmente 
relevante del sistema de medición. Cuando no esté iden tificado el subconjunto que desempeña funciones 
legalmente relevantes, se considerará que todos lo s subconjuntos cumplen funciones con implicaciones 
legales. 
Ejemplo: 
Un medidor equipado con una interfaz óptica para  conectar un dispositivo electrónico para leer 
valores de medición. El medidor almacena todas las cantidades relevantes y mantiene los valores disponibles para su lectura durante un periodo de ti empo suficiente. En este sistema sólo el medidor 
es el dispositivo legalmente relevante. Pueden exis tir otros dispositivos legalmente no relevantes y 
pueden estar conectados a la interfaz del instrum ento siempre que se cumpla el requisito para ello. 
7.6.5.2. Debe demostrarse que las funciones y datos rele vantes de los subconjuntos y dispositivos 
electrónicos no son influenciados inadmisiblemente po r los comandos recibidos a través de la interfaz. 
Esto implica que hay una asignación inequívoca de cada comando para todas las funciones iniciadas o 
cambios de datos en el subconjunto o dispositivo electrónico. 
Si los subconjuntos o dispositivos electrónicos "l egalmente relevantes" intera ctúan con otros subconjuntos 
o dispositivos electrónicos "legalment e relevantes", debe consultarse 7.6.7. 
Ejemplos: 
a) El software del medidor se encuentra habilitado para recibir órdenes o comandos para seleccionar 
las magnitudes requeridas. Combina el valor de medición con información adicional (por ejemplo, estampa de tiempo, unidad) y envía este conjunto de datos al dispositivo solicitante. El software sólo 
acepta comandos para la selección de cantidades  permitidas válidas y descarta cualquier otro 
comando, enviando sólo un mensaje de error. 
b) En el interior de la carcasa que puede estar sellada, hay un interruptor que define el modo de 
operación del medidor: una posición del interruptor indica el modo verificado y en la otra el modo no verificado (puede haber sellos mecánicos u otros). Al interpretar los comandos recibidos, el software 
comprueba la posición del interruptor: en el modo no verificado el conjunto de comandos que acepta el software es extendido en comparación con el mo do descrito anteriormente, por ejemplo, puede ser 
posible ajustar el factor de calibración por un comando que se descarta en el modo verificado. 
7.6.6. Separación de partes de software 
7.6.6.1. Todos los módulos del software (programas, su brutinas, objetos, entre otros), que desempeñan 
funciones con implicaciones legales o que contienen dom inios de datos legalmente relevantes forman la parte 
del software legalmente relevante de un medidor, lo cu al se identifica como se de scribe en 7.6.2. Si no se 
identifican los módulos de software que desempeñan funciones con implicaciones legales, todo el software se debe considerar legalmente relevante. 
7.6.6.2. Si la parte del software legalmente relevante se  comunica con otras partes de software, se debe 
definir una interfaz del software. Toda la comunicaci ón se debe realizar exclusivamente a través de esa 
interfaz. La parte legalmente relevante del software y la interfaz deben estar claramente documentados. Todas 
las funciones legalmente relevantes y los domin ios de datos del software deben estar descritos. 
7.6.6.3. El dominio de datos que forma la interfaz del software, incluyendo el código que exporta desde la 
parte legalmente relevante al dominio de datos de interfaz  y el código que importa desde la interfaz a la parte 
legalmente relevante debe estar definido y documentado.  No debe omitirse la declaración de la interfaz 
del software. 
7.6.6.4. Debe haber una asignación inequívoca de cada comando a todas las funciones iniciadas o 
cambios de datos en la parte legalmente relevante del software. Los comandos que se comuniquen a través 
de la interfaz de software deben declararse y documentarse. Sólo se permite que los comandos documentados sean activados a través de la interfaz de software. El fabricante, importador o similar, debe 
declarar íntegramente la documentación de los coman dos de acuerdo al Apéndice B, inciso B.1.1. 
7.6.7. Almacenamiento de datos y transmisi ón a través de sistemas de comunicación 
7.6.7.1. Generalidades 
Los valores de los registros de medición, así como los datos integrados y almacenados en el medidor, 
serán utilizados por el Transportista, Distribuidor  para su envío al Suministrador y al CENACE. 72 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
7.6.7.1.1. Los valores y datos de medición almacenados o transmitidos deben contener al menos la 
información siguiente, para ser empleada en los procesos legalmente relevantes: 
a) Valor de la magnitud medida y su unidad; 
b) Registro de fecha y hora de la medición; 
c) Parámetros de localización de la medición; 
d) Identificación del medidor; 
e) Identificación inequívoca de la medición (ejemp lo: números consecutivos que permiten asignar los 
valores impresos en una factura). 
7.6.7.1.2. Protección de datos 
Los datos deben estar protegidos por medio de software , para garantizar la aut enticidad, integridad y la 
exactitud de la información relativa al momento de la  medición. El software de extracción que muestra o 
procesa los valores de medición y los datos que lo acompañan, se debe comprobar que el tiempo de la medición (estampa de tiempo), así como la autenticidad e integridad de los datos después de haberlos leído 
de un medio del almacenamiento no protegido. Cuando se detecta una irregularidad, los datos deben 
descartarse o marcarse como no utilizables. 
NOTA:  “autenticidad e integridad” se refiere a que los valores son idénticos respecto a la medición. 
Las claves confidenciales utilizadas para proteger los datos deben mantenerse secretas y seguras en el 
medidor. Deberán proporcionarse medios de protección pa ra que estas claves sólo puedan ser introducidas o 
leídas si se rompe un sello. 
7.6.7.1.3. Los módulos de software que preparan datos para almacenarse o transmitirse, o que 
comprueban los datos después de leerse o recibirse, perte necen a la parte legalmente relevante del software. 
7.6.7.2. Almacenamiento automático 
7.6.7.2.1.  Los datos de medición deben almacenarse automáticamente cuando se termina o finaliza la 
medición, es decir, cuando se ha generado el valor final. 
7.6.7.2.2.  El dispositivo de almacenamiento debe tener la capacidad para asegurar que los datos no se 
corrompan o dañen en condiciones normales de almacenamiento. La capacidad de almacenamiento  
de memoria, debe ser suficiente para almacenar los datos de medición, los valores finales y los datos usados 
para los cálculos por al menos treinta y cinco días. 
7.6.7.2.3. Se permite eliminar los datos almacenados cuando: 
a) El CENACE, Transportista, Distribuidor o Sumi nistrador determine que la transacción se ha  
liquidado; o 
b) Los datos del inciso anterior, deben ser impresos por un dispositivo de impresión sujeto a control 
legal. 
Lo anterior no aplica al registro ac umulativo y registros auditables. 
7.6.7.2.4. Posterior al cumplimiento de los requerimientos  establecidos en 7.6.7.2.3 y cuando el 
almacenamiento alcance su capacidad máxima, se permite borrar la memoria, siempre y cuando se cumplan las dos condiciones siguientes: 
a) Que los datos se borren en el mismo orden como fu eron registrados y que se respeten las reglas 
establecidas para la aplicación particular; y 
b) Que la eliminación se realice automáticamente  o después de una operación manual especial, las 
cuales requieran de acceso específicos, solo para personas autorizadas. 
7.6.7.3. Transmisión de datos 
7.6.7.3.1. La medición no debe ser influenciada inadmisiblemente por un retardo de transmisión. 
7.6.7.3.2. Si los servicios de red no están disponibles, no deben perderse datos de medición legalmente 
relevantes. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 73 
7.6.7.4. Estampa de tiempo 
La estampa de tiempo debe ser leída desde el reloj del medidor. El ajuste del reloj se considera 
legalmente relevante. Se deben tomar las medidas de pr otección apropiadas de acuerdo con el capítulo 7.6.4. 
El error máximo permitido del reloj interno del medidor es de ± 30 ppm por cada 30 días. El medidor debe 
disponer de función de sincronía con alguna de las alternativas indicadas en las Tabla 1.1. 
7.6.8. Mantenimiento y actualización Para un medidor instalado en sitio, se consideran como actualización del software legalmente relevante los 
casos siguientes: 
a) Se intercambia el software con otra versión certificada; o 
b) Se repara el medidor y se reinstala la misma versión del software. 
En la actualización del software legalmente relevante,  sólo podrán instalarse versiones que cuenten con el 
certificado de compatibilidad del software, de acuerdo con 10.2.4. 
Para medidores en servicio, el mecanismo de actualización del software debe estar protegido por medio 
de un sello mecánico, que imposibilite actualizacio nes por personas no autorizadas. El Transportista o 
Distribuidor, por instrucción del CENACE o del Suminist rador, debe realizar la actualización del software, para 
lo cual debe romper los sellos mecánicos y una vez finalizada la actualización debe reponerlos y colocarlos 
nuevamente. 
7.6.8.1.  Sólo se permite instalar y utilizar las versio nes del software legalmente relevante que cuenten con 
el certificado de compatibilidad del software, de acuerdo con 10.2.4. 
7.6.8.2. Comprobación de la actualización La actualización del software puede realizarse por medios directos en sitio o por medios remotos a través 
de una red de telecomunicaciones. El Transportista o el Distribuidor deben estar en el sitio de la instalación 
del medidor para comprobar que la actualización haya sido correcta. Después de la actualización del software 
legalmente relevante, el medidor sólo podrá ser empleado para fines legales, cuando cumpla con lo establecido en 7.6.2, 7.6.8.1 y 10.2.4, así como c on los sellos correspondientes. 
7.6.8.3. Actualización rastreable 
La implementación del software en el instrumento debe llevarse a cabo de acuerdo con los requisitos de 
actualización rastreable que se indi can de 7.6.8.3.1 a 7.6.8.3. 7 siguientes. La actualización rastreable es el 
procedimiento de cambio de software del medidor instalad o. El software que va a actualizarse puede cargarse 
localmente, es decir directamente en  el dispositivo de medición o remotamente a través de una red.  
La actualización del software se registra en un regist ro auditable. El procedimiento de una actualización de 
seguimiento comprende varios pasos: carga, co mprobación de integridad, comprobación del origen 
(autenticación), instalación,  registro y activación. 
7.6.8.3.1. La actualización del software debe ser automática. Al finalizar el procedimiento de actualización, 
el entorno de protección del software debe estar al mismo nivel que cuenta con el certificado de compatibilidad del software. 
7.6.8.3.2. El software legalmente relevante del medidor de electricidad bajo prueba, debe contener algún 
subconjunto (s), el cual contendr á todas las funciones de comprobación necesarias para cumplir con los 
requerimientos de actualizaci ón de seguimiento; dicho subconj unto, no debe ser actualizable. 
7.6.8.3.3. Deben emplearse medios técnicos para garantizar la autenticidad del software cargado, por 
ejemplo: el certificado de compatibilidad del software del propio fabricante. Si el software cargado falla en la 
identificación del software, el instrumento debe descartarlo y utilizar la versión anterior del software o pasar a un modo inoperable. 
7.6.8.3.4. Deben emplearse medios técnicos para asegurar la  integridad del software cargado, es decir, 
que no se ha modificado inadmisiblemente antes de la car ga. Esto puede lograrse mediante la adición de una 
suma de verificación o checksum , o hash  del software cargado y verificarlo durante el procedimiento de carga. 
Si el software cargado falla en esta prueba, el inst rumento debe descartarlo y utilizar la versión anterior del 
software o cambiar a un modo inoperable. En este modo, se inhiben las funciones de medición. Sólo será posible reanudar el procedimiento de descarga, sin omit ir ningún paso en el proceso para la actualización 
rastreable. 
7.6.8.3.5. Deben emplearse medios técnicos apropiados, como por ejemplo registros auditables, para 
garantizar que las actualizaciones rastreables del soft ware legalmente relevante se rastreen adecuadamente 
dentro del medidor. 74 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Los registros auditables deben contener como míni mo la siguiente información: éxito / falla del 
procedimiento de actualización, ident ificación del software de la versión instalada, estampa de tiempo  
del evento, identificación del acceso que intentó o realizó la descarga. Se debe generar un registro de acceso 
por cada intento de actualización independientemente del éxito. 
El registro de almacenamiento que admita la información de la actualización rastreable, deberá tener 
capacidad suficiente para asegurar la rastreabilidad de las actualizaciones del software legalmente relevante. 
Después de haber alcanzado el límite de almacenamie nto de los registros auditables, se asegurará por 
medios técnicos que no sea posible realizar descargas adicionales sin antes romper un sello. 
NOTA:  Este requerimiento permite rastrear las actualizac iones de los programas informáticos legalmente 
relevantes durante un periodo de tiempo adecuado. 
7.6.8.3.6. El fabricante del medidor debe mantener a su  cliente correctamente informado sobre las 
actualizaciones del software, en cumplimiento del certific ado de compatibilidad; el propietario debe permitir la 
instalación de actualizaciones. El fabricante y el propietario del me didor, acordarán un procedimiento 
apropiado para realizar descargas según el uso y la ubi cación del instrumento. El propietario del instrumento 
de medición debe dar su consentimiento para realizar descargas. 
7.6.8.3.7. Si no se pueden cumplir los requisitos establec idos de 7.6.8.3.1 a 7.6. 8.3.6, aún es posible 
actualizar la parte de software legalmente no relevante.  En este caso, se cumplirán los siguientes requisitos: 
a) Debe existir una clara separación entre el software legalmente relevante y el no relevante; 
b) No debe ser posible actualizar toda la parte del so ftware legalmente relevante, sin romper un sello; 
Debe indicarse en el certificado de cumplimiento, si el modelo del medidor admite la actualización de las 
partes legalmente relevante y legalmente no relevante. 
7.6.9  Registro de evento del sistema de verificación 
Si el medidor está equipado con un control de instalac ión, el registro de evento de la instalación deberá 
tener espacio para al menos 100 eventos y debe ser del tipo FIFO ( First In – First Out ). El registro de eventos 
no puede ser cambiado ni puesto a cero sin romper un se llo y/o sin acceso autorizado, por ejemplo, mediante 
un código (contraseña) o un dispositiv o especial (clave de acceso, etc.). 
7.7. Idoneidad para el uso 7.7.1. Legibilidad de los resultados El medidor debe tener uno o más dispositivos indi cadores (pantallas con caracteres alfanuméricos) 
capaces de presentar o mostrar el valor numérico de medición de interés legal para la cual el medidor  
es aprobado. 
El dispositivo indicador debe ser de fácil lectura y los ca racteres de los resultados de medición deben tener 
como mínimo 7.62 mm de altura. Las fracciones decimale s, unidades de medida y cualquier otra información 
deben visualizarse claramente. 
El dispositivo indicador no debe ser afectado signif icativamente por la exposición a condiciones normales 
de funcionamiento durante la duración máxima de la vida útil del medidor. 
El dispositivo indicador debe ser capaz de mostrar todos  los datos relevantes para la facturación. En el 
caso de valores múltiples presentados por un solo di spositivo indicador, debe ser posible visualizar el 
contenido de todas las memorias relevantes. Para las pantallas de secuencia automática, cada visualización 
del registro para fines de facturación debe mantenerse durante al menos 5 s. 
Los registros electrónicos no deben ser volátiles de modo que conserven los valores almacenados en caso 
de pérdida de alimentación eléctrica. Los valores al macenados no deben sobrescribirse y deben ser capaces 
de recuperarse al restablecerse la energía. El regi stro debe ser capaz de almacenar y mostrar una cantidad 
de energía que corresponda al funcionamiento del medidor en P = U
nom*Imax*n durante al menos 4 000 h, 
siendo 
  el número de fases. Esta capacidad de almacenamiento y visualización se aplica a todos los 
registros relevantes para la facturación, incluidos lo s registros de flujo positivo y negativo para medidores 
bidireccionales y los registros los registros asociados a tarifas o tarifas múltiples. 
NOTA:  Los términos “tarifas” y “tarifas múltiples” se refiere a la capacidad del medidor, para configurar y 
guardar los valores de las tarifas en los distintos registros que posee. 
En el caso de los registros electrónicos, el tiempo míni mo de retención de los resultados es de un año para 
un medidor desconectado. Los dispositivos de indicaci ón electrónica se deben suministrar con una prueba de 
visualización que conmute todos los segmentos de visualización encendidos y después apagados con el fin de determinar si todos los segmentos de visualización están funcionando. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 75 
7.7.2. Elementos para las pruebas 
 
La relación entre la energía medida dada por la salida de prueba y la energía medida dada por el 
dispositivo indicador debe cumplir c on lo especificado en la placa de datos. 
La longitud de onda de las señales radiadas para los sistemas de emisión estará comprendida entre 
550 nm y 1 000 nm (infrarrojo). El dispositivo de salida del medidor debe generar una señal con una 
intensidad de radiación 
  sobre una superficie de referencia definida (área ópticamente activa) 
a una distancia de 10 mm ± 1 mm de la superficie del medidor, con los siguientes valores límite: 
 
7.8. Estabilidad a largo plazo de  las características metrológicas 
La exactitud del medidor debe cumplir con los requisitos establecidos en la Tabla 1.3. Esta norma incluye 
pruebas de influencia que simulan los efectos del enveje cimiento: ciclos de temperatura, temperatura alta y 
baja extrema, alta humedad, vibración y shock, desca rgas, impulsos y alta corriente (pruebas de Descargas 
electrostáticas (10.5.3), Transitorios rápidos (10.5.4), Sobretensiones en líneas eléctricas de C.A. (10.5.7), 
Sobre-corriente de corta duración (10.5.10, 11.4.1), Tensión de impulso (10.5.11) , Vibraciones (10.6.1), 
Impacto (10.6.2), Temperaturas extremas-calor seco (10.7.1), Temperaturas extr emas-frio (10.7.2), Calor 
húmedo (10.7.3), Calor húmedo, cíclico (condensado) par a clases de humedad H2 y H3 (10.7.4). El medidor 
debe cumplir los requerimientos de exactitud después de cada prueba con lo que demuestra su estabilidad metrológica. 
Adicionalmente el fabricante deberá presentar la declaración de garantía de estabilidad metrológica para 
un tiempo mínimo de 10 años de acuerdo al punto 10.7.6. 
7.9. Requerimientos para el medidor de energía reactiva 7.9.1. Condiciones de referencia A menos que se indique lo contrario en las instrucci ones particulares de las pruebas, todas las magnitudes 
de influencia, deben mantenerse en las condiciones de referencia indicadas en la Tabla 1.8. 
Tabla 1.8-Condiciones de referencia. 
 Para medidores Valores de referencia 
Tensión de referencia Conectados directamente Unom ± 10 % donde Unom es el 
especificado en la  
NMX-J-098-ANCE-2014 Conectados a través de 
transformador(es) de tensión 
Corrientes de referencia Conectados directamente ( Ib) 15 A, 30 A, 
Conectados a través de 
transformador(es) de corriente ( In) 1 A, 2.5 A 
Frecuencia de referencia Conectados directamente o mediante 
transformador 60 Hz 
 
7.9.2. Límites de error debidos a la variación de la corriente 
Cuando el medidor está bajo condiciones de referenc ia dadas en la Tabla 1.8, los porcentajes de  
error no deben exceder los límites para las clases de exactitud correspondientes proporcionados en la Tabla 1.9 y 1.10. 76 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla 1.9-Límites porcentuales del error para medidores monofásicos y  
polifásicos con cargas balanceadas 
Valor de la corriente medida I 
Seno  
(en adelanto 
o en atraso) Límites porcentuales del error para 
medidores de clase 
Para medidores 
directamente 
conectados Para medidores (S) a 
operados con 
transformador 0,5 S a) 1 S a) 1 
0.05 Inom < I < 0.1 
Inom 0.01 Inom < I < 0.05 Inom 1 ±1.0 ±1.5 ±1.5 
0.1 Inom < I < Imax 0.05 Inom < I < Imax 1 ±0.5 ±1.0 ±1.0 
0.1 Inom < I < 0.2 Inom 0.05 Inom < I < 0.1 Inom 0.5 ±1.0 ±1.5 ±1.5 
0.2 Inom < I < Imax 0.1 Inom < I < Imax 0.5 ±0.5 ±1.0 ±1.0 
0.2 Inom < I < Imax 0.1 Inom < I < Imax 0.25 ±1.0 ±2.0 ±2.0 
a) Se deben utilizar transformadores de corriente con clase de exactitud 0,2 S y 0,5 S en conjunto con 
los medidores con clase de exactitud 0,5 S y 1 S respectivamente con el propósito de conservar el 
error total del sistema (debido al desplazamiento de fase) en un nivel bajo. 
 
Tabla 1.10-Límites porcentuales del error para medidores polifásicos con una carga monofásica,  
pero con tensiones polifásicas balanceadas aplicadas a los circuitos de tensión 
Valor de la corriente medida I seno  
(en adelanto o 
en atraso) Límites porcentuales del error para 
medidores de clase 
Para medidores 
directamente 
conectados Para medidores (S) a 
operados con 
transformador 0,5 S a) 1 o 1 S a) 
0.1 Inom < I < Imax 0.05 Inom < I < Imax 1 ±0.7 ±1.5 
0.2 Inom < I < Imax 0.1 Inom < I < Imax 0.5 ±1.0 ±2.0 
0.2 Inom < I < Imax 0.1 Inom < I < Imax 0.25 ±1.5 ±3.0 
a) Deben utilizarse transformadores de corriente con cl ase de exactitud 0,2 S o mejor, en conjunto con 
los medidores con clase de exactitud 0,5 S y 1 S respectivamente con el propósito de conservar el 
error total del sistema (debido al desplazamiento de fase) en un nivel bajo. 
 
La diferencia entre el porcentaje de error cuando el medidor tiene una carga monofásica y una carga 
polifásica balanceada a corriente de base Ib y seno  = 1 para medidores conectados directamente, no debe 
exceder de 1.5 % para medidores clase 1. Para medidores operados con transformador a una corriente nominal I
n y 
seno  = 1, la diferencia no debe exceder del 0.7 % y de 1.5 % para medidores con clase de exactitud  
0,5 S y 1 S respectivamente. 
7.9.3. Límites de error debido a magnitudes de influencia El porcentaje de error adicional debido al cambio de las magnitudes de influencia con respecto a las 
condiciones de referencia, dadas en 7.9.1, no deben ex ceder los límites proporcionados en la Tabla 1.11, de 
acuerdo con su clase de exactitud correspondiente. 
Tabla 1.11-Magnitudes de influencia 
Magnitud de 
influencia Valor de corriente (balanceada a 
menos que se indique de otra 
forma) seno  
(en 
adelanto 
o atraso)Coeficiente de temperatura 
promedio %/K para medidores 
de clase 
Medidores 
conectados 
directamente Medidores 
operados con 
transformador 0,5 S 1 o 1 S 
Variación de la 
temperatura 
ambiente 0.1 Ib < I < Imax 0.05 In < I < Imax 1 0.03 0.05 
0.2 Ib < I < Imax 0.1 In < I < Imax 0.5 0.05 0.1 
    Límites de variación en el 
porcentaje del error para 
medidores de clase 
0,5 S 1 o 1 S 
Variación de la 
tensión ±10 % 1 0.05 Ib < I < Imax 0.02 In < I < Imax 1 0.25 0.5 
0.1 Ib < I < Imax 0.05 In < I < Imax 0.5 0.5 1.0 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 77 
Magnitud de 
influencia Valor de corriente (balanceada a 
menos que se indique de otra 
forma) seno  
(en 
adelanto 
o atraso)Coeficiente de temperatura 
promedio %/K para medidores 
de clase 
Medidores 
conectados 
directamente Medidores 
operados con 
transformador 0,5 S 1 o 1 S 
Variación de la 
frecuencia ±2 % 0.05 Ib < I < Imax 0.02 In < I < Imax 1 0.5  1.0 
0.1 Ib < I < Imax 0.05 In < I < Imax 0.5 0.5  1.0 
Armónicas en los 
circuitos de tensión y 
de corriente Ib Imax/2 1 2.5  2.5 
Corriente continua y 
armónicas pares en 
el circuito de 
corriente 2 
 --- 1 ---  6.0 
Inducción magnética 
continua de origen 
externo Ib In 1 2.0  2.0 
Inducción magnética 
de origen externo 0.5 
mT 3 Ib In 1 1.0  2.0 
Campos 
electromagnéticos 
de RF Ib In 1 2.0  2.0 
Operación de 
accesorios 4 0.05 Ib 0.05 In 1 0.5  0.5 
Perturbaciones 
conducidas, 
inducidas por 
campos de 
radiofrecuencia Ib In 1 1.5  2.5 
Transitorios rápidos Ib In 1 2.0  3.0 
Inmunidad a las 
ondas oscilatorias 
amortiguadas --- In 1 2.0 3.0 
1 Para los intervalos de tensión de -20 % a -10 % y de +10 % a +15 %, los límites de variación en los 
errores porcentuales son tres veces los valores dados en esta Tabla. 
 Por debajo de 0.8 Un el error del medidor puede variar entre +10 % y -100 %. 
2 Esta prueba no se aplica a medidores operados con transformador. 
3 La inducción magnética se puede obtener poniendo el  medidor en el centro de una bobina circular de 
un metro de diámetro, de sección cuadrada y de pequ eño espesor radial respecto del diámetro y con 
400 Ampere-vuelta . 
4 Tal accesorio, cuando está contenido en el gabi nete del medidor, está energizado intermitentemente, 
por ejemplo, el electroimán de un registro de tarifa múltiple. 
 La conexión del (de los) dispositivo(s) auxiliares  debe(n) marcarse para indicar el método correcto de 
conexión. Si estas conexiones se hacen m ediante enchufe o sockets, éstos no deben ser 
intercambiables. 
 78 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
TÍTULO TERCERO 
REQUISITOS PARTICULARES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA 
8. Requisitos para medidores de parámetros de calidad de la potencia 8.1. Requisitos de exactitud 
Los medidores de parámetros de calidad de la potencia, deben cumplir con los métodos de medición y 
requisitos de desempeño para medidores Clase A, es tablecidos en la NMX-J-6 10-4-30-ANCE-2018 y con las 
especificaciones que se indican en 10 y 12 de esta Norma Oficial Mexicana 
8.2. Diseño y construcción 
La arquitectura general de la cadena de medición debe contener al menos lo que se indica en la Figura A, 
considerando que las líneas punteadas muestran las un idades opcionales del medidor. La magnitud eléctrica 
sujeta a medición puede ser directamente accesible, co mo puede ser en la mayoría de los casos en sistema 
de baja tensión, o accesible mediante un sensor de medi ción como lo son los transformadores de potencial o 
los transformadores de corriente. 
Debe ser posible descargar los datos almacenados  en el instrumento a través de un puerto de 
comunicación. 
 
Figura A. Arquitectura general de medición 
8.3. Pruebas 
El medidor de calidad de la potencia Clase A debe ser sometido a las pruebas que se indican en este 
capítulo, relacionadas a las características de calidad de la potencia Clase A requeridos por la tabla 1.1, y 
establecidas en la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018, incluy endo los valores de 12 ciclos, 180 ciclos, los valores de 
10 min, 2 h y 10 s para la medición de frecuencia . Durante las pruebas, debe registrarse mínimo la 
información siguiente relacionada con cada lectura de calidad de la potencia, de acuerdo con la  NMX-J-610-4-30-ANCE-2018: 
a) Fecha; 
b) Hora; 
c) Información sobre el abanderamiento de datos (para lecturas que soportan abanderamiento), y; 
d) Número de bloques de mediciones de 12 ciclos y 180 ciclos dentro de cada intervalo de 10 min. 
8.4. Valores de medición y datos internos adicionales 
El medidor de calidad de la potencia Clase A, debe cumplir con los valores de medición y los datos 
internos adicionales que se indican en la Tabla 2.1, par a las características de calidad de la potencia Clase A 
requeridas en la tabla 1.1.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 79 Tabla 2.1-Valores de medición y datos internos adicionales 
Función Cálculo de calidad 
de la potencia Eventos 
desencadenados Agregación Datos adicionales para pruebaAbanderamiento de 
datos 
Frecuencia de alimentación Medición de 10 s n/a n/a n/a  
Valor de la tensión de 
alimentación 
Medición de 
agregación de 10 
min 
Medición de 
agregación de 2 h n/a  Medición de 12 ciclos 
Medición de agregación de 180 
ciclos 
Numeración de bloques para la 
marca de tiempo de 10 minutos 
del reloj de tiempo real (RTC) 
(para 12 ciclos (traslape 1) y 180 
ciclos (traslape 2)  
Desbalance de la tensión de 
suministro   
Armónicas de tensión   
Inter-armónicas de tensión   
Sub-desviación y sobre-
desviación   
Parpadeo Valor de Pst de 10 
minutos 
Valor de Plt de 2 h n/a De acuerdo con la 
NMX-J-550/4-15-
ANCE-2005 Salida Pinst (también conocida 
como “salida 5” referido por la 
NMX-J-550/4-15-ANCE-2005  
Decrementos e interrupciones 
de la tensión de suministro 
n/a Tensión residual V eficaz 
(1/2) o profundidad y 
estampas de tiempo 
(duración)  Registros de fallas (muestras) y 
valores de V eficaz(1/2) durante el 
evento (independientemente 
sincronizados en cada canal en 
el cruce por cero) n/a 
Incrementos de la tensión de 
suministro Valor del incremento 
máximo y estampas 
de tiempo (duración)  n/a 
Tensión de señalización de la 
red de suministro eléctrico  12 Ciclos  n/a  n/a  
Variaciones rápidas de tensión 
(rvc) n/a Variaciones de 
tensión Uss nuevo 
valor de tensión en 
condición estable 
Desviación máxima 
∆Umax 
Estampas de tiempo 
(duración) n/a n/a  
Valor de la corriente 
Medición de 
agregación de 10 
minutos 
Medición de 
agregación de 2 h n/a  Medición de 12 ciclos 
Medición de agregación de 180 
ciclos 
Numeración de bloques para la 
marca de tiempo de 10 minutos 
del reloj de tiempo real (RTC) 
(para 12 ciclos (traslape 1) y 180 
ciclos (traslape 2)  Armónicas de corriente n/a  
Inter-armónica de corriente n/a  
Desbalance de corriente n/a  
 80 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
8.5. Resolución de los datos presentados 
La resolución de los datos presentados debe ser de acuerdo con la exactitud requerida. 
 
8.6. Abanderamiento de datos 
8.6.1. Requisitos del abanderamiento de datos 
 
NOTA:  Se deberá consultar la versión vigente del Código de red que emita la autoridad competente. 
Los datos abanderados no deben eliminarse, ya que se debe advertir al usuario final que los resultados de 
medición no son confiables. 
La bandera se debe calcular en la ocurrencia de decrementos, incrementos o interrupciones polifásicas 
(una bandera para todas las fases), como se  especifica en la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018. 
Las especificaciones del medidor deben indicar el lugar (registro/campo) en donde se abanderan 
los datos. 
8.6.2. Marcado de datos adicionales 
El marcado de datos adicionales, que no esté  basado en el concepto de abanderamiento de la  
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018, debe estar disponible para indicar que los datos podrían ser no confiables. 
Cuando el medidor disponga de marcado adicional de datos, debe indicar claramente (por ejemplo, con un 
archivo de registro) la hora en que las mediciones pueden estar fuera de la incertidumbre especificada. Las 
especificaciones del medidor deben proveer una lista de las causas posibles que pueden conducir a este 
marcado de datos. 
NOTA 1: Ejemplos de marcado de datos adicionales son el re sultado de: influencia de la temperatura en la 
cadena de medición, pérdida de sincronización, entrada de tensión fuera del intervalo de medición, pérdida de 
la tensión de referencia para la medición de frecuencia, falla en el lazo cerrado de fase, etc. Esta no es una 
lista exhaustiva. 
NOTA 2:  La entrada de corriente fuera del intervalo de medición no se incluye debido a que ocurre de 
manera frecuente. 
En las especificaciones del medidor, deben describirse la forma en que se realiza el marcado de los datos. 8.7. Requisitos de desviación de temperatura dentro del intervalo nominal de operación para 
temperatura ambiente 
Los requisitos que a continuación se present an no aplican bajo condiciones de referencia. 
Cuando se opera fuera de las condiciones de referencia, la variación máxima causada por el cambio de 
temperatura del aire, respecto de las condiciones de re ferencia (como se define en el capítulo 12.1), dentro de 
los límites del intervalo nominal de operación para la temperatura del aire, de acuerdo con la Tabla 2.6, no 
deben exceder la incertidumbre de medición (com o se especifica en la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018) 
multiplicada por M, donde M está dada en la Tabla 2.2. 
Tabla 2.2-Multiplicadores de incertidumbre pa ra diferentes intervalos de temperatura 
Temperatura del aire Valor máximo para M 
Entre 0 °C y + 45 °C 1.0 °C 
Debajo de 0 °C 1.0 °C a 0 °C, variando linealmente a 2.0 °C a -25 °C como se ilustra 
en la Figura B. 
Arriba de + 45 °C 1.0 °C a + 45 °C, variando linealmente a 2.0 °C a + 
55 °C como se ilustra en la Figura B. 
 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 81 
Los medidores deben cumplir estos requisitos de deriva dentro de su intervalo de operación nominal para 
la temperatura ambiente de acuerdo con la Tabla 2.6. 
 
Figura B. Intervalos de temperatura ambiente 
A continuación, se da un ejemplo para la medición Clase A de la magnitud de tensión. 
1) Considere el caso de un medidor de la calidad de la potencia Clase A, para el parámetro de tensión 
de suministro; 
2) Se toma una medición bajo condiciones de referencia  para obtener la medición de referencia (la cual 
debe estar dentro de ± 0.1 % de Udin respecto del valor esperado, de acuerdo a la incertidumbre de 
medición de la clase A de la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018); 
3) A continuación, conforme la te mperatura ambiente varía, la medición sólo puede variar de la 
medición de referencia en la cant idad especificada anteriormente y; 
4) Algunas muestras de temperatura en grados Ce lsius y las variaciones de medición permitidas se 
indican en la Figura C. 
-25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.2 % de Udin (M=2). 
-25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.14 % de Udin (M=1.4). 
-25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.12 % de Udin (M=1.2). 
0° C Puede variar de la medición de referencia por ±0.1 % de Udin (M=1). 
+ 45 Puede variar de la medición de referencia por ±0.1 % de Udin (M=1). 
+ 45 Puede variar de la medición de referencia por ±0.2 % de Udin (M=2). 
Figura C. Requisito de medición como una función de temperatura 
8.8. Condiciones ambientales 8.8.1. Generalidades 
Los medidores para calidad de la potencia deben ser Clase A y cumplir con la  
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 y se identif ican de acuerdo a la Tabla 2.3. 82 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla 2.3-Tabla de identificación de uso de medidores 
Símbolo de identificación Uso destinado 
 Instrumentos que cumplan con los métodos de medición para medidores 
clase A de acuerdo a la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018. 
F Instrumentos que se instalan de manera permanente 
I Instrumentos destinados a utilizarse en interiores 
O Instrumentos destinados a utilizarse en exteriores 
G Instrumentos que están destinados  a utilizarse en ambientes con 
compatibilidad electromagnética común 1) 
H Instrumentos que están destinados  a utilizarse en ambientes con 
compatibilidad electromagnética severa 2) 
1) 
 
2) Localización normal en subestaciones de potencia y subestaciones de media tensión. (p.e. cuartos 
de control). 
Localización normal en subestaciones de alta tensi ón, por ejemplo, edificio s de control, casa de 
máquinas, casa de relevadores y área de interruptores. 
 
Los medidores se deben nombrar según la codificación de la Tabla 2.4. La lista de los medidores 
permitidos se proporciona en la Tabla 2.5. 
Tabla 2.4-Tabla de codificación de instrumentos 
Instrumento de 
calidad de la 
potencia Clase de 
funciones de 
acuerdo a la NMX-
J-610-4-30-ANCE-
2018 Instalación fija (F) 
del instrumento Aplicación 
interior (I) o 
exterior (O) Ambiente de 
compatibilidad 
electromagnética G 
(en blanco) o H (-H) 
PQI-A a) -FI1, -FI2 o -FO  
a) PQI, por sus siglas en inglés Power Quality Instrument . 
b) Véase Tablas 2.6 y 2.7 
 
Tabla 2.5-Categorización de instrumentos Clase A 
Ambiente de compatibilidad 
electromagnética Instalación fija 
Aplicación en interiores Aplicación en exteriores 
G PQI-A-FI1, PQI-A-FI2 PQI-A-FO 
H PQI-A-FI1-H, PQI-A-FI2-H PQI-A-FO-H 
FI1 es un ambiente interior con variaciones de te mperatura incontrolables, mientras que FI2 es un 
ambiente interior con variaciones  de temperatura controlables 
 
8.8.2. Condiciones de operación de instrumentos con caract erísticas FI1, FI2, FI1-H, FI2-H, FO y FO-H 
Las condiciones de funcionamiento para los instrumentos con características FI1, FI2, FI1-H, FI2-H, FO  
y FO-H, están dedicados a instrum entos de instalación fija, utiliza dos en los siguientes casos: 
a) En ambientes de compatibil idad electromagnética G o H 
b) Para operación en interiores o exteriores.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 83 Tabla 2.6-Condiciones de operación de los instrumentos con características FI1, FI2, FI1-H, FI2-H, FO y FO-H 
Parámetros ambientales Almacenamiento y transporte Operación en interiores Operación en exteriores 
Temperatura ambiente: límite de rango de 
operación o funcionamiento a) IEC 60721-3-1 / 1K5 -40 °C a +70 °C
IEC 60721-3-2 / 2K4 -40 °C a +70 °CFI1: IEC 60721-3-3 / 3K6 -25 °C a 
+55 °C 
FI2: IEC 60721-3-3 / 3K5 mod.: 0 
°C a +45 °C FO: IEC 60721-3-1 / 1K5-40 °C a 
+70 °C 
Temperatura ambiente: intervalo nominal de 
operación b) n/a FI1: IEC 60721-3-3 / 3K5 mod.: -
10 °C a +45 °C 
FI2: IEC 60721-3-3 / 3K5 mod.: 0 
°C a +45 °C IEC 60721-3-3 / 3K6 
-25 °C a +55 °C 
Humedad relativa: promedio en 24 h De 5 % a 95 % d De 5 % a 95 % d De 5 % a 95 % d 
Radiaciones solares Despreciable 700 W/m2 1120 W/m2 
Precipitación eólica (lluvia, nieve, granizo, etc.) Despreciable Despreciable Precipitación significativa 
Contaminación del aire por polvo, sal, humo, gas 
inflamable o corrosivo, vapores Contaminación del aire no 
significativa c Contaminación del aire no 
significativa c Contaminación del aire 
significativa por polvo y sal. 
Vibraciones, temblores de tierra IEC 60721-3-1 / 1M1 
IEC 60721-3-2 / 2M1 IEC 60721-3-3 / 3M1 IEC 60721-3-3 / 3M1 
Inmunidad a las perturbaciones 
electromagnéticos Ambientes 
FI1, FI2, FO --- IEC 61000-6-5 ambiente G IEC 61000-6-5 ambiente G 
Ambientes 
FI1-H, FI2-H, 
FO-H --- IEC 61000-6-5 ambiente H IEC 61000-6-5 ambiente H 
Altitud --- < 2 000 m 
< 4 000 m g < 2 000 m 
< 4 000 m g 
Grado de contaminación --- 2 de acuerdo a la IEC 61010 2 o 3 de acuerdo a la IEC 61010 
Categoría de sobretensión (relacionada con el 
suministro) --- IEC 61010 categoría de 
sobretensión III e f IEC 61010 categoría de 
sobretensión III e f 
Categoría de medición (relacionada con las 
entradas de medición) --- IEC 61010 categoría de medición 
III o IV e f IEC 61010 categoría de medición 
III o IV e f 
a) Ver definición 3.42. La temperatura puede ser menor en la parte frontal de los instrumentos montados en un tablero. 
b) Ver definición 3.59. 
c) Estas condiciones corresponden a los valores máximos dados para las clases 3C1 y 3S1 en la IEC 60721-3-3. 
d) No se considera condensación o hielo. 
e) Si el instrumento se alimenta por el circuito que se está midi endo, entonces las categorías de sobre-tensión y de medición debe n tener el mismo número de 
categoría. 
f) Para orientación sobre la selección de la correcta categoría de medición, véase IEC 61010-2-030. Para orientación sobre la cate goría de sobre-tensión, 
véase IEC 61010-1. 
g) Medidor para operar en altitudes superiores a los 2 000 m, t odas las distancias de espacios (claros) debe ser multiplicado por el factor especificado en la
IEC 61010-1.  84 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
8.8.3. Relación entre la temperatura ambiente y la humedad relativa 
Las clases C1 y C2 definidas en la IEC 60654-1 son aplicables, tomando en cuenta los valores de la  
Tabla 2.6. 
8.9. Requerimientos de seguridad 
1) El medidor debe cumplir con las categorías de sobretensión especificadas en la  
NMX-J-600-ANCE-2010, así como con las categoría s de medición especificadas en la IEC 61010-2-030. 
2) Los circuitos destinados para conectarse a un circuito accesible externo deben ser considerados 
como partes conductivas disponibles, por ejemplo, los circuitos de comunicación. 
3) Un puerto de comunicación que puede estar conectado a un sistema de datos también se debe 
considerar como una parte conductiva disponible. 
4) Las partes conductivas disponibles requieren de protección contra fallas. 
 NOTA:  El aislamiento básico no es una protección suficiente contra condiciones de falla (entre fases 
o a tierra). Ejemplos de aislamiento pertinente son el aislamiento doble. Aislamiento reforzado u otros 
medios de protección especificados en la serie IEC 61010. 
5) El conductor neutro dentro de un instrumento debe ser considerado como una parte viva peligrosa. 
6) Se permite la conexión de un medidor de calidad de la potencia a un sensor de alta tensión externo 
(por ejemplo, para sistemas c on una tensión nominal mayor que 1000 V C.A. siempre que las 
características de diseño de tales sensores eviten cualquier peligro. 
8.10. Requerimientos de compatibilidad electromagnética 
8.10.1. Emisiones 
Se deben aplicar los requerimientos de la CISPR 32, aparatos Clase A, para todos los medidores. 
8.10.2. Inmunidad Los medidores de instalación fija de la clase A con ambiente de compatibilidad electromagnética G de la 
Tabla 2.5, deben cumplir con requerimientos de inmu nidad definidos en la IEC 61000-6-5 para centrales 
eléctricas y tipo de interfaz 2. Los que se conectan por medio de transformadores de potencial y/o corriente 
deben cumplir los requerimientos de tipo de interfaz 3. 
Los medidores de instalación fija de la clase A con ambiente de compatibilidad electromagnética H de la 
Tabla 2.5, deben cumplir con los requerimientos  de inmunidad definidos en la IEC 61000-6-5 para 
subestaciones y tipo de interfaz 3. 
8.11. Requerimientos climáticos del me didor de calidad de la potencia 
El medidor debe cumplir con el ambiente apropiado tal y como se define en la Tabla 2.6. 
8.12. Requerimientos mecánicos 8.12.1. Robustez mecánica del medidor 
El medidor debe cumplir con el ambiente apropiado tal y como se define en la Tabla 2.6. 
8.12.2. Robustez del chasis Los requisitos de la Tabla 2.7 se deben cump lir como pruebas de modelo o prototipo. 
Tabla 2.7-Requerimientos mecánicos del chasis 
Robustez del chasis, prueba 
des energizado Requisito 
a) Medidor de 
instalación fija 
Protección proporcionada por el 
chasis NMX-J-627-ANCE-2009 IK 06 (1 J) 
a) Para las pruebas mecánicas con un medidor des energizado, las funciones del 
medidor deben permanecer dentro de sus especificaciones después de la prueba. 
 
8.13. Grado de protección pr oporcionado por el chasis 
El medidor de calidad de la potencia debe cumplir  con el grado de protección (IP) del medidor de acuerdo 
a la NMX-J-529-ANCE-2012. Los requ erimientos mínimos se proporcionan en la Tabla 2.8., en la cual se 
especifican los requerimientos mínimos IP para diferentes tipos de gabinet es de los medidores de calidad  
de la potencia. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 85 
Tabla 2.8-Requerimientos mínimos IP 
 Aplicación en interiores Aplicación en exteriores 
Tipo de 
instrumento Partes expuestas 
(por ejemplo 
panel frontal) Sin partes 
expuestas (por 
ejemplo gabinete), 
excepto panel 
frontal Partes expuestas 
(por ejemplo el panel 
frontal no está en el 
tablero a), b) Sin partes expuestas 
(por ejemplo el 
gabinete, el panel 
frontal en el tablero), 
excepto panel frontal
Instalación fija, 
instrumentos 
montados en 
tablero o gabinete IP 40 IP 20 IP 54 cuando se 
instala de acuerdo a 
las instrucciones del 
fabricante IP 51 cuando se 
instala de acuerdo a las instrucciones del 
fabricante 
a) Excepto para cubiertas temporalmente abiertas. 
 
8.14. Requerimientos de arranque 
Con una señal estable aplicada en las entradas de medi ción antes de energizar el medidor, una lectura 
exacta del valor de la tensión de alimentación debe estar disponible a través del módulo de comunicación o la interfaz de usuario local 15 s después de energizar el di spositivo. El arranque no debe ser mayor a 15 s, el 
medidor debe indicar el tiempo máximo en que los valores de medición estén disponibles. 
8.15. Instrucciones de operación y marcado 
8.15.1. Generalidades 
El marcado y las instrucciones de operación deben cump lir con la NMX-J-600-ANCE-2010, a continuación, 
se especifican requerimientos adicionales. 
8.15.2. Marcado 
El tipo de medidor se debe marcar de acuerdo a las Tabl as 2.4 y 2.5. Este marcado se debe explicar en el 
manual de operación del equipo, por ejemplo, copia de la sección apropiada de la Tabla 2.5 o explicación de 
la justificación del marcado. 
8.15.3. Instrucciones de operación El fabricante o proveedor debe indicar las característi cas del medidor que se mencionan en la plantilla de 
la Tabla 2.9. 
Tabla 2.9 Plantilla de especifi caciones de las características 
Símbolos de 
las 
funciones Función Clase de 
acuerdo a la 
NMX-J-610-4-30-
ANCE-2018 Intervalo de 
medición Información 
adicional 
 Frecuencia de alimentación A   
 Valor de la tensión de suministro A (Expresado 
como un 
intervalo de 
Udin) (Expresado como 
un intervalo de 
tensión) 
 Parpadeo A   
 Decrementos e incrementos de 
tensión A n/a  
 Interrupciones de tensión A   
 Desbalance de tensión A   
 Armónicas de tensión A   
 Inter-armónicas de tensión A   
MSV Tensión de señalización de la red 
de suministro A   
Sub/sobre Sub/sobre desviación A   
RVC Variaciones rápidas de tensión A   
 Valor de la corriente A   86 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
 Armónicas de corriente A   
 Inter-armónica de corriente A   
 Desbalance de corriente A   
Todas las funciones existentes en el medidor deben especificarse. 
 
TÍTULO CUARTO 
TRANSFORMADOR DE MEDIDA 
9. Transformador de medida 
9.1 Especificaciones 9.1.1 El transformador de medida, de acuerdo a su tipo, debe cumplir con los requisitos y pruebas 
correspondientes, establecidos en las Normas Mexicanas e Internacionales que se indican en la Tabla 3.1. 
Tabla 3.1.- Requisitos para el transformador de medida 
Transformador de Medida Norma Aplicable 
Transformador de potencial 
inductivo NMX-J-615-3-ANCE-2018 
Transformador de potencial 
capacitivo NMX-J-615-5-ANCE-2018 
Transformador de corriente NMX-J-109-ANCE-2018 y Apéndice A de la presente norma 
Transformador combinado IEC 61869-4, NMX- J-109-ANCE-2018 y NMX-J-615-3-ANCE-2018 
Transformador de baja potencia 
(transformador óptico) IEC 61869-1, IEC 61869-6 e IEC 61869-9 
NOTA 1:  Se hace referencia a las Normas Internaciona les, en tanto no existan las Normas Mexicanas 
correspondientes; 
NOTA 2:  Las condiciones de operación normal, condiciones especiales, en interiores y exteriores, puesta a 
tierra del sistema, entre otros, se especifican en las normas que se indican en la presente Tabla. 
 
9.1.2 Los transformadores de medida para fines de protec ción, deben cumplir con la norma aplicable, de 
acuerdo con la Tabla 3.1. 
9.2 Requisitos de exactitud 
9.2.1 La clase de exactitud del transformador de medida para propósitos de facturación de energía 
eléctrica, como se indica en capítulo 1.2 de la pr esente norma, debe ser 0.2S o mejor para el transformador 
de corriente, y 0.2 o mejor para el transformador de potencial inductivo o capacitivo; el transformador 
combinado debe cumplir los requisitos de exactit ud del transformador de potencial y de corriente. 
Deben cumplirse los requisitos particulares para cada clase, según corresponda, de acuerdo con lo que 
establecen las normas indicadas en la Tabla 3.1. 
9.3 Requisitos adicionales 9.3.1 Adicional al cumplimiento con las normas indicadas en la Tabla 3.1, el transformador de medida, 
según su tipo, debe cumplir con los requisitos indicados el presente capítulo. 
NOTA:  De acuerdo a su construcción, aplica para t odos los transformadores de medida: transformadores 
de potencial inductivo, transformadores de potenci al capacitivo, transformadores de corriente y 
transformadores combinados. 
Las especificaciones de construcción para gabinetes de transformadores combinados para distribución 
subterránea y aérea, deberán referirse a las especific aciones técnicas generales autorizadas por la CRE. 
9.3.1.1 El transformador de medida inmerso en aceite, debe contar con una válvula de muestreo de aceite, 
ubicado en la parte inferior. La válvula de muestreo de be tener un mecanismo de seguridad que imposibilite 
su apertura accidental. 
9.3.1.2 El transformador de medida inmerso en aceite, debe tener un sistema que permita la contracción y 
expansión del volumen de aceite por cambio de temp eratura. No se permiten sistemas de expansión de 
materiales elastoméricos. 
9.3.1.3 El transformador de medida inmerso en aceite mineral, debe cumplir con las pruebas de rutina 
siguientes, las cuales deben realizarse de  acuerdo a la NMX-J-109-ANCE-2018: Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 87 
a) Pruebas al aceite: AGD, contenido de humeda d y valor de la tangente delta a 90 °C (tan ) de 
acuerdo con la NMX-J-123-ANCE-2008. 
Los valores de AGD deben cumplir con lo establecido en la Tabla 3.2. El f abricante debe registrar los 
valores a que se refiere la tabla 3.2, en los informes correspondientes de pruebas de rutina. 
El valor de la tangente delta a 90 °C (tan ), debe tener un valor < 0.015 para equipos de 170 kV y 
menores y < 0.010 para equipos mayores que 170 kV. 
Tabla 3.2-Valores máximos permisibles de concentración de gases  
disueltos en transformadores de corriente 
H2 CO CO 2 CH 4 C 2H6 C 2H4 C 2H2 
300 µg/ml 300 µg/ml 900 µg/ml 30 µg/ml 50 µg/ml 10 µg/ml 2 µg/ml 
NOTA:  La humedad máxima permitida es 10 µg/ml. 
H2  Hidrogeno 
CO  Monóxido de Carbono CO
2  Dióxido de Carbono 
CH 4  Metano 
C2H6  Etano 
C2H4  Etileno 
C2H2  Acetileno 
 9.3.1.4 Protección de software Si el transformador de medida cuenta con alguna unidad de conversión y/o salida de señales digitales, 
como en el caso del transformador de baja potencia, deben cumplirse los requisitos correspondientes de la 
norma IEC 61869-9. 
9.3.1.5 Mantenimiento Para preservar las características metrológicas del transformador de medida, se recomienda seguir las 
instrucciones de mantenimiento proporcionadas en la NMX-J-615-1-ANCE-2018, en la sección de reglas de 
transporte, almacenamiento, levantam iento, operación y mantenimiento. 
9.4 Pruebas prototipo, de rutina, especiales y de puesta en servicio Para comprobar el cumplimiento con las disposiciones de la presente norma, deben realizarse las pruebas 
que se indican en la Tabla 3.3, según corresponda al tipo de transformador. Asimismo, en la Tabla 3.3 se 
establecen las normas aplicables y la clasificación del  tipo de prueba (prototipo, rutina y especiales). Los 
resultados de las pruebas deben ser satisfactorios, de  acuerdo con las especificaciones establecidas en la 
presente norma y en las normas indicadas en la Tabla 3.1. 
9.4.1 Tamaño de las muestras y criterio de aceptación Los tamaños de las muestras, según el tipo de pr ueba, son los que se establecen a continuación: 
a) Pruebas prototipo y especiales: El tamaño de la  muestra para pruebas prototipo establecido en la 
NMX-J-615-1-ANCE-2018, debe ser el que se empl ee para las pruebas prototipo y especiales de 
esta norma. 
b) Pruebas de rutina: Deben de realizarse al 100% de los equipos fabricados, y deben ser satisfactorias. 
9.4.2 Condiciones de prueba para el transformador aislado en gas SF
6 
El transformador aislado en gas hexafluoruro de azufre (SF 6), de acuerdo a su funcionalidad 
(transformador de corriente, potencial, etc.), debe cump lir con los requisitos establecidos en las normas 
indicadas en la Tabla 3.1, según corresponda, lo cual se comprueba mediante las pruebas establecidas en la Tabla 3.3. 
Las condiciones de prueba se establecen en la Tabla 3.4. Para el transformador de medida instalado dentro de la subestación aislada en gas SF6, las pruebas en 
húmedo y de tensión de radio interferencia no son aplicab les; las pruebas de exactitud pueden ser realizadas 
sin gas aislante. 
9.4.3 Pruebas de puesta en servicio El transportista, distribuidor, centra l eléctrica o centro de carga, po drán realizar pruebas de puesta en 
servicio a los equipos, con la finalidad de asegurar el  correcto funcionamiento de los mismos previo a la 
entrada en operación del sistema de medición.  88 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 Tabla 3.3.-Pruebas para el transformador de medida 
Prueba 3) Transformador 
de Corriente 1) Transformador 
de Potencial 
Inductivo Transformador 
de Potencial 
Capacitivo Transformador 
Combinado Prueba de 
Rutina Prueba 
Prototipo Prueba 
Especial 
Elevación de temperatura     ---  --- 
Aguante de tensión de impulso en 
terminales primarias (rayo 9), 
maniobra)     ---  --- 
En húmedo para transformadores 
tipo exterior     ---  --- 
Compatibilidad electromagnética 
(EMC)     ---   
Exactitud       --- 
Grado de protección para 
envolventes     ---  --- 
Hermeticidad de la envolvente       --- 
Presión para el envolvente       --- 
Corriente de cortocircuito  --- ---  ---  --- 
Capacidad de aguante al 
cortocircuito ---    ---  --- 
Sobretensiones eléctricas 
transmitidas     --- ---  
Impulsos cortados múltiples 5)   ---  --- ---  
Mecánica     ---  --- 
Contaminación artificial (método 
niebla salina)     ---  --- 
Aguante a la tensión a la 
frecuencia del sistema en las 
terminales primarias       --- 
Medición de descargas parciales       --- 
Aguante de tensión a la frecuencia 
del sistema entre secciones       --- 
Aguante de tensión a la frecuencia 
del sistema en las terminales 
secundarias       ---  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 89 
Prueba 3) Transformador 
de Corriente 1) Transformador 
de Potencial 
Inductivo Transformador 
de Potencial 
Capacitivo Transformador 
Combinado Prueba de 
Rutina Prueba 
Prototipo Prueba 
Especial 
Prueba visual dimensional 7)       --- 
Sobretensión entre espiras  --- ---    --- 
Verificación de factor de seguridad  --- ---    --- 
Capacitancia y factor de disipación 
dieléctrica 2)       --- 
Ferroresonancia --- ---  ---   --- 
Respuesta transitoria --- ---  --- ---  --- 
Accesorios portadores de 
frecuencia --- ---  ---   --- 
Influencia mutua --- --- ---  ---  --- 
Determinación del coeficiente de 
temperatura --- ---  --- --- ---  
Punto de rocío del gas 4)   ---  --- ---  
Prueba de corrosión al sistema de 
expansión 6)     ---  --- 
Prueba de error de relación de 
transformación 8)      --- --- 
Requisitos/Método de prueba NMX-J-109-
ANCE-2018 y 
Apéndice A de la 
presente norma NMX-J-615-3-
ANCE-2018 NMX-J-615-5-
ANCE-2018 IEC 61869-4, NMX-
J-109-ANCE-2018 y 
NMX-J-615-3-ANCE-
2018 --- --- --- 
1) El transformador de corriente debe cumplir con las pruebas indicada s de la NMX-J-109-ANCE-2018 y con lo establecido en el Apénd ice A de la presente 
norma. 
2) La prueba de capacitancia y factor de disipación tamb ién se conoce como prueba de tangente delta (tan ). 
3) En las normas mexicanas e internacionales correspondientes, se establece la aplicabilidad y excepciones para cada tipo de trans formador de medida. Se 
recomienda realizar las pruebas en el orden que se indica en la norma de producto correspondiente. 
4) Solo aplica para transformadores de medida aislados en gas SF 6. 
5) El número de impulsos debe ser al menos 100. 
6) Aplica para todos los transformadores de medida inmersos en aceite. La prueba debe realizarse de acuerdo con la NMX-J-615-1-ANC E-2018. 
7) La prueba visual dimensional incluye comprobación del marcado y dimensiones contra características de diseño y planos. 
8) La prueba de error de relación de transformación se solicita como prue ba de rutina y debe realizarse como se indica en 9.5. 
9) Para transformadores de medida para distribución subterránea en me dia tensión, los valores de prueba serán los de la columna “N ivel básico de 
aislamiento” de Tabla 2 de la NMX-J-404-ANCE-2017.  90 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla 3.4 -Condiciones de prueba para transformadores aislados en gas SF 6 
Prueba Tipo de gas Presión 
Dieléctrica 
Tensión de radio interferencia Exactitud 
Incremento de temperatura Mismo fluido que en 
servicio Mínima presión 
funcional 
Cortocircuito 
Mecánicas y de hermeticidad Mismo fluido que en 
servicio Presión de llenado 
nominal 
Sobretensiones transmitidas - Presión reducida 
 
9.5 Prueba para verificación: Prueba de  error de relación de transformación 
9.5.1 Introducción  
Esta prueba la debe realizar el fabricante como prue ba de rutina (véase tabla 3.3), asimismo, debe ser 
realizada por una unidad de verificación durante la verificación que se realice al transformador de medida en 
su operación en campo. 
9.5.2 Objetivo de la prueba:  
a) Por parte del fabricante: Medir y registrar el  error de relación inic ial del transformador. 
b) Por parte de la unidad de verificación: comprobar que el error de relación del transformador se 
mantiene dentro del criter io establecido en 9.5.6. 
9.5.3 Aparato para prueba: a) Para transformadores de potencial inductivo o de corriente: Un equipo de medida de relación de 
transformación monofásico o tr ifásico, conocido como “ Transformer Turns Ratio Tester ” (TTR, por 
sus siglas en inglés), o un analizador multifunci ón, en donde estos deben tener una exactitud mejor o 
igual que 0.35 % para la relación nominal del transformador bajo prueba; o 
b) Para transformadores de potencial capacitivo: Fuente de tensión alterna para aplicar al menos 10 kV 
a 60 Hz, y un voltmetro de tensión alterna valor ef icaz verdadero; en donde estos deben tener una 
exactitud mejor o igual que 0.25 % para la tens ión nominal aplicada y medida respectivamente. 
9.5.4 Procedimiento de prueba: 
9.5.4.1  Para transformadores de potencial inductivo o de corriente:  
I. Realizar la conexión del transformador de medida y el aparato de prueba, según corresponda al tipo 
de transformador; 
II. Para el caso del transformador de corriente con múltiples devanados secundarios, los devanados 
que no estén sujetos a medición deben conectarse en cortocircuito; 
III. Activar el aparato de prueba y tomar la lectura k correspondiente a la relación de transformación 
después de 1 min; 
IV. Realizar los cálculos que se indican en 9.5.5. 
9.5.4.2  Para transformadores de potencial capacitivo:  
I. Aplicar al menos 10 kV en la terminal primaria H
1; 
II. Asegurar que la palanca de puesta a tierra de la unidad electromagnética esté abierta (posición 
potencial); 
III. Asegurar que la terminal de baja tensión del trans formador de potencial capacitivo esté conectada 
sólidamente a tierra; 
IV. Conectar el voltmetro a los bordes secundarios; 
V. Tomar las lecturas de la fuente (V p) y del voltmetro (V s); 
VI. Calcular la relación de transformación (k) mediante la ecuación siguiente: 
 
 donde: 
 Vp es la tensión en el primario, en volts; 
 Vs es la tensión en el secundario, en volts; 
 k es la relación de transformación. 
VII. Realizar los cálculos que se indican en 9.5.5. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 91 
9.5.5 Cálculos: 
Con la lectura obtenida en el III de 9.5.4.1 o VI de 9.5. 4.2, según corresponda al aparto de prueba 
empleado, realizar los cálculos de la forma siguiente: 
a) Para la prueba de rutina realizada por parte del fabricante, se realiza el cálculo del error de la 
relación del transformador 
  conforme a lo indicado en 9.5.5.1 a); 
b) Para la verificación realizada por la unidad de verificación, se realiza el cálculo del cambio del error 
de la relación del transformador
  conforme a lo indicado en 9.5.5.1 b). 
9.5.5.1 Cálculo del error de la relación de transformación y del cambio del error de la relación del 
transformador respecto al error de la relación inicial 
a) Para la prueba de rutina, realizada por el fabricante se calcula el error de la relación de 
transformación: 
 
b) Para la Verificación, realizada por la unidad de verificación, se calcula el cambio del error de la 
relación del transformador respecto al  error de la relación inicial: 
 
 
donde: 
 es el error de la relación del transformador m edido por parte del fabricante (error inicial), 
expresado en por ciento; 
kr  es la relación indicada en los datos de placa del transformador; 
k  es la relación medida (real) empleando el aparato de prueba; 
 es el error de la relación del transformador medido en campo por parte de la unidad de 
verificación, expresado en por ciento, donde el subíndice “n” denota es el número  
de verificación (1, 2, 3, 4 … n); 
 es el cambio del error de la relación del transformador respecto al error de la relación  
inicial  
. 
9.5.6 Criterio de aceptación: 
Para la prueba de rutina realizada por el fabricante solo se registra 0, no hay ningún criterio de 
aceptación. 
Para la Verificación realizada por la unidad de verificación, el cambio del error de la relación del 
transformador  debe ser menor o igual que 0.5 %. 
TÍTULO QUINTO 
PRUEBAS PROTOTIPO 
10. Requisitos universales para los medidores 
Este capítulo 10 indica la documentación, protocol os de prueba y pruebas que deben aprobar todos los 
medidores como parte de su proceso para obt ener su aprobación del modelo o prototipo. 
Existen pruebas en las que las condiciones de aplicación de las mismas varían dependiendo el tipo de 
medidor: medidor de energía activa, m edidor de energía reactiva o medidor de parámetros para calidad de la 
potencia, en cuyo caso, las condiciones particulares se indican de acuerdo a la relación siguiente: Medidores 
de energía activa – Capítulo 10, medidores de energía reactiva – Capítulo 11 y medidores de parámetros de calidad de la potenc ia – Capítulo 12. 
Asimismo, en los capítulos 11 y 12 se indican las pruebas adicionales que deben cumplir los medidores 
energía reactiva y los medidores de parámetros para calidad de la potencia respectivamente. 
10.1. Listado de pruebas para aprobación del modelo o prototipo En la Tabla 4.1 se indican las pruebas que deben aprobar los medidores para obtener su aprobación del 
modelo o prototipo. 
La Tabla 4.1 indica las pruebas aplicables a: 
a) Medidores de energía activa; 
b) Medidores de energía activa y reactiva; y 
c) Medidores de parámetros de calidad de la potencia.  92 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 Tabla 4.1-Pruebas para obtener la aprobación del modelo o prototipo 
Requisitos Medición de 
energía activa Medición de 
energía 
reactiva Medición de 
parámetros de 
calidad de la 
potencia 
Documentación (10.2.1)    
Definición de modelo o prototipo    
Muestreo para las pruebas  prototipo (10.2.3)    
Procedimiento de va lidación (10.2.4)    
Programa de pruebas (10.2.5)    
Condiciones de referencia (10. 2.6, 11.1, inciso d, 12.1)    
Pruebas para la aprobación del modelo o prototipo de medidores     
Pruebas para el 
cumplimiento de los 
errores máximos 
permisibles 
(10.3)  Determinación del error intrínseco inicial (10.3.1)  --- --- 
Autocalentamiento (10.3.2, 11.2.3)   --- 
Corriente de arranque (10.3.3)  --- --- 
Estado sin carga (10.3.4)  --- --- 
Constantes del medidor (10.3.5)  --- --- 
Pruebas para las 
magnitudes de 
influencia (10.4) Dependencia con la temperatura (10.4.1)   --- 
Balance de carga (10.4.2)  --- --- 
Variación de tensión (10.4.3)   --- 
Variación de frecuencia (10.4.4)   --- 
Armónicas en tensión y corriente (10.4.5)  --- --- 
Variaciones de tensión severa (10.4.6)  --- --- 
Interrupción de una o dos fases (10.4.7)  --- --- 
Subarmónicas en el circuito de corriente de corriente alterna (10.4.8)  --- --- 
Armónicas en el circuito de corriente de corriente alterna (10.4.9)   --- 
Secuencia de fase invertida (dos fases intercambiadas) (10.4.10)  --- --- 
Inducción magnética continua de origen externo (10.4.11)   a) --- 
Campo magnético de origen externo (10.4.12)   a) ---  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 93 
Requisitos Medición de 
energía activa Medición de 
energía 
reactiva Medición de 
parámetros de 
calidad de la 
potencia 
 Campos electromagnéticos radiados (10.4.13)   --- a) --- 
Perturbaciones conducidas, inducidas po r campos de radiofrecuencia (10.4.14)    a) --- 
Señal de corriente continua en el circuito de corriente alterna (10.4.15)    --- 
Armónicas de orden alto (10.4.16)   --- --- 
Pruebas para 
perturbaciones (10.5) Campo magnético de origen externo (10.5.2)  --- --- 
Descarga electrostática (10.5.3)  --- --- 
Transitorios rápidos (10.5.4)   a) --- 
Decrementos súbitos e interrupciones de tensión (10.5.5)   --- 
Campos electromagnéticos de radiofrecuencia RF (10.5.6)   a) --- 
Sobretensiones en la línea de aliment ación eléctrica de corriente alterna 
(10.5.7)  --- --- 
Inmunidad de ondas oscilatorias amortiguadas (10.5.8)   a) --- 
Supresión de radiointerferencia (10.5.9)  --- --- 
Sobrecorriente de corta duración (10.5.10, 11.4.1)   a) --- 
Tensión de impulso (10.5.11)  --- --- 
Tensión de impulso para y entre circuitos (10.5.11.1)  --- --- 
Tensión de impulso de los circuitos eléctricos con relación a tierra (10.5.11.2)  --- --- 
Falla a tierra (10.5.12)  --- --- 
Operación de dispositivos auxiliares (10.5.13)   ---  94 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Requisitos Medición de 
energía activa Medición de 
energía 
reactiva Medición de 
parámetros de 
calidad de la 
potencia 
Pruebas mecánicas 
(10.6) Vibraciones (10.6.1)   --- 
Impacto (10.6.2)   --- 
Protección contra radiación solar (10.6.3)   --- 
Protección contra ingreso de polvo (10.6.4)   --- 
Resistencia al calor y fuego (10.6.5) b)   a) --- 
Rocío salino (10.6.6) (b)   a) --- 
 Temperaturas extremas -calor seco (10.7.1)    --- 
Temperaturas extr emas-frío (10.7.2)    --- 
Calor húmedo, estado estacionario (sin condensación), para la clase de 
humedad H1 (10.7.3)    --- 
Calor húmedo, cíclico (condensación) par a clases de humedad H2 y H3 (10.7.4)   --- 
Prueba de estabilidad a largo plazo de las características metrológicas (10.7.6)    --- 
Prueba de demanda máxima (rolada) en pantalla (10.7.7)   --- --- 
Pruebas de la 
condición de arranque 
y sin carga (11.2) Arranque inicial del medidor (11.2.2) ---  --- 
Prueba de la condición sin carga (11.2.4) ---  --- 
Arranque (11.2.5) ---  --- 
Armónicas (11.3.2) ---  a) --- 
Pruebas de perturbaciones (11.4) ---  a) ---  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 95 
Requisitos Medición de 
energía activa Medición de 
energía 
reactiva Medición de 
parámetros de 
calidad de la 
potencia 
Pruebas funcionales y 
de incertidumbre (12) Frecuencia --- ---  
Amplitud de la tensión de suministro o valor de tensión de suministro --- ---  
Fluctuación de tensión (parpadeo) --- ---  
Interrupciones, decrementos e increment os de la tensión de suministro --- ---  
Desbalance de tensión de suministro --- ---  
Armónicas de tensión --- ---  
Inter armónicas de tensión --- ---  
Tensión de señalización en la red eléctrica --- ---  
Medición de los parámetros de subd esviación y sobredesviación --- ---  
Abanderamiento (de los datos) --- ---  
Prueba de estabili dad de base de tiempo (reloj) --- ---  
Variaciones debidas a magnitudes de influencia externas --- ---  
Variaciones rápidas de tensión (RVC) --- ---  
 Valor de la corriente  --- ---  
Armónicas de corriente  --- ---  
Inter- armónica de corriente  --- ---  
Desbalance de corriente  --- ---  
a) Las pruebas para la medición de energía reactiva coincidentes  con las pruebas para la medición de energía activa, se aprueban con las pruebas de medición 
de energía activa. 
b) Aplica únicamente a medidores tipo socket y tipo gabinete. 
NOTA:  Todos los medidores que se aprueben para la función de medi ción de energía reactiva, deben aprobar todas las pruebas para la m edición
de energía activa. 
Todos los medidores que se aprueban para la función de medici ón de calidad de la potencia, deben aprobar todas las pruebas para  medición de energía activa
y reactiva. 
 96 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.2. Requisitos generales 
10.2.1. Documentación 
En cualquier proceso de certificació n, debe presentarse la documentación que se indica en el Apéndice B. 
10.2.2. Agrupación de modelo Los medidores producidos por el mismo fabricante pueden formar un modelo, siempre que tengan 
propiedades metrológicas similares resultantes del uso de la misma construcción uniforme de piezas/módulos 
que determinan las propiedades metrológicas. 
Un modelo puede tener varios intervalos de corriente y varios valores de tensión y frecuencia nominal, e 
incluir varios modos de conexión y varios dispositivos auxiliares. 
NOTA:  “Misma construcción uniforme” significa normalment e la misma construcción de: los elementos  
de medición, del software de medición, del registro  y el dispositivo indicador, el mismo mecanismo de 
compensación de temperatura, la misma construcción de  caja, bloque de terminales e interfaz mecánica. 
10.2.3. Muestreo para las pruebas prototipo 
El fabricante debe elegir uno de los tamaños de muestr a que se establecen en la Tabla 4.2. La condición 
de prueba y el criterio de aceptación/rechazo, está en función del tamaño de la muestra. 
Tabla 4.2-Tamaño de la muestra, condición de prueba y criterio de aceptación/rechazo 
Número de especímenes 
(tamaño de la muestra) Condición de prueba Criterio de aceptación/rechazo 
3 a 5 medidores Todos los medidores deben ser 
sometidos a todas las pruebas. Todos los medidores deben cumplir 
con todos los valores especificados 
en las pruebas. 
6 a 8 medidores Todos los medidores deben ser 
sometidos a todas las pruebas. En caso de que, en total, los 
medidores incumplan dos valores o 
más de los especificados en las 
pruebas, se rechaza el prototipo. 
3 o más grupos de 3 medidores El total de las pruebas debe ser 
cubierto entre los grupos Todos los grupos deben cumplir con 
todos los valores especificados en 
las pruebas aplicadas. 
 
10.2.4. Procedimiento de validación 
El procedimiento de validación consiste en una combinación de métodos, los cuales están establecidos en 
el documento internacional OIML D 31, siendo AD el análisis de la documentación y validación del diseño, 
VFTSw la validación mediante prueba funcional de las funciones metrológicas, CIWT la inspección de código y revisión, DFA el análisis de flujo metrológico de dat os y SMT las pruebas de a los módulos del software.  
En la Tabla 4.3, se establece el procedimiento de validación que debe realizarse para comprobar el 
cumplimiento de las funciones que se in dican en la tabla 1.1 de esta Norma. 
Cuando las funciones hayan cumplido satisfactoriamente con el procedimiento que se indica en la tabla 
4.3 se deberá emitir un certific ado de compatibilidad del software con el modelo del medidor. 
Tabla 4.3-Procedimiento de validación 
Requisito Procedimiento de validación 
Número Título Etapa 1 Etapa 2 
7.6.1.4 Idoneidad de al goritmos y funciones AD y VFTM CIWT/SMT 
7.6.2 Identificación del so ftware AD y VFTSw CIWT 
7.6.3.1 Prevención contra uso indebido AD y VFTSw  
7.6.3.2 Prevención contra fraude  AD y VFTSw DFA/CIWT/SMT 
7.6.4 Protección de parámet ros AD y VFTSw CIWT/SMT 
7.6.5 Separación de dispositivos 
electrónicos y subconjuntos o módulos AD  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 97 
7.6.6 Separación de partes del software AD DFA /CIWT 
7.6.7 Almacenamiento de datos, 
transmisión a través de sistemas de 
comunicación AD y VFTSw CIWT/SMT 
7.6.7.1.2 Protección de datos AD y VFTSw SMT 
7.6.7.2 Almacenamiento automático AD y VFTSw SMT 
7.6.7.3.1 Retardo de transmisión AD y VFTSw SMT 
7.6.7.3.2 Interrupción de transmisión AD y VFTSw SMT 
7.6.7.4 Estampa de tiempo AD y VFTSw SMT 
7.6.8 Mantenimiento y actualiz ación AD y VFTSw CIWT/SMT 
 
La etapa 1 es obligatoria para la aprobación del modelo o prototipo. Si durante el  proceso de validación de 
la etapa 1, falla alguna prueba, el fabricante podrá solic itar al laboratorio de pruebas acreditado, la aplicación 
de la etapa 2. 
10.2.5. Programa de pruebas La determinación del error intrínseco inicial debe ser la primera prueba a la que se somete el medidor, 
como se describe en 10.3.1. 
Al comienzo de cualquier serie de pruebas, se permitirá que el medidor se estabilice con circuitos de 
tensión energizados durante el periodo de  tiempo especificado por el fabricante. 
El orden de los puntos de prueba para el error intrínseco inicial debe ser desde la corriente más baja hasta 
la más alta y luego de la corriente más alta hasta la más baja. Para cada punto de prueba, el error resultante 
debe ser el promedio de esas mediciones. Para I
max el tiempo máximo de medición será de 10 min, incluido el 
tiempo de estabilización. 
La determinación del error intrínseco (bajo condiciones de referencia), siempre debe realizarse antes de 
las pruebas de las magnitudes de influencia y antes de las pruebas de perturbaciones que se relacionan con 
el límite de error de cambio o con una condición de falla significativa por el error. 
Las salidas de prueba (de pulso) pueden utilizarse para  pruebas de requisitos de exactitud. En este caso, 
la prueba debe realizarse para asegurar que la relaci ón entre el registro de energía básico y la salida de 
prueba utilizada cumple con las especificaciones del fabricante. 
Si se especifica un medidor con modos de conexión  alternativos, como conexiones monofásicas para 
medidores polifásicos, deben realizarse las pruebas de  error base máximo permisible para todos los modos de 
conexión especificados, de acuerdo con 7.3.3 
10.2.6. Condiciones de referencia Durante las pruebas de aprobación del modelo o protot ipo, a menos que se indique lo contrario en las 
instrucciones particulares de las pruebas, todas las ma gnitudes de influencia, con excepción de la magnitud 
de influencia bajo prueba, deben mantenerse en las condiciones de referencia indicadas en la Tabla 4.4. 
Tabla 4.4-Condiciones de referencia y sus tolerancias 
Magnitud Condiciones de 
referencia Tolerancia 
Tensión(es) 1)Unom ± 1 % 
Temperatura ambiente 23 ºC 2) ± 2 ºC 
Frecuencia fnom ± 0.3 % 
Forma de onda Senoidal d < 2 % 
Inducción magnética de origen externo a la frecuencia de 
referencia 0 T B < 0.05 mT 
Campos electromagnéticos de RF 30 kHz a 6 GHz 0 V/m < 1 V/m 98 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Secuencia de fase para medidores polifásicos L1, L2, L3 - 
Balance de carga Misma corriente para 
todos los circuitos de corriente ± 2 % (corriente) 
y ± 2º (ángulo de fase) 
1) El requisito se aplica tanto a fase-fase y fase-neutro para los medidores de polifásicos. 
2) Las pruebas se pueden realizar a ot ras temperaturas si los resultados se corrigen a la temperatura de 
referencia aplicando el coeficiente de temperatura establecido en las pruebas de modelo o prototipo y 
siempre que se lleve a cabo un análisis de incertidumbre adecuado. 
NOTA:  Las condiciones de referencia y sus tolerancias se dan para asegurar la reproducibilidad entre los 
laboratorios, no para determinar la exactitud de las pru ebas. Las exigencias sobre la estabilidad a corto 
plazo durante la prueba de factores de influencia pueden ser mucho más altas que las mostradasen esta tabla. 
 
Tabla 4.5-Condiciones de carga y sus tolerancias en las pruebas 
Magnitud Condiciones Tolerancia 
Corriente(s) Intervalo de corriente del medidor 
bajo prueba ± 1.0 
Factor de potencia Intervalo del factor de potencia del 
medidor bajo prueba Diferencia de fase corriente a 
tensión ± 2° 
NOTA:  Las condiciones de carga y sus tolerancias se dan  para garantizar la reproducibilidad entre los 
laboratorios, no para determinar la exactitud de las pru ebas. Las exigencias sobre la estabilidad a corto 
plazo durante la prueba de factores de influencia pueden ser mucho más altas que las mostradasen esta tabla. 
 
Para la mayoría de las pruebas, la potencia medida será  constante si las otras magnitudes de influencia se 
mantienen constantes en las condiciones de referencia . Sin embargo, esto no es posible para algunas 
pruebas tales como la influencia de la variación de tens ión y el desbalance de carga. Por lo tanto, el error de 
cambio siempre debe medirse como el cambio del error relativo y no el de la potencia absoluta. 
10.3. Pruebas para comprobar el cumplim iento con los errores máximos permisibles 
10.3.1. Determinación del error intrínseco inicial 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el error del medidor en las condiciones de referencia es menor 
que el valor del error base máximo permisible correspondiente establecido en la Tabla 1.3 
b) Procedimiento de prueba: los medidores que sean c apaces de medir energía bidireccional, como se 
describe en 7.3.2, deben cumplir con el error bas e máximo permisible correspondiente de la Tabla 
1.3 para flujo de energía en ambas direcciones, positiva y negativa. 
c) Puntos de prueba obligatorios: par a pruebas de flujo positivo, negativo y en reversa, los puntos de 
prueba obligatorios se establecen en la Tabla 4.6. 
Tabla 4.6-Puntos de prueba obligatorios para la de terminación de la prueba de l error intrínseco inicial 
Corriente Factor de potencia Puntos de prueba obligatorios 
Flujo positivo Flujo negativo 
Imin Unitario  n/a 
Itr Unitario   
Más inductivo 1)   
Más capacitivo 1)   
Punto intermedio en el 
intervalo de Itr a Imax Unitario  n/a 
Más inductivo 1)  n/a 
Más capacitivo 1)  n/a 
Imax Unitario   
Más inductivo 1)   
Más capacitivo 1)  
1) De 0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 99 
10.3.2. Autocalentamiento 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar que el medidor es capaz de transportar I
max continuamente, como 
se especifica en la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: Los circuitos de tensió n se deben energizar a la tensión de referencia 
durante al menos 2 h. Entonces, con el medidor en condiciones diferentes a las condiciones de 
referencia, debe aplicarse la corriente máxima a los circuitos de corriente. El cable que se utilizará 
para energizar el medidor debe cumplir lo indicado en la IEC 62052-31. 
El error del medidor debe ser monitoreado a un factor de potencia unitario y a intervalos suficientemente 
cortos para registrar la curva de va riación de error en función del tiempo. La prueba debe efectuarse durante 
al menos 1 hora y en cualquier caso, hasta que la variación de error en un periodo de 20 m no supere el 10% 
del error base máximo permisible. El cambio de error en comparación con el error intrínseco debe cumplir en todo momento los requisitos dados en la Tabla 1.6. 
Si el error de cambio no se ha nivelado (de modo que la variación del error durante cualquier periodo de 
20 min no supere el 10% del error base máximo permisible) al final de la prueba, se permite que el medidor 
vuelva a su estado de temperatura in icial y debe repetirse toda la prueba a factor de potencia de 0.5 en atraso 
o, si la carga puede cambiarse en menos de 30 s, el error del medidor debe medirse a I
max y con factor de 
potencia de 0.5 en atraso; debe comprobarse que el error de cambio en comparación con el error intrínseco 
cumple con los requisitos dados en la Tabla 1.6. 
10.3.3. Corriente de arranque La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el  medidor empieza y continúa operando a I
st, como se 
especifica en la Tabla 1.2. 
b) Procedimiento de prueba: el medidor debe so meterse a una corriente igual que la corriente de 
arranque Ist. Si el medidor está diseñado para la medición de energía en ambas direcciones, 
entonces esta prueba debe aplicarse con la energía que fluye en cada dirección. El efecto de un 
retraso intencional en la medición después de la inversión de la dirección de la energía, debe tenerse en cuenta al realizar la prueba. 
 Debe considerarse que el medidor ha iniciado, si la salida produce pulsos a una velocidad compatible 
con los requisitos de errores base máximos permisibles de la Tabla 1.3. 
 El tiempo esperado, , expresado en segundos, entre dos pulsos (periodo) está dado por: 
 
 donde: 
k es el número de pulsos emitidos por el dispositivo de salida del medidor por kilowatt-
hora (pulsos/kWh); 
m es el número de elementos; 
 es la tensión nominal expresada en volts; 
 es la corriente de arranque expresada en amperes. 
b.1) Pasos para el procedimiento de prueba 
1) Iniciar el medidor; 
2) Esperar 1.5  s para que se produzca el primer pulso; 
3) Esperar otros 1.5 
  s para que se produzca el segundo pulso; 
4) Determinar el tiempo efectivo entre los dos pulsos, y; 
5) Esperar que transcurra el tiempo efectivo (después del segundo pulso) para que ocurra el tercer 
pulso. 
c) Puntos de prueba obligatorios: Ist a un factor de potencia unitario. 100 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.3.4. Estado sin carga 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar el desempeño si n carga del medidor, como se especifica en 7.3.4. 
b) Procedimiento de prueba: para esta prueba, no debe ap licarse corriente en el circuito de corriente. La 
prueba se debe realizar en U
nom = 115%. 
Para los medidores con una salida de prueba, la salida del medidor no debe producir más de un pulso. 
Para la clase 0,2 S, el periodo de prueba mínimo  
, expresado en minutos, debe ser: 
 
 donde: 
k es el número de pulsos emitidos por el dispositivo de salida del medidor por 
kilowatt-hora (pulsos/kWh); 
m es el número de elementos de medición; 
 es la tensión nominal, expresada en volts; 
 es la corriente máxima, expresada en amperes. 
Para la clase 0,5 S, el periodo de prueba mínimo  
, expresado en minutos, debe ser: 
 
 donde: 
k es el número de pulsos emitidos por el dispositivo de salida del medidor por 
kilowatt-hora (pulsos/kWh); 
m es el número de elementos de medición; 
  es la tensión nominal, expresada en volts; 
 es la corriente máxima, expresada en amperes. 
 
10.3.5 Constantes del medidor  
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar que la relación ent re el registro de energía básica y la(s) salida(s) 
de prueba utilizada(s) cumple(n) con las especificaciones del fabricante. La diferencia relativa no debe ser mayor que una décima parte del error máximo permisible. Esta prueba sólo es aplicable si se usan salidas de prueba (pulso) para probar requisitos de exactitud. 
b) Procedimiento de prueba: todos los registros y sa lidas de pulsos que están bajo control legal deben 
ser probados a menos que haya un sistema que garantice el comportamiento idéntico de todas las constantes del medidor. 
 La prueba debe llevarse a cabo pasando una cantidad de energía 
 a través del medidor, donde 
  
sea de al menos: 
 
 donde: 
R es la resolución aparente del registro de energía básica, expresada en Wh; y 
 NOTA:  Cualquier medio puede usarse para mejorar la resolución aparente R de registro 
básico, siempre y cuando se tenga cuidado de asegurar que los resultados reflejen la verdadera resolución del registro básico. 
b es el error máximo permisible
, expresado como porcentaje (%). 
 NOTA:  El valor de b se debe seleccionar de la Tabla 1.3 según el punto de prueba 
elegido. El valor de b puede diferir de lo que es aplicable para la prueba de estado  
sin carga. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 101 
Debe calcularse la diferencia relativa entre la energía registrada y la ener gía que pasa a través del 
medidor, dada por el número de pulsos de la salida de prueba. 
c) Efecto permitido: la diferencia relativa no deb e ser superior a una décima parte del error base 
máximo permisible. 
d) Puntos de prueba obligatorios: La prueba debe realizarse con una única corriente arbitraria 
 
El valor de b debe seleccionarse de la Tabla 1.3, segú n el punto de prueba elegido. El valor de b puede 
diferir de lo que es aplicable para la prueba de estado sin carga. 
10.4. Pruebas para magnitudes de influencia El propósito de estas pruebas es comprobar los requisit os establecidos en 7.3.3, debidos a la variación de 
una sola magnitud de influencia. Para las magnitudes de influencia indicadas en la Tabla 1.6, debe comprobarse que el error de cambio debido a la variación de cualquier magnitud de influencia única se 
encuentra dentro del límite de error de cambio indicado en la Tabla 1.6. 
10.4.1. Dependencia con la temperatura 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. Para medidores de energía reactiva 
la norma que aplica es la IEC 62053-24, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que se cump len los requisitos indicados en la Tabla 1.5. 
b) Procedimiento de prueba: para cada punto de prueba,  el error del medidor debe determinarse a la 
temperatura de referencia, en cada uno de los límites de temperatura ambiente superior e inferior especificados para el medidor, y a un número sufi ciente de otras temperaturas que formen intervalos 
de temperatura comprendidos entre 15 K y 23 K, que abarcan el intervalo de temperatura 
especificado. 
Además, para cada punto de prueba y para cada inte rvalo de temperatura dado por los límites de 
temperatura superiores o inferiores adyacentes, inclui da la temperatura de referencia, debe determinarse el 
coeficiente de temperatura promedio c como sigue: 
 
 donde: 
 son los errores en las temperaturas superior e inferior respectivamente en el 
intervalo de temperatura de interés; y 
 son las temperaturas más altas y más baja s, respectivamente, en el intervalo de 
temperatura de interés. 
Cada coeficiente de temperatura debe concordar  con los requerimientos de la Tabla 1.5. 
c) Puntos de prueba obligatorios: El ensayo debe realizarse como mínimo en f.p. = 1 y f.p. = 0.5 en 
atraso y para corrientes de Itr, 10 Itr e Imax. 
10.4.2. Balance de carga a) Objetivo de la prueba: comprobar que el error de cambio debido al balance de carga cumple con los 
requisitos de la Tabla 1.6. Este ensayo es sólo para medidores de polifásicos y para medidores 
monofásicos de tres hilos. 
b) Procedimiento de prueba: ll error del medidor con corriente en un solo circuito de corriente, solo debe 
ser medido y comparado con el error intrínseco  a carga balanceada. Durante la prueba, deben 
aplicarse las tensiones de referencia a todos los circuitos de tensión. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se debe rea lizar para todos los circuitos de corriente a f.p.=1 
y f.p.= 0.5 en atraso a I
nom 
10.4.3. Variación de tensión 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a variaciones de tensión cumple con 
los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error en comparación con el error intrínseco en  Unom, debe 
medirse cuando se varíe la tensión dentro del in tervalo de funcionamiento nominal correspondiente. 
Para los medidores polifásicos, la tensión de prueba debe ser balanceada. Si se indican varios 
valores de Unom, la prueba debe repetirse para cada valor Unom. 
c) Puntos de prueba obligatorios: La prueba debe realizarse como mínimo, en f.p.= 1 para una corriente 
de Inom en f.p.= 0.5 en atraso para una corriente de Inom, y las tensiones 0.9· Unom y 1.1· Unom. 102 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.4.4. Variación de frecuencia 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a las variaciones de frecuencia 
cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en comparación con el error intrínseco en fnom, se debe 
medir cuando se varíe la frecuencia dentro del ra ngo de funcionamiento nominal correspondiente. Si 
se indican varios valores fnom, la prueba se debe repetir con cada valor de fnom. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la  prueba debe realizarse como mínimo, en f.p.= 1 para una corriente 
de Inom en f.p.= 0.5 en atraso para una corriente de In, y a frecuencias de 0.98·  fnom y 1.02·  fnom. 
10.4.5. Armónicas en tensión y corriente 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a las armónicas cumple con los 
requisitos. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error en comp aración con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, debe medirse cuando se añaden armónicas tanto en la tensión como en la corriente.  
El ensayo se debe realizar utilizando las formas de onda cuadriformes y pico especificadas en las Tablas 4.7 y 4.8, respectivament e. La amplitud de un solo armónico no debe ser superior a  
0.12· U
1 / h para la tensión y de I1 / h para la corriente, donde h es el número de armónicas  
y U1 e I1 son las fundamentales respectivas. Las gráfic as de la amplitud de corriente para las formas  
de onda de las Tablas 4.7 y 4.8 se muestran en las Figuras D y E respectivamente. 
 La corriente eficaz no debe exceder de Imax, es decir, para la Tabla 4.7, la componente de corriente 
fundamental I1 no debe exceder de 0.93·  Imax. El valor de pico de la corriente no debe exceder 
1.4· Imax, es decir, para la Tabla 4.8, la componente de corriente fundamental I1 (eficaz) no debe 
exceder 0.568·  Imax. 
 Las amplitudes armónicas se deben calcular, respectivamente, con respecto a la amplitud de la 
componente de frecuencia fundamental de la tensión o corriente. El ángulo de fase se debe calcular 
en relación con el cruce por cero de la tensión de frecuencia fundamental o de la componente de 
corriente, respectivamente. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la pr ueba se debe realizar, como mínimo, a Inom , f.p. = 1, donde el 
factor de potencia está dado por la componente fundamental. 
Tabla 4.7-Forma de onda cuadriforme 
Número de 
armónica Amplitud de 
corriente Ángulo de fase de 
corriente Amplitud de 
tensión Ángulo de fase 
de tensión 
1 100% 0° 100% 0° 
3 30% 0° 3.8% 180° 
5 18% 0° 2.4% 180° 
7 14% 0° 1.7% 180° 
11 9% 0° 1.0% 180° 
13 5% 0° 0.8% 180° 
 
Tabla 4.8-Forma de onda pico 
Número de 
armónica Amplitud de 
corriente Ángulo de fase de 
corriente Amplitud de 
tensión Ángulo de fase 
de tensión 
1 100% 0° 100% 0° 
3 30% 180° 3.8% 0° 
5 18% 0° 2.4% 180° 
7 14% 180° 1.7% 0° 
11 9% 180° 1.0% 0° 
13 5% 0° 0.8% 180° 
 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 103 
 
Figura D. Amplitud de corriente para la forma de onda cuadriforme 
 
 
Figura E. Amplitud de corriente para la forma de onda pico. 
10.4.6. Variaciones de tensión severa a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a variaciones severas de tensión 
cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: se debe medir primero el error intrínseco en U
nom. Se debe comprobar 
entonces que el cambio de error relativo al error intrínseco en Unom cumple con los requisitos de la 
Tabla 1.6 cuando la tensión varía de 0.8·  Unom a 0.9·  Unom y de 1.1·  Unom a 1.15·  Unom. Para los 
medidores polifásicos, la tensión de prueba debe es tar balanceada. Si se indican varios valores Unom, 
la prueba se debe repetir para cada valor Unom. 
c) Puntos de prueba obligatorio: la prueba se debe realizar como mínimo a Inom, f.p.= 1 y para tensiones 
de 0.8·  Unom, 0.85·  Unom y 1.15·  Unom. 104 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.4.7. Interrupción de una o dos fases 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar que el error de cambio debido a la interrupción de una o dos fases 
cumple con los requisitos de la 1.7. La prueba es  sólo para medidores polifásicos con tres elementos 
de medición. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error en comp aración con el error intrínseco en condiciones 
de tensión balanceada y corriente de carga, se debe medir cuando se elimine una o dos de las fases 
manteniendo constante la corrient e de carga. Dos fases interrumpidas son sólo  para aquellos modos 
de conexión donde una fase que falta significa que la energía puede ser entregada. Un medidor 
polifásico que se alimente sólo a partir de una de sus fases no debe interrumpir la tensión de esa 
fase, para los fines de esta prueba. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se debe realizar, como mínimo, a I
nom, eliminando una o dos 
fases en combinaciones tales que permitan que cada  fase se haya retirado al menos una vez. 
10.4.8. Subarmónicas en el circ uito de corriente alterna 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a las subarmónicas cumple con los 
requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en co mparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se medirá cuando la corriente de referencia sinusoidal sea reemplazada por otra señal 
sinusoidal con el doble del valor pico y que se activa y se desactiva cada segundo periodo como se muestra en la Figura F.1) y F.2) (la potencia medida debe ser la misma que la señal sinusoidal 
original, mientras que la corriente RCM es 1.41 ve ces mayor). Debe cuidarse que no se introduzca 
ninguna corriente directa significativa. Durante la  prueba, el valor pico de la corriente no debe 
exceder de 1.4·  I
max. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se debe realizar, como mínimo, con una corriente de 
referencia de 0.5· Inom, f.p.= 1. 
 
Figura F.1)-Corriente de prueba para el error intrínseco 
 
 
Figura F.2)-Corriente de prueba para subarm ónicas 2 ciclos activada, 2 ciclos desactivada Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 105 
 
Figura F.3)-Corriente de prueba para armónicas, corriente cero durante los  
ángulos de fase de 0°-90° y 180°-270° 
Figura F. Figuras F.1), F.2) y F.3). Corrientes de prueba para las pruebas de  
subarmónicas y armónicas 
10.4.9. Armónicas en el circ uito de corriente alterna 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a armónicas en el circuito de 
corriente alterna cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en com paración con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se medirá cuando la corriente de referencia sinusoidal como se muestra en la Figura 
F.1) sea reemplazada por una corriente con el doble del valor pico original donde la forma de onda 
sinusoidal se pone a cero durante el primer y tercer  cuarto del periodo, como se muestra en la Figura 
F.2). La potencia medida debe ser la misma que para la señal sinusoidal original mientras que la 
corriente RCM es 1.41 veces mayor. Durante el ensayo, el valor pico de la corriente no debe exceder 
de 1.4·  Imax. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la  prueba se realizará, como mínimo, con una corriente de referencia 
de Inom, f.p.= 1. 
10.4.10. Secuencia de fase invert ida (dos fases intercambiadas) 
La norma que aplica es la IEC 62053-22 Tabla 6 “secuencia de fase invertida”, vigente o la 
que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido al intercambio de dos de las tres 
fases cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. Esta  prueba sólo se aplica a los medidores trifásicos. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en comparación con el error intrínseco en las 
condiciones de referencia, se medirá cuando se intercambian dos de las tres fases. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se debe realizar, como mínimo, con una corriente de 
referencia de 0.1* Inom, f.p.= 1. 
10.4.11. Inducción magnética c ontinua de origen externo 
La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a la inducción magnética continua 
(CC) de origen externo cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de la prueba: la inducción magn ética continua de origen externo debe ser obtenida 
mediante el uso de un electroimán de acuerdo con lo propuesto en la Figura G basada en el anexo B 
de la norma internacional IEC 62053-22. El electromagneto debe ser energizado con corriente 
continua. Este campo magnético debe ser aplicado a todas las superficies accesibles del medidor 
cuando es montado para su uso normal. El valor de  la fuerza magneto-motriz que debe ser aplicado 
es de 1000 A-vuelta. 
c) El cambio de error, en comparación con el erro r intrínseco en las condiciones de referencia, se 
medirá cuando el medidor se someta a una inducción magnética continua. 
d) Puntos de prueba obligatorios: seis puntos por metro de superfi cie. La prueba se realizará,  
como mínimo, en Inom, f.p.= 1. El cambio de error más grande debe observarse como resultado  
de la prueba. 106 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.4.12. Campo magnético de origen externo 
 
Figura G. Electromagneto para la prueba de campos magnéticos de origen externo. 
Las normas que aplican son la NMX-J-674/22-ANCE-2013 y la IEC 62053-22 vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de  error debido a un campo magnético de C.A. a la 
frecuencia de 60 Hz cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en comparación con el error intrínseco en las 
condiciones de referencia, se debe medir cuando el medidor se exponga a un campo magnético a la 
frecuencia de potencia ( f = fnom = 60 Hz) bajo la condición más desfavorable de fase y dirección. 
c) Severidad de la prueba: una inducción magnética de origen externo de 0.5 mT producida por una 
corriente a la misma frecuencia de potencia ( f = fnom = 60 Hz) bajo la condición más desfavorable de 
fase y dirección no debe de causar una variación en el porcentaje de error del medidor que exceda los límites establecidos en la Tabla 1.6. La induc ción magnética de origen externo debe ser obtenida 
al colocar el medidor en el centro de una bobina circular, con una medida de 1 m de diámetro, con una sección cuadrada y de un espesor radial pequeño en relación con el diámetro, teniendo un 
campo permanente de 400 Ampere-vuelta . 
d) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se realizará como mínimo a I
nom, f.p.= 1.  
10.4.13. Campos electromagnéticos radiados Las normas que aplican son la NMX-J-610/4-3-ANCE-2015 y la IEC 62053-22 vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: para comprobar que el error de cambio debido a los campos 
electromagnéticos radiados de radiofrecuencia cu mple con los requisitos de la Tabla 1.6, se debe 
observar que la condición de prueba 2 corresponde a la prueba de perturbación conforme al capítulo 
10.5.6. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en com paración con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se medirá cuando el medidor se someta a campos de electromagnéticos de RF. La intensidad del campo electromagnético debe ser la especificada por el nivel de severidad y la 
uniformidad del campo debe ser la definida por la norma NMX-J-610/4-3-ANCE-2015. Los intervalos 
de frecuencia a considerar se barren con la señal modulada, interrumpiendo para ajustar el nivel de 
la señal de RF o para conmutar osciladores y ante nas según sea necesario. Cuando el intervalo  
de frecuencia se varía de forma incremental, el tamaño del paso no debe exceder del 1% del valor de frecuencia precedente. El tiempo de prueba para un cambio de frecuencia del 1% no debe ser menor 
que el tiempo para realizar una medición y en ningún caso no menor de 0.5 segundos. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 107 
 La longitud del cable expuesta al campo electromagnético debe ser de 1 metro. 
 La prueba se debe realizar con la antena generadora mirando a cada lado del medidor. Cuando el 
medidor pueda ser utilizado en diferentes orientac iones (es decir, vertical u horizontal), todos los 
lados deben ser expuestos a los campos durante la prueba. 
 La portadora debe estar modulada con 80% de AM a 1 kHz de onda sinusoidal.  El medidor se debe probar por separado a las frecuencias de reloj especificadas por el fabricante.  Cualquier otra frecuencia sensible también se debe analizar por separado.  NOTA:  Normalmente estas frecuencias sensibles son las frecuencias emitidas por el medidor. 
 El medidor debe probarse en las dos condiciones de prueba, en donde la condición de prueba 2 
corresponde a la prueba de perturbación descrita en 10.5.6 
c) Condición de prueba 1: durante la prueba, el medidor se debe energizar con tensión de referencia y 
una corriente igual a I
nom. El error de medición del medidor se debe monitorear por comparación con 
un patrón de referencia no expuesto al campo electr omagnético o inmune al campo, o por un método 
igualmente adecuado. 
 El error en cada intervalo incremental del 1% de la frecuencia portadora debe ser monitoreado y 
comparado con los requisitos de la Tabla 1.6. C uando se utilice un barrido de frecuencia continuo, 
esto se logra ajustando la relación del tiempo de barrido y el tiempo de cada medición. Cuando se usan pasos de frecuencia incrementales de 1%, esto se logra ajustando el tiempo de permanencia en 
cada frecuencia para ajustar el tiempo de medición. 
d) Condición de prueba 2: durante la prueba, la tensión y los circuitos auxiliares del medidor se debe 
activar con la tensión de referencia. No debe haber corriente en los circuitos de corriente y las terminales de corriente deben estar en circuito abierto. 
 NOTA:  La condición de prueba 2 corresponde a la prueba de perturbación conforme al capítulo 
10.5.6, por lo tanto, también se  deben aplicar las instrucciones generales del capítulo 10.5.1. 
e) Severidades de la prueba: conforme a lo establecido en la Tabla 4.9. 
Tabla 4.9-Severidad de la prueba 
Para la condición de prueba Intervalo de frecuencia Intensidad del campo 
Condición de prueba 1 (con corriente) 80-2000 MHz 10 V/m 
Condición de prueba 2 (sin corriente) 80-2000 MHz 30 V/m 
 
10.4.14. Perturbaciones conducidas, inducidas por campos de radiofrecuencia 
Las normas que aplican son la NMX-J-579/4-6-ANCE-2006 y la IEC 62053-22 vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a perturbaciones conducidas, 
inducidas por campos de RF cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. 
b) Procedimiento de prueba: una corriente electrom agnética de radiofrecuencia para simular la 
influencia de campos electromagnéticos se debe acoplar o inyectar en los puertos de alimentación y 
puertos de E/S del medidor utilizando dispositivos de (des)acoplamiento según se define en la norma 
NMX-J-579/4-6-ANCE-2006. Se debe comprobar el de sempeño del equipo de prueba compuesto por 
un generador de RF, dispositivos de ( des)acoplamiento, atenuadores, etc. 
 El medidor debe ser probado como un instrument o de mesa. Durante la prueba, el medidor se debe 
energizar con la tensión de referencia y una corriente igual a  Inom. El error en cada intervalo 
incremental del 1% de la frecuencia portadora deb e ser monitoreado y comparado con los requisitos 
de la Tabla 1.6. Cuando se utiliza un barrido de fr ecuencia continuo, esto se logra ajustando la 
relación del tiempo de barrido y el tiempo de cada medición. Cuando se usan pasos de frecuencia 
incrementales de 1%, esto se logra ajustando el tiempo de permanencia en cada frecuencia para 
ajustar el tiempo de medición. 
 Si el medidor es un medidor de polifásico, las pr uebas se deben realizar en todas las extremidades 
del cable. 108 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
c) Severidad de la prueba: 
 Amplitud de RF (50 ohm): 10 V; 
 Intervalo de frecuencia: 0.15 MHz-80 MHz, y; 
 Modulación: 80% AM, onda senoidal de 1 kHz. 
10.4.15. Señal de corriente continua en  el circuito de corriente alterna 
a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a una señal de corriente continua en 
el circuito de corriente alterna cumple con los r equisitos de la Tabla 1.6. Los medidores operados a 
través de un transformador de medida deben asumir se como inmunes a la componente de CC en el 
circuito de CA. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en co mparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales en  
 , se debe medir cuando la amplitud de corriente se incrementa hasta el doble 
de su valor 
 , y ésta se rectifica a media onda. 
c) Puntos de prueba obligatorios: la pr ueba se debe llevar a cabo a f.p.= 1. 
 NOTA 1: La rectificación y medición de media onda se puede realizar como se muestra en la Figura 
H (sólo se muestra la trayectoria de corriente, la tensión se conectará normalmente). La incertidumbre de la medición en este método es muy dependiente de la impedancia de salida (sub-periodo) de la fuente de corriente y de la impedancia del circuito de corriente del patrón de referencia en combinación con las posibles diferencias de impedancia de las dos ramas de corriente. 
 NOTA 2: Dado que la incertidumbre depende de la difere ncia absoluta de la impedancia de la rama y 
no de la relativa (si no es R
equilibrio  >> R fuente), el problema generalmente no se puede remediar 
introduciendo resistores adicionales en cada rama. Sin embargo, puede ser monitoreado estudiando la corriente continua de la fuente. Los componentes de C.C. no deben ser superiores de 0.5 a 1% del 
valor de CA. (Cuando se mide una componente de C.C. del orden del 1% del componente de CA, el instrumento debe preferentemente ser calibrado de  antemano por una medición de la corriente de 
prueba con los diodos del circuito de pr ueba desconectados y cortocircuitados). 
 
Figura H. Circuito de prueba de corriente propuesto para prueba de corriente continua e incluso 
armónica (sólo se muestra el circuito de corriente monofásico, la tensión se conecta normalmente) 
10.4.16. Armónicas de orden alto a) Objetivo de la prueba: comprobar que el cambio de error debido a las armónicas de orden alto 
cumple con los requisitos de la Tabla 1.6. Adem ás, la función del medidor no se debe afectar. 
b) Procedimiento de prueba: el cambio de error, en co mparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se debe medir cuando se superpongan señales de prueba asíncronas, barridas  de f = 15·  f
nom a 40· fnom, primero en la señal a los circuitos de tensión y luego a la señal a los circuitos 
de corriente. En el caso de un medidor polifásico,  todos los circuitos de tensión o corriente pueden 
ser probados al mismo tiempo. La frecuencia de la señal debe ser barrida de baja frecuencia a alta frecuencia y retroceder mientras se mide el error de medición. 
c) Severidad de la prueba: la señal asíncrona debe tener un valor de 0.02 · U
nom y 0.1 · Itr con una 
tolerancia de ± 5%. 
d) Puntos de prueba obligatorios: la prueba se debe realizar en Itr. Se debe tomar una lectura por 
frecuencia armónica. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 109 
10.5. Pruebas para perturbaciones. 
10.5.1. Instrucciones generales para  las pruebas de perturbaciones 
Mediante estas pruebas se verifica que el medidor cumple los requisitos para la influencia de las 
perturbaciones. Las pruebas deben ser realizadas us ando una perturbación a la vez; todas las demás 
magnitudes de influencia se deben establecer en condiciones de referencia, a menos que se indique lo contrario en la descripción de la prueba pertinente. No se debe producir ninguna falla significativa. A menos 
que se indique lo contrario, cada prueba debe incluir: 
a) Una comprobación de que cualquier cambio en los registros o la energía equivalente de la salida de 
prueba es inferior al valor de cambio crítico m · U
nom · Imax · 10-6 donde m es el número de elementos 
de medición, Unom es expresado en volts e Imax es expresado en amperes; 
b) Una comprobación operacional para verificar que el medidor registra energía cuando está sometido a 
una corriente; 
c) Una comprobación de la correcta operación de las salidas de pulsos y de las entradas de cambio de 
tarifas, si están presentes, y; 
d) Confirmación por medición de que el medidor sigue cumpliendo los requisitos de error máximo 
permisible de base después de la prueba de perturbación. 
Se permite la pérdida temporal de funcionalidad siem pre y cuando el medidor regrese a la funcionalidad 
normal automáticamente cuando se elimina la perturbación. 
NOTA: La pérdida temporal de funcionalidad no debe afec tar los registros de energía para liquidación y 
facturación y para calidad de la potencia. La funcional idad normal cubre funciones de parámetros inalterables 
y ajustables. 
Los puntos de prueba obligatorios para comprobar el error máximo permisible son: 
a) Itr, f.p.=1, y; 
b) 10·  Itr, f.p.= 0.5 en atraso. 
10.5.2. Campo magnético de origen externo La norma que aplica es la NMX-J-579/4-8-ANCE-2006. a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos indicados en 7.3.6.2 y en la Tabla 
1.7 bajo condiciones de un campo magnético de corr iente alterna de origen externo a la frecuencia 
de 60 Hz. 
b) Procedimiento de prueba: el medi dor se debe conectar a la tensión de referencia, pero sin corriente 
en los circuitos de corriente. El campo magnético se debe aplicar a lo largo de tres direcciones ortogonales. 
c) Efectos permitidos: No debe ocurrir ningún falla significativa. 
d) Severidad de la prueba: intensidad de cam po magnético de corta duración (3 segundos): 
 1000 Ampere-vuelta  producidos por una bobina de 1 m de diámetro. 
10.5.3. Descarga electrostática La norma aplicable es la NMX-J-610/4-2- ANCE-2012 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos indicados en 7.3.6.2 y en la Tabla 
1.7, en condiciones de descarga elec trostática directa e indirecta. 
b) Procedimiento de prueba: se debe utilizar un generador de descargas electrostáticas con 
características de rendimiento especificadas en la norma NMX-J-610/4-2-ANCE-2012. Antes de 
iniciar las pruebas, se debe verificar el desempeño del generador. Se deben aplicar al menos 10 descargas, en la polaridad más sensible. Para un medidor que no esté equipado con una terminal de tierra, el medidor debe descargarse completamente entre descargas. La descarga por contacto es el método de prueba preferido. Las descargas al aire  deben utilizarse donde las descargas por contacto 
no se pueden aplicar. 
c) Aplicación directa: en el modo de descarga por c ontacto que debe llevarse a cabo en superficies 
conductoras, el electrodo debe estar en contacto co n el medidor. En el modo de descarga al aire en 
superficies aisladas, el electrodo se debe aproximar al medidor y la descarga se produce por chispa. 
d) Aplicación indirecta: las descargas se deben ap licar en el modo de contacto a los planos de 
acoplamiento montados en la proximidad del medidor. 110 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
e) Condiciones de prueba: la prueba se debe realizar  con el medidor en estado de funcionamiento. Los 
circuitos de tensión se activarán con Unom y los circuitos de corriente y auxiliares estarán abiertos, sin 
corriente. El medidor debe ser probado como equipo de mesa. 
f) Efectos permitidos: No debe ocurrir ningún falla significativa. 
g) Severidad de la prueba: 
i. Tensión de descarga de contacto: 8 kV; las descargas de contacto se deben aplicar sobre 
superficies conductivas; y 
ii. Tensión de descarga al aire: 15 kV; las descargas al aire se deben aplicar sobre superficies no 
conductivas. 
10.5.4. Transitorios rápidos 
Las normas aplicables son la NMX-J-610/4-1-ANCE -2009 e NMX-J-610/4-4-ANCE-2013 o la que la 
sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7 y para medición de energía reactiva con la  Tabla 1.11, en condiciones en que las emisiones 
eléctricas se superpongan en los circuitos de tensión y corriente, en los puertos de E/S y de comunicación. 
b) Procedimiento de prueba: se debe utilizar un generador de emisiones eléctricas con las 
características de funcionamiento especificadas en la NMX-J-610/4-1-ANCE -2009 e NMX-J-610/4-4-
ANCE-2013. El medidor debe estar sometido a picos de  tensión, para los cuales, la frecuencia de 
repetición de los impulsos y los valores máximos de la tensión de salida en cargas de 50 y 1 000 se 
definen en la norma la NMX-J-610/4-1-ANCE-2009 e NMX-J-610/4-4-ANCE-2013. Las características 
del generador deben ser verificadas antes de conectar el medidor. Se deben aplicar emisiones 
eléctricas con polaridad positiva y negativa. La duración de la prueba no debe ser inferior a 1 minuto 
para cada amplitud y polaridad. Se debe utilizar una abrazadera de acoplamiento capacitiva, tal como 
se establece en la norma la NMX-J-610/4-1-ANCE -2009 e NMX-J-610/4-4-A NCE-2013, para acoplar 
los puertos de E/S y de comunicación con una tensión de referencia de más de 40 V. Los impulsos 
de prueba se deben aplicar continuamente durante el tiempo de medición. 
c) Condiciones de prueba: el medidor debe ser probado como equipo de mesa. 
 La tensión del medidor y de los circuitos auxiliares se debe energizar a la tensión de referencia. 
 La longitud del cable entre el dispositivo de acoplamiento y el medidor debe ser de 1 metro. 
 La tensión de prueba se debe aplicar en modo común (línea a tierra) a: 
1) Los circuitos de tensión; 
2) Los circuitos de corriente, si están separados de los circuitos de tensión en funcionamiento 
normal; y; 
3) Los circuitos auxiliares, si están separados de los circuitos de tensión en funcionamiento normal 
y con una tensión de referencia de más de 40 V. 
d) Severidad de la prueba: tensión de prueba para los circuitos de corriente y tensión: 4 kV. Tensión de 
prueba para los circuitos auxiliares con una tensión de referencia superior a 40 V: 2 kV. 
e) Efectos permitidos: el error de cambio, en comparación con el error intrínseco en las condiciones de 
referencia, debe ser inferior al que se establece en la Tabla 1.7 y para energía reactiva con la Tabla 
1.11. 
f) Puntos de prueba obligatorios: 
i. Energía activa I
nom, f.p.=1.; 
ii. Energía reactiva: Inom; seno  = 1, en adelanto o atraso; 
10.5.5. Decrementos súbitos e interrupciones de tensión 
Los métodos de prueba que aplican se encuentran en las normas IEC 61000-4-11, IEC 61000-6-1 y la 
NMX-J-610/6-2-ANCE-2008 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos de 7.3. 6.2 y de la Tabla 1.7 en 
condiciones de reducciones de la tensión de alimentación (abatimientos e interrupciones)  de corta duración. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 111 
b) Procedimiento de prueba: se debe utilizar un generador de prueba que pueda reducir la amplitud de 
la tensión de alimentación durante un periodo de tiempo definido por el operador. El funcionamiento 
del generador de prueba se debe verificar antes de conectar el medidor. 
c) Las reducciones de tensión de alimentación se repetirán 10 veces con un intervalo de al menos 10 s. 
d) Condiciones de prueba: circuitos de tensión energizados con Unom. 
e) Sin corriente en los circuitos de corriente. 
f) Severidad de la prueba: decremento de tensión, como se indica en la Tabla 4.10. Interrupción de la 
tensión, como se indica en la Tabla 4.11. 
g) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa. 
Tabla 4.10-Decrementos de tensión 
Prueba Prueba a Prueba b Prueba c 
Reducción 30% 60% 60% 
Duración 0.5 ciclo 1 ciclo 30 ciclos 
 
Tabla 4.11-Interrupciones de tensión 
Reducción 0% 
Duración 300 ciclos 
 
10.5.6. Campos electromagnéticos de  radiofrecuencia RF radiados 
La norma aplicable es la NMX-J-610/4-3- ANCE-2015 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimient o de los requisitos 7.3.6.2 y de la Tabla 1.7, en 
condiciones de campos electromagnétic os de radiofrecuencia radiada. 
b) Procedimiento de prueba: refiérase al capítulo 10.4.13 
c) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa. 
10.5.7. Sobretensiones en la línea de al imentación eléctrica de corriente alterna 
La norma aplicable es la NMX-J-610/4-5- ANCE-2013 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones en las que se superpongan sobretensiones eléctric as a la tensión de 
alimentación. 
b) Procedimiento de prueba: se debe utilizar un genera dor de sobretensiones con las características de 
funcionamiento especificadas en la  norma NMX-J-610/4-5-ANCE-2013. La prueba consiste en la 
exposición a sobretensiones, cuyas características del tiempo de subida, la anchura de impulso, los valores pico de la tensión-corriente de salida sobre las cargas de impedancia alta o baja y  el intervalo de tiempo mínimo entre dos pulsos sucesivos, están definidos en la norma  
NMX-J-610/4-5-ANCE-2013. 
c) Las características del generador deben ser verificadas antes de conectar el medidor. 
d) Condiciones de prueba: 
1) Medidor en estado de operación; 
2) Circuitos de tensión energizados con tensión nominal; 
3) Sin corriente en los circuitos de corriente y las terminales de corriente deben estar abiertas; 
4) Longitud del cable entre el generador de sobretensiones y el medidor: 1 metro. 
5) Probado en modo diferencial (línea a línea), y 
6) Ángulo de fase: impulsos a aplicar a 60° y 240° con respecto al cruce por cero de la fuente  
de C.A. 112 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
e) Severidad de la prueba: 
1) Prueba de inmunidad por sobretensi ón: deben aplicarse las indic adas en NMX-J-674/11-ANCE-2013 
o la que la sustituya. 
10.5.8. Inmunidad de ondas oscilatorias amortiguadas La norma aplicable es la NMX-J-610/4-12- ANCE-2013 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7 en condiciones de ondas oscilatorias amortiguadas. Esta prueba es sólo para los medidores que deben ser operados con transformadores de tensión. 
b) Procedimiento de prueba: el medidor se debe someter a formas de onda de tensión oscilatoria 
amortiguadas con una tensión pico de acuerdo con los requerimientos de severidad de la prueba 
indicados a continuación. 
 Condiciones de prueba: 
1) Los medidores se probarán como equipo de mesa 
2) Los medidores deben estar en condiciones de operación; 
3) Circuitos de tensión energizados con tensión nominal, y; 
4) Con I = 20 I
tr y factor de potencia uno y 0.5 en atraso. 
c) Severidad de la prueba: tensión de prueba en circuitos de tensión y circuitos auxiliares con una 
tensión de operación > 40 V: 
1) Modo común: 2.5 kV, y; 
2) Modo diferencial: 1.0 kV. 
d) Frecuencias de prueba: 
1) 100 kHz, frecuencia de repetición: 40 Hz; y; 
2) 1 MHz, frecuencia de repetición: 400 Hz. 
e) Duración de la prueba: 60 segundos (15 ciclos con 2 segundos activado y 2 segundos desactivado, 
por cada frecuencia). 
f) Efectos permitidos: durante la prueba, la función del medidor no debe ser perturbada y el cambio de 
error debe ser menor que los límites dados en la Tabla 1.7. 
g) Puntos de prueba obligatorios: 20 * Itr, f.p. = 1 y 0.5 en atraso. 
10.5.9. Supresión de radiointerferencia . 
La norma aplicable es la NMX-J-674/11-A NCE-2013 o la que la sustituya. 
a) La prueba debe realizarse con el punto 7.5.8. 
10.5.10. Sobrecorriente de corta duración a) La norma que aplica es la IEC 62053-22, vigente o la que la sustituya. 
b) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones de sobre-corriente de corta duración. 
c) Procedimiento de prueba: el medidor debe ser capaz de manejar la corriente causada por un 
cortocircuito dentro de la carga que se mide, cu ando esa carga está protegida con los fusibles o 
interruptores apropiados. 
d) Corriente de prueba: para medidores conectados di rectamente: 4950 A RCM + 0% -10%, para 0.1 s 
(6 ciclos) a frecuencia nominal. 
e) Para medidores conectados a través de transfo rmadores de corriente: Una corriente equivalente de 
20 I
max RCM  +0% -10%, durante 0.5 segundos. 
f) La corriente de prueba se debe aplicar a una sola fase por cada vez. 
g) Efectos permitidos: no se debe producir ningún daño.  Con la tensión reconectada se permitirá que el 
medidor vuelva a las temperaturas normales (apr oximadamente en 1 hora). El cambio de error, 
comparado con el error inicial antes de la prueba, debe ser menor que el límite de cambio de error 
dado en la Tabla 1.7. 
h) Puntos de prueba obligatorios: 10 Itr, f.p.= 1. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 113 
10.5.11. Tensión de impulso 
La norma que aplica es la NMX-J-674/11-ANCE-2013 o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos del capítulo 7.3.6.2 y de la  
Tabla 1.7, en condiciones de tensión de impulso. 
b) Procedimiento de prueba general: el medidor y sus dispositivos auxiliares incorporados, si los 
hubiere, deben ser tales que conserven cualidades dieléctricas adecuadas, teniendo en cuenta las 
influencias atmosféricas y las di ferentes tensiones a las que están sujetas en condiciones normales 
de uso. 
El medidor debe soportar la prueba de tensión de impu lso como se especifica a continuación. La prueba 
se debe realizar únicamente en medidores completos. 
NOTA:  Para los efectos de esta prueba, el término "tierra" tiene el siguiente significado: 
1) Cuando la cubierta del medidor está hecha de metal, la "tierra" es la cubierta misma, colocado sobre 
una superficie plana y conductora, y; 
2) Cuando la cubierta del medidor o sólo una parte de ella está hecha de material aislante, la "tierra" es 
una lámina conductora envuelta alrededor del medidor que toca todas las partes conductoras accesibles y conectada a la superficie plana y conductora sobre la cual se coloca el medidor. Las distancias entre la lámina conductora y las terminales, y entre la lámina conductora y los agujeros 
para los conductores, no deben ser mayores de 2 cm. 
Durante la prueba de tensión de impulso, los circui tos que no estén bajo prueba deben estar conectados 
a tierra. 
c) Condiciones de prueba generales: 
1) Temperatura ambiente: 15° C a 25° C; 
2) Humedad relativa: 25% a 75%, y; 
3) Presión atmosférica: 86 kPa a 106 kPa. 
d) Efectos permitidos: una vez completada la prueba de tensión de impulso, no deben existir daños en 
el medidor y no se debe producir ninguna falla significativa. 
e) Condiciones de prueba: 
1) Forma de onda del impulso: impulso de 1.2/50 microsegundos especificado en la IEC 60060-1; 
2) Tiempo de subida de tensión: ± 30%; 
3) Tiempo de caída de tensión: ± 20%; 
4) Fuente de energía: 0.5 J ± 0.05 J; 
5) Tensión de prueba: de acuerdo con la Tabla 4.12; 
6) Tolerancia de la tensión de prueba: +0 -10%, y; 
7) Impedancia de la fuente 500 ohm ± 50 ohm. 
Para cada prueba (véase 10.5.11.1 y 10.5.11.2) la tensión de impulso, se debe aplicar diez veces con una 
polaridad y luego se repite diez veces con la otra po laridad. El tiempo mínimo entre impulsos debe ser 
de 30 segundos. 
Tabla 4.12-Niveles de prueba de tensión de impulso 
Tensión de fase a tierra derivada de la tensión 
nominal del sistema (V) Tensión de impulso nominal (V) 
V < 100 2 500 
100 < V < 150 4 000 
150 < V < 300 6 000 
300 < V < 600 8 000 
 114 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.5.11.1. Tensión de impulso para y entre circuitos 
La norma que aplica es la NMX-J-674/11-ANCE-2013 o la que la sustituya. a) Procedimiento de prueba: la prueba se debe rea lizar independientemente en cada circuito  
(o conjunto de circuitos) que esté aislado de otros circuitos del medidor en uso normal. Las terminales de los circuitos que no estén sometidos a tensión de impulso deben estar conectados 
a tierra. 
b) Por lo tanto, cuando los circuitos de tensión y de corriente de un elemento de medición están 
conectados entre sí en uso normal, la prueba se debe realizar sobre el conjunto. El otro extremo del 
circuito de tensión se debe conectar a tierra y la tensión de impulso se debe aplicar entre la terminal 
del circuito de corriente y la tierra. 
c) Cuando varios circuitos de tensión de un medidor tienen un punto común, este punto se debe 
conectar a tierra y la tensión de impulso se debe aplicar sucesivamente entre cada uno de los extremos libres de las conexiones (o el circuito de corriente conectado a ella) y tierra. El otro extremo 
de este circuito de corriente debe estar abierto. 
d) Cuando los circuitos de tensión y de corriente del mismo elemento de medición se separan y se 
aíslan adecuadamente en uso normal (por ejemplo, cada circuito conectado al transformador de 
medición), la prueba se debe realizar por separado en cada circuito. 
e) Durante la prueba de un circuito de corriente, las terminales de los otros circuitos se conectarán a 
tierra y la tensión de impulso se aplicará entre una de las terminales del circuito de corriente y la tierra. Durante la prueba de un circuito de tensión, las terminales de los otros circuitos y una de los terminales del circuito de tensión bajo prueba deben conectarse a tierra y la tensión de impulso se 
debe aplicar entre la otra terminal del circuito de tensión y tierra. 
f) Los circuitos auxiliares destinados a ser conec tados directamente a la red o a los mismos 
transformadores de tensión como los circuitos del medidor y con una tensión de referencia superior a 40 V deben someterse a la prueba de tensión de impulso al estar unidos con un circuito de tensión 
durante las pruebas. Los otros circuitos auxiliares no deben ser probados. 
10.5.11.2. Tensión de impulso de los ci rcuitos eléctricos c on relación a tierra 
La norma que aplica es la NMX-J-674/11-ANCE-2013 o la que la sustituya. 
a) Procedimiento de prueba: todas las terminales de los ci rcuitos eléctricos del medidor, incluidos las de 
los circuitos auxiliares con una tensión de referenc ia superior a 40 V, deben conectarse entre sí. 
 Los circuitos auxiliares con una tensión de referencia inferior o igual a 40 V deben conectarse a 
tierra. La tensión de impulso se debe aplicar entre todos los circuitos eléctricos y tierra. 
b) Efectos permitidos: durante esta prueba, no se de be producir ninguna chispa, descarga o perforación 
perjudicial. 
10.5.12. Falla a tierra 
La norma que aplica es la IEC 62052-11 vigente o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos del capítulo  7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones de falla a tierra. 
 Esta prueba sólo se aplica a los medidores trifás icos operados por transformadores de cuatro hilos 
que el fabricante manifieste que pueden ser conecta dos a redes de distribución que están equipadas 
con neutralizadores de falla a tierra o en las que el punto estrella está aislado. En el caso de una falla a tierra y con una sobretensión del 10%, las tens iones de línea a tierra de las dos líneas que no están 
afectadas por la falla a tierra aumentarán 1.9 veces la tensión nominal. 
b) Procedimiento de prueba. Se deben aplicar los siguientes requisitos de prueba: 
 Para una prueba bajo una condición simulada de fa lla a tierra en una de las tres líneas, todas las 
tensiones se deben incrementar 1.1 veces las tens iones nominales durante 4 h. El neutro del 
medidor bajo prueba está desconectado de la terminal de tierra del equipo de prueba del medidor y se conecta a la terminal de línea del medidor en el que se debe simular la falla a tierra (véase Figura I. De esta manera, las dos terminales de tensión del medidor bajo prueba que no están afectadas por 
la falla a tierra están conectadas a 1.9 veces las tensiones de fase nominales. 
c) Efectos permitidos: Después de la prueba, el me didor no debe mostrar daños y debe funcionar 
correctamente. El cambio de error medido cuando el medidor vuelve a la temperatura de trabajo 
nominal no debe exceder los límites dados en la Tabla 1.7. 
d) Puntos de prueba obligatorios: 10 I
tr, f.p.= 1, carga balanceada. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 115 
 
Figura I. Esquema para la prueba de falla a tierra 
10.5.13. Operación de di spositivos auxiliares 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en las condiciones de operación de los disposit ivos auxiliares. La operación de los dispositivos 
auxiliares se debe someter a ensayo para garantiz ar que no afectan el rendimiento metrológico 
del medidor. 
b) Procedimiento de prueba: En esta prueba, el medidor  debe operar en condiciones de referencia y su 
error se supervisa continuamente, mientras que se  utilizan dispositivos auxiliares tales como 
dispositivos de comunicación, relés y otros circuitos de E/S. 
c) Efectos permitidos: La funcionalidad del medidor no se debe mostrar afectada y el cambio de error 
debido al funcionamiento de los dispositivos auxiliares siempre debe ser menor que el límite de 
cambio de error especificado en la Tabla 1.7. 
d) Puntos de prueba obligatorios: Itr e Imax, f.p.= 1. 
10.6. Pruebas mecánicas 
10.6.1. Vibraciones 
La norma que aplica para el método de prueba es la NMX-J-648/2-47-ANCE-2012 y para los límites de la 
prueba es la NMX-J-674/11-ANCE-2013, o la que la sustituya. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos del capítulo  7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones de vibraciones. 
b) Procedimiento de prueba: El medidor debe someters e a prueba en tres ejes perpendiculares entre sí, 
montado en un compartimento rígido median te su montaje normal de colocación. 
 El medidor se debe montar normalmente de maner a que la fuerza gravitacional actúe en la misma 
dirección que en su uso normal. Cuando el efecto de  la fuerza gravitaciona l no sea importante, el 
medidor se monta en cualquier posición. 
c) Severidad de la prueba: Lo indicado en la Tabla 4.13. 
d) Efectos permitidos: Después de la prueba, la func ión del medidor no se debe ver afectada y el 
cambio de error, a Inom, no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.7. 
e) Puntos de prueba obligatorios: Inom, f.p.=1. 116 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla 4.13-Condiciones de vibraciones 
Parámetro Condición 
Intervalo de frecuencia 10 Hz-150 Hz 
Frecuencia de transición 60 Hz 
Para f<60 Hz, Amplitud constante de movimiento de 0.075 mm 
Para f>60 Hz Aceleración constante de 9.8 m/s2 
Punto de control Único 
Número de ciclos de barrido por eje 10 
NOTA: 10 ciclos de barrido = 75 min. 
 
10.6.2. Impacto La norma que aplica para el método de prueba es la NMX-J-648/2-27-ANCE-2012 y para los límites de la 
prueba es la NMX-J-674/11-ANCE-2013 o las que las sustituyan. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones de impacto. 
b) Procedimiento de prueba: el medidor se debe somete r a impactos no repetitivos de formas de pulso 
normalizadas con aceleración y duración de pico espe cíficos. Durante la prueba, el medidor no debe 
estar en funcionamiento y debe sujetarse a un co mpartimento o a una máquina de prueba de 
impacto. 
c) Severidad de la prueba: 
1) Forma del pulso: media onda senoidal; 
2) Aceleración máxima: 300 m/s
2 y; 
3) Duración del pulso: 18 ms. 
d) Efectos permitidos: después de la prueba, la función del medidor no se debe ver afectada y el cambio 
de error, a Inom, no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.7. 
e) Puntos de prueba obligatorios: Inom, f.p.= 1. 
10.6.3. Protección contra radiación solar 
La norma que aplica para los métodos de prueba es la ISO 4892-3 y para los límites de la prueba es la 
IEC 62052-11, vigentes. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos de los cap ítulos 7.3.5, 7.6.1, 7.7.1 
y 7.3.6.2. Esta prueba sólo aplica pa ra medidores para uso en exteriores. 
b) Condiciones de prueba: el medidor de be estar en condición de no funcionamiento. 
 Condiciones de prueba: la indicada en la Tabla 4.14. 
Tabla 4.14-Medidor en condiciones de no funcionamiento 
Ciclo de prueba 
(ciclo de 24 h) Duración de la 
Prueba Temperatura 
8 h de irradiación 
56 ciclos de 24 h +55 °C 
16 h en oscuridad -- 
 
c) Procedimiento breve de prueba: se  debe exponer el medidor a la radiación artificial durante un 
período de 56 días (56 ciclos). 
d) Después de la prueba las muestras, los medidores con tensión clasificados como MB1 y MB2 o 
tensiones de operación fija de 120 V, aplicación en exterior tipo Socket, la placa de datos y la información que se despliega en pantalla, deben ser legibles a través de la cubierta, se deben ser evaluadas de acuerdo a la ISO 4582, siendo los límites de cambio de coloración los siguientes: 
DL igual o menor que 2 Da igual o menor que 2 
Db igual o menor que 8 
 NOTA:  Ver referencia bibliográfica 2. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 117 
10.6.4. Protección contra ingreso de polvo 
La norma que aplica es la IEC 60529 o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítulo 7.3.6.2 y de la  
Tabla 1.7, relativo a la protección contra la entrada de polvo. 
b) Condiciones de prueba: 
 Condiciones de referencia: clasificación de ac uerdo a Tabla 2.8 de esta NOM, y envolvente  
categoría 2. 
c) Procedimiento de prueba: después de la prueba se debe inspeccionar visualmente el interior del 
medidor y se debe realizar una prueba funcionamiento. 
d) Efectos permitidos: el polvo de talco u otro pol vo utilizado en la prueba no debe acumularse en una 
cantidad o en un lugar de tal manera que pueda interfer ir con el funcionamiento correcto del equipo o 
menoscabar la seguridad. Nada de polvo debe depo sitarse donde pueda conducir a un seguimiento a 
lo largo de las distancias de fuga. La función del medidor no debe afectarse. 
10.6.5. Prueba de resistencia al calor y fuego 
La prueba debe ser realizada de acuerdo a las normas IEC 60695-2-11 e IEC 62052-11: 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento del capítulo 7.3.6.2 y de la tabla 1.7 relativo a 
prueba de resistencia al calor y fuego. 
b) Condiciones de prueba: 
 Únicamente para tipo gabinete 
 - En la Parte frontal del medidor 650 °C ± 10 °C 
 - En la parte posterior del medidor cerca de las terminales 960 °C ± 15 °C 
 Duración de la prueba 30 s ± 1 s. 
c) Efectos permitidos: 
a. Durante la prueba no hay flama. 
b. En caso de existir flama, ésta debe extinguirse en un tiempo igual o menor a 30 segundos desde 
que se retira el hilo incandescente. 
10.6.6. Prueba de rocío salino 
La prueba debe ser realizada de acuerdo a la norma NMX-D-122 o la que la sustituya. a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de l capítulo 7.3.6.2 y de la tabla 1.7 relativo a la 
prueba de rocío salino. 
b) Condiciones de prueba: el medidor y el gabine te debe estar montado en condiciones normales de 
operación en una cámara salina y se debe exponer durante un período de 500 h, siendo la solución 
del cloruro de sodio con una concentración del 5 %, 
c) Efectos permitidos: después de la prueba no debe existir evidencia de corrosión o acción electrolítica 
en el medidor y gabinete y deben operar correctamente. 
d) Puntos de prueba obligatorios: el medidor debe cumplir con la clase de exactitud en I
nom con f.p 1.0 y 
f.p. 0.5 en atraso y 0.1 Inom con f.p =1.0. 
10.7. Pruebas climáticas 
10.7.1. Temperaturas extremas-calor seco. Las normas que aplican son la NMX-J-607-A NCE-2008, NMX-J-648/3-1-ANCE-2012 y  
NMX-J-674/11-ANCE-2013 o las que las sustituyan. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos del capítulo 7.3.6.2 y de la  
Tabla 1.7, en condiciones de calor seco. 
b) Procedimiento de prueba: La prueba consiste en la exposición a las altas temperaturas especificadas 
bajo condiciones de "aire libre" durante 72 h (a par tir de cuando la temperatura del medidor sea 
estable), con el medidor en estado de no funcionamiento. 
 El cambio de temperatura no debe exceder de 1 °C /min durante el calentamiento y el enfriamiento. 
 La humedad absoluta de la atmósfera de prueba no debe superar los 20 g/m
3. 118 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
c) Severidad de la prueba: la prueba se debe realizar a una temperatura de prueba de 70 °C. 
d) Efectos permitidos: después de la prueba, el func ionamiento del medidor no debe ser perjudicado y 
el cambio de error no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.7. 
e) Puntos de prueba obligatorios: Inom, f.p.= 1. 
10.7.2. Temperaturas extremas-frío 
Las normas que aplican son la IEC 60068-2-1, NMX- J-648/3-1-ANCE-2012 y NMX-J-674/11-ANCE-2013 o 
las que las sustituyan. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítu lo 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.7, en condiciones de bajas temperaturas. 
b) Procedimiento de prueba: la prue ba consiste en la exposición a la baja temperatura especificada en 
condiciones de "aire libre" durante 72 h (a partir  del momento en que la temperatura del medidor es 
estable) con el medidor en estado de no funciona miento. El cambio de temperatura no debe exceder 
1 °C/min durante el calentamiento y el enfriamiento. 
c) Severidad de la prueba: el ensayo se debe realizar a una temperatura de prueba de -25 °C. 
d) Efectos permitidos: después de la prueba, la función del medidor no debe ser perjudicada y el cambio 
de error no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.7. 
e) Puntos de prueba obligatorios: 10 Itr, f.p.= 1. 
10.7.3. Calor húmedo, estado estacionario (sin  condensación), para clase de humedad H1 
Las normas que aplican son la NMX-J-648/ 2-78-ANCE-2012 e IEC 60068-3-4 vigente. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos establecidos en la Tabla 1.7 y en 
7.3.6.2. 
b) Procedimiento de prueba: la prueba consiste en la exposición a un nivel alto de temperatura 
especificado y a una humedad relativa constante es pecificada durante un cierto tiempo fijo definido 
por el nivel de severidad. El medidor debe ser manejado de tal manera que no se produzca condensación de agua sobre él. 
c) Condiciones de prueba: circuitos de tensión y auxiliares energizados con tensión de referencia, y sin 
corriente en los circuitos de corriente. 
d) Severidad de la prueba: 
1) Temperatura: 30 °C; 
2) Humedad: 85%, y; 
3) Duración: 2 días. 
e) Efectos permitidos: durante la prueba no debe produc irse ninguna falla significativa. Inmediatamente 
después de la prueba, el medidor debe funciona r correctamente de acuerdo con los parámetros de 
exactitud establecidos en la Tabla 1.6. 
 Veinticuatro horas (24 h) después de la prueba, el medidor debe someterse a una prueba de 
funcionamiento durante la cual se  demostrará que funciona correctam ente. No debe haber evidencia 
de daño mecánico o corrosión que pueda afectar las propiedades funcionales del medidor. 
10.7.4. Calor húmedo, cíclico (condensación)  para las clases de humedad H2 y H3 
Las normas que aplican son la NMX-J-648/ 2-30-ANCE-2012 e IEC 60068-3-4 vigente. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos del establec idos en la Tabla 1.7, y 
en 7.3.6.2, bajo condiciones de alta humedad y vari aciones de temperatura. Esta prueba se aplica a 
los medidores con una especificación de clase de humedad para lugares cerrados donde los medidores deben ser sometidos a condensación de agua o para lugares abiertos (clases de humedad H2 y H3). 
b) Procedimiento de prueba: la prueba consiste en la  exposición a variaciones de temperatura cíclicas 
entre 25 °C y la temperatura es pecificada como temperatura superior de acuerdo con la severidad de 
la prueba indicada más adelante, manteniendo la humedad relativa por encima del 95% durante las etapas de cambio de temperatura y baja temperat ura y al 93% durante las etapas de temperatura 
superior. La condensación debe ocurrir en el medidor durante el aumento de temperatura. 
 El ciclo de 24 h consta de: Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 119 
1) Aumento de temperatura durante 3 h. 
2) Temperatura mantenida a un valor superior hasta 12 h desde el inicio del ciclo. 
3) La temperatura se reduce a un valor inferior en el intervalo de 3 h a 6 h, siendo la velocidad de 
caída durante la primera hora y media tal que el valor más bajo se alcance en 3 h, y; 
4) La temperatura se mantiene en el valor inferi or hasta que se completa el ciclo de 24 h. 
El periodo de estabilización anterior y la recuperación después de la exposición cíclica deben ser tales que 
todas las partes del medidor estén a una temper atura inferior a 3 °C de su temperatura final. 
Condiciones de prueba: 
1) Los circuitos de tensión y auxiliares energizados con tensión de referencia; 
2) Sin corriente en los circuitos de corriente, y; 
3) Posición de montaje según las especificaciones del fabricante. 
c) Severidad de la prueba: los medidores con un a especificación de clase de humedad para lugares 
cerrados donde los medidores son sometidos a agua condensada deben ser probados a nivel de 
severidad 1. Los medidores con una especificación de clase de humedad para lugares abiertos 
deben ser probados en el nivel de severidad 2. Véase tabla 4.15. 
Tabla 4.15 Clases de humedad H2 y H3 
Clase de humedad especificada H2 H3 
Niveles de severidad 1 2 
Temperatura superior (°C) 40 55 
Duración (ciclos) 2 2 
 
d) Efectos permitidos: durante la prueba no se debe producir ninguna falla significativa. 
e) Inmediatamente después de la prueba, el medidor debe funcionar correctamente de acuerdo con los 
parámetros de exactitud establ ecidos en la Tabla 1.7. 
 Veinticuatro horas después de la prueba, el medidor debe someterse a una prueba de 
funcionamiento durante la cual se  demostrará que funciona correctam ente. No debe haber evidencia 
de daño mecánico o corrosión que pueda afectar las propiedades funcionales del medidor. 
10.7.5. Prueba de agua Las normas que aplican son la IEC 60068-2- 18, IEC 62052-11 y NMX-J-529-ANCE-2012. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos de 7.3. 6.2 y de la Tabla 1.7, en 
condiciones de lluvia y salpicaduras de agua. La prueba es aplicable a medidores que se especifican 
para ubicaciones abiertas (IP54). 
b) Procedimiento de prueba: el medi dor se debe montar en un dispositivo apropiado y se somete a un 
chorro de agua generado a partir de un tubo oscilante o una boquilla de aspersión utilizada para 
simular el rocío o salpicaduras de agua. 
c) Condiciones de prueba: 
1) El medidor debe estar en modo no funcional durante la prueba; 
2) Caudal (por boquilla): 0.07 L/min; 
3) Duración: 10 min, y; 
4) Ángulo de inclinación: 0° y 180°. 
d) Efectos permitidos: después de la prueba el medidor no se debe tener ninguna falla significativa, 
después de 24 h, el medidor debe someterse a una prueba de funcionamiento durante la cual debe 
demostrar que funciona correctamente y que cumple c on los requisitos de exactitud de la Tabla 1.3. 
 No debe existir evidencia de ningún daño mecánico o corrosión que pueda afectar las propiedades 
funcionales del medidor. 120 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.7.6. Prueba de estabilidad a largo pl azo de las características metrológicas. 
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de  los requisitos del capítulo 7.8 y la Tabla 1.7 
para la estabilidad metrológica. 
b) Procedimiento de prueba: el fabric ante debe presentar, evidencia de pruebas basadas en estándares 
o recomendaciones internacionales y la declaración de garantía que incluya la estabilidad metrológica por un tiempo mínimo de 10 años. 
c) Puntos de prueba obligatorios: para la m edición inicial y final, la tensión será U
nom, con los siguientes 
puntos de prueba: Itr, 10 Itr, y Imax en PF = 1. 
10.7.7. Prueba de demanda máxima rolada en pantalla 10.7.7.1. Principio Este método de prueba se utiliza para comprobar que el valor del registro de la demanda máxima rolada 
mostrada en pantalla corresponde con el resultado de la  Fórmula 2 de la demanda máxima rolada a partir de 
los registros de energía cincominutales, por un periodo de al menos 30 min.. Este método comprueba la 
implementación del algoritmo de cálculo de demanda ro lada y no la exactitud con la que se determina el 
consumo registrado cada 5 min.. Sólo aplica para certificación inicial. 
10.7.7.2. Material Ninguno 
10.7.7.3. Aparatos 
a) Fuente de tensión 
b) Fuente de corriente alterna 
10.7.7.4. Procedimiento a) Conectar los elementos del medidor de la si guiente forma: Terminales de potencial en paralelo y 
terminales de corriente en serie. 
b) Colocar el medidor en modo normal, c onfigurado el perfil de energía cincominutal. 
c) El inicio del periodo cincominutal estará determinado por el reloj del propio medidor. 
d) Al inicio de la prueba, se debe reiniciar la demanda máxima rolada a ceros. 
e) Aplicar una tensión de Un a las terminales de potencial del medidor variando la corriente aplicada en 
cada periodo de integración de p1 a p6 de acuerdo a lo siguiente: 
f) Al inicio de p1 aplicar una corriente de In hasta que termine dicho periodo p1. 
g) Al inicio de p2 aplicar una corriente de 1/3 de In hasta que termine el periodo p2. 
h) Al inicio de p3 aplicar una corriente de In hasta que termine el periodo p3. 
i) Al inicio de p4 aplicar una corriente de 2/3 de In hasta que termine el periodo p4. 
j) Al inicio de p5 aplicar una corriente de In hasta que termine el periodo p5. 
k) Al inicio de p6 aplicar una corriente de 2/3In has ta que termine el periodo p6, posteriormente se deja 
de aplicar corriente al medidor. 
l) Tomar el valor de la demanda máxima rolada registrada en la pantalla del medidor. 
m) Mediante el software del medidor se extrae el perfil de energía del periodo de la prueba. 
n) Para obtener la demanda promedio de cada periodo cincominutal se aplica la siguiente fórmula 1. 
 Formula 1:  
 
 donde: 
DP Demanda Promedio del periodo cincominutal Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 121 
o) Para obtener la demanda rolada se aplica la siguiente fórmula 2. 
 Formula 2: 
 
 donde: 
DP Demanda promedio del periodo 
p1, p2 y p3  periodos 1, 2 y 3 de integración de 5 min. 
p) Para obtener la Demanda rolada del siguiente bloque, se hace el corrimiento de 1 periodo 
cincominutal. 
 
Para obtener la demanda máxima rolada, se evalúa el resultado de la última demanda rolada calculada, si 
es mayor que la calculada del bloque anterior, se actualiza el valor hasta que se encuentre una demanda 
rolada mayor o se reinicie a ceros lo s valores de demanda  máxima rolada. 
10.7.7.5. Expresión de resultados La prueba se cumple cuando el valor del registro máximo mostrado en pantalla sea igual al valor calculado 
en la Formula 2 con una desviación máxima de una cuenta del digito menos significativo en pantalla. 
10.8. Pruebas para Verificación 10.8.1. Durante la verificaci ón del medidor, se deben realizarse las pruebas siguientes: 
a) Verificación de Software. 
 Objetivo: confirmación de la identificación del software legalmente relevante interno del medidor de 
acuerdo a las opciones 7.6.2 de la norma. 
b) Determinación del error intrínseco (calibración) para medidores de energía activa y reactiva. 
 Objetivo: esta prueba tiene por objeto comprobar que el medidor mantiene las condiciones 
metrológicas de exactitud para su operación en campo. 
1) Dependencia de la corriente. 
 Objetivo: comprobar el cumplimiento de los r equerimientos de exactitud de la Tabla 1.3. 
2) Comprobación del registro de energía cincominutal. 
 Objetivo: comprobar el cumplimiento de los requ erimientos de la clase de exactitud del medidor 
a tensión, corriente y factor de potencia unitaria  durante al menos un intervalo cincominutal. 
c) Medidores con calidad de la potencia 
1) Distorsión armónica total en corriente (THD) 
 Objetivo: comprobar el cumplimiento de los requerimientos de la clase de medición para la 
distorsión armónica total (THD) dentro de la  incertidumbre indicada en la IEC 62586-2. 
2) Sag de tensión. 
 Objetivo: comprobar el cumplimiento de los requerimientos de la clase de medición para el Sag 
de tensión dentro de la incertidumbre indicada en la IEC 62586-2 
10.8.2. Características técnicas del patrón de trabajo 10.8.2.1. Caracter ísticas básicas. 
a) Una relación de exactitud respecto al medidor bajo prueba mínima de 4 a 1, y; 
b) Debe contar con informe(s) de calibración vigente(s)  en las variables de energía eléctrica activa y 
reactiva, con trazabilidad a patrones nacionales me diante laboratorios acreditados en la Norma 
Mexicana NMX-EC-17025-IMNC-2006. 122 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
10.8.2.2. Capacidades del medidor patrón de trabajo. 
Se deben considerar las siguientes: 1) Capacidad de evaluar eventos de calidad de la po tencia en decrementos e incrementos repentinos 
de tensión y corriente (Sag, Swell) y armóni cas en tensión y corriente conforme a la  
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018, por comparación o por inyección de una forma de onda normalizada. 
2) Medir cuatro cuadrantes y bidireccional, por el método de medición de energía por pulsos, con 
capacidad de operar de -10 °C a +70 °C. 
3) El medidor patrón de trabajo debe cubrir las cond iciones de prueba en los intervalos de Armónicas en 
tensión hasta la armónica 50 en múltiplos de la  componente fundamental a tensión y frecuencia 
nominal. 
4) La capacidad de medir la Distorsión armónica total (THD) en tensión 
10.8.2.3. Características del instrume nto para calidad de la potencia. 
Para la prueba de THD de corriente el instrumento de referencia usado deberá de tener las siguientes 
características: 
1) Incertidumbre en corriente de 0.02% 
2) Incertidumbre de frecuencia 0.02% 
3) Incertidumbre en la suma de armónicas de corriente 2% 
4) Estabilidad en la prueba para la ventana de m edición de 10/12 ciclos de 500 ppm o 0.05%. 
Para la prueba de medición de Sag de tensión el instrumento de re ferencia usado deberá de tener las 
siguientes características: 
1) Incertidumbre de frecuencia 0.02% 
2) Incertidumbre para tensión eléctrica de 0.02% en el intervalo de 5 V a 480 V 
3) Estabilidad en la prueba para la ventana de m edición de 10/12 ciclos de 500 ppm o 0.05%. 
10.8.3 Procedimiento  
a) Puntos de prueba para medidores de energía activa y reactiva 
i) Dependencia de la corriente, las condiciones de la prueba se encuentran en la Tabla 4.16. 
Los medidores deben cumplir como mínimo con los requer imientos de exactitud de la Tabla 1.3, esto se 
debe comprobar con las corrientes de los siguientes puntos de prueba con carga: 
Tabla 4.16-Puntos de prueba para medidores de energía activa y reactiva 
Carga Medidor con 
transformador Conexión 
directa 
I
max = 100 A Conexión 
directa 
Imax = 200 A Tensión 
V Angulo 
Energía 
activa Angulo 
Energía 
reactiva 
Alta (Wh) 5 15 30 Unom 0 y 180 
grados  ---- 
Media (Wh) 2.5 n/a n/a Unom 0 y 180 
grados  ---- 
Baja (Wh) 0.5 1.5 3 Unom 0 y 180 
grados  ---- 
Cuadrantes 
1,2,3 y 4 
(Wh y varh) 2.5 15 30 Unom 60, 120, 
240 y 300 
grados  30, 150, 
210 y 330 
grados 
 
b) Puntos de prueba para medidores de energía co n calidad de la potencia, se encuentran en la  
Tabla 4.17. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 123 
Tabla 4.17-Puntos de prueba para medidores de energía con calidad de la potencia 
Prueba Corriente 
de Prueba Angulo de 
fase Tensión de prueba Duración Requerimiento de 
prueba satisfactoria 
Decremento 
repentino de 
tensión 
(Sag) 
In 0 °, f.p = 1 De acuerdo al punto 
6.4 cláusula A4.2.1 
de la IEC 62586 
Sag al 20% de la 
Unom 2.5 Ciclos de 
la fundamentalComprobar que todos 
los resultados cumplen 
con el punto 5.4.5.1 y 
5.4.5.2 de la NMX-J-
610-4-30-ANCE-2018 
vigente 
Armónicas 
de corriente De acuerdo al punto 
6.15 que hace 
referencia al punto 
6.6 cláusula A6.1.4 
de la IEC 62586 
50 armónicas 
presentes con THD 
del 200% de acuerdo 
con la IEC 61000-2-4De acuerdo 
con IEC 
61000-2-4 De acuerdo al punto 
6.15 que hace referencia 
al punto 6.6 cláusula 
A6.1.4 de la IEC 62586 
50 armónicas presentes 
con THD del 200% de 
acuerdo con la IEC 
61000-2-4 
 
11. Pruebas para medidores con medición de energía reactiva 11.1. Condiciones de prueba de exactitud Las pruebas de exactitud se realizan conforme a las siguientes condiciones de prueba: a) El medidor debe probarse en su chasis con la  cubierta en posición, todas las partes que 
corresponda, deben estar puestas a tierra. 
b) Antes de llevar a cabo cualquier prueba los circuitos deben energizarse el tiempo suficiente para 
alcanzar su estabilidad térmica. 
c) Los medidores polifásicos deben mantener de forma adicional lo siguiente: 
i. La secuencia de fases debe ser como la que indica el diagrama de conexiones. 
ii. Las tensiones y las corrientes deben estar sustancialmente balanceadas de acuerdo con la 
Tabla 4.18. 
d) Las condiciones de referencia para llevar a cabo las pruebas son las que se indican en la Tabla 4.4. 
Tabla 4.18-Balance de tensión y corriente 
Medidores Polifásicos Variación máxima permisible 
por Clase de medidor 
0,5 S 1 y 1S 
Cada una de las tensiones entre fase y neutro y entre cualquier par de fases no debe variar de la tensión promedio correspondiente por más del: ±1 % ±1 % 
Cada una de las corrientes en los conductores de fase no deben variar 
de la corriente promedio por más del: ±1 % ±1 % 
Los desplazamientos de fase de cada una de estas corrientes con la 
correspondiente fase de la tensión del neutro, independientemente del ángulo de fase, no debe variar entre sí por más del: 2° 2° 
Cuando se prueba un medidor polifásico de energía reactiva, los errores pueden surgir si el método de 
prueba utilizado y el medidor bajo prueba se ven afectados de manera diferente por el desbalance de 
tensión y corriente. En tales casos la referencia de  tensión se debe ajustar cuidadosamente para obtener 
un alto grado de simetría.  
 
11.2. Prueba de condiciones de arranque y sin carga 11.2.1. Generalidades Las condiciones y los valores de las magnitudes de influencia para las pruebas son las que se establecen 
en el capítulo 11.1 excepto cualquier cambio específico que se indique. 
11.2.2. Arranque inicial del medidor El medidor debe ser funcional dentro de los primeros 5 segundos después de que la tensión de referencia 
haya sido aplicada a las terminales del medidor. 124 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
11.2.3.  Autocalentamiento 
La variación del error debido al autocalentamiento no debe exceder los valores dados en la Tabla 4.19. 
Tabla 4.19-Variaciones debidas al autocalentamiento 
Valor de corriente seno  
(en adelanto o atraso) Límites de variaciones en el error porcentual 
para medidores de la clase 
0,5 S 1 y 1 S 
Imax 1 0.2 0.7 
0.5 0.2 1.0 
 
La prueba se debe llevar a cabo de acuerdo con lo siguiente: 
Después de que los circuitos de tensión han sido energizados a la tensión nominal durante al menos una 
hora, sin ninguna corriente aplicada en los circuitos de corriente, se debe aplicar la corriente máxima a los 
circuitos de corriente. El error del medidor se debe medir en seno  = 1 inmediatamente después de que la 
corriente fue aplicada y posteriormente en intervalos lo suficientemente cortos para describir de forma gráfica 
la curva de la variación del error como función del tiempo. La prueba se debe llevar a cabo durante al menos 1 hora y en cualquier caso hasta que la variación del er ror durante 20 min. no exceda del 0.1 % para medidores 
clase 1 S y 1 de 0.05% para medidores clase 0,5 S. 
En esta prueba, el porcentaje de error del medidor se debe medir a seno  = 1 y a seno  = 0.5 en atraso 
o adelanto con interrupciones mínimas para cambiar el punto de medición. 
Los cables de prueba deben cumplir con las especificaciones de la IEC 62052-31. 11.2.4. Prueba de la condición sin carga 
Cundo se aplica una tensión sin una corriente fluyendo por el circuito de corriente, no se debe producir 
más de un pulso en la salida de prueba del medidor. 
Para esta prueba el circuito de corriente debe estar en circuito abierto y una tensión del 115 % de la 
tensión de referencia debe estar aplicada a los circuitos de tensión. 
El periodo de prueba mínimo, expresado en minutos t debe ser: 
 
donde: 
k =  es el número de pulsos emitidos por el dis positivo de salida del medidor por kilovolt-ampere-
reactivo-hora (pulsos/kvarh); 
m =  es el número de elementos de medición; 
Un=  es la tensión de referencia en volts; 
Imax =  es la corriente máxima en amperes. 
Para los medidores operados con transformadores con re gistros primario y medio primario, la constante k 
debe corresponder a los valores secundarios (tensión y corrientes). 
11.2.5. Arranque 
El medidor debe iniciar y continuar registrado a los valores de corriente de arranque (y en el caso de 
medidores polifásicos, con carga balanc eada) mostrados en la Tabla 4.20. 
Tabla 4.20 Corriente de arranque 
Medidor con Clase del medidor seno  
(en atraso o 
adelanto) 0,5 S 1 y 1 S 
Conexión directa --- 0.004 Ib 1 
Conexión a través de transformadores de 
corriente 0.001 In 0.002 In 1 
 
11.3. Pruebas para las magnitudes de influencia 11.3.1. Generalidades 
Las pruebas para la variación causada por magnitudes  de influencia definidas en la Tabla 4.21, deben 
llevarse a cabo de formas independiente con todas las demás magnitudes de influencia en sus condiciones de 
referencia de acuerdo con la Tabla 4.4.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 125 Tabla 4.21–Magnitudes de influencia 
Magnitud de influencia De acuerdo 
al capítulo Valor de corriente (balanceada a menos que se 
indique de otra forma) seno  (en 
adelanto o 
atraso) Coeficiente de temperatura 
promedio %/K para medidores 
de clase 
Medidores conectados 
directamente Medidores operados 
con transformador 0,5 S 1 o 1 S 
Dependencia con la temperatura 7 10.4.1 0.1 Ib ; Ib ; Imax 0.05 In ; In ; Imax 1 0.03 0.05 
0.2 Ib ; Ib ; Imax 0.1 In ; In ; Imax 0.5 0.05 0.1 
     Límites de variación en el 
porcentaje del error para 
medidores de clase 
0,5 S 1 o 1 S 
Variación de la tensión ±10 % 1, 2 10.4.3 0.1 Ib ; Ib ; Imax 0.05 In ; In ; Imax 1 0.25 0.5 
0.2 Ib ; Ib ; Imax 0.1 In ; In ; Imax 0.5 0.5 1.0 
Variación de la frecuencia ±2 % 2 10.4.4 0.1 Ib ; Ib ; Imax 0.05 In ; In ; Imax 1 0.5 1.0 
0.2 Ib ; Ib ; Imax 0.1 In ; In ; Imax 0.5 0.5 1.0 
Armónicas en los circuitos de tensión y 
de corriente 9 10.4.9 Ib Imax/2 1 2.5 2.5 
Señal de corriente continua en el circuito 
de corriente alterna 3 10.4.15 
 --- 1 --- 6.0 
Inducción magnética continua de origen 
externo 4 10.4.11 Ib In 1 2.0 2.0 
Campo magnético de origen externo 0.5 
mT 5 10.4.12 Ib In 1 1.0 2.0 
Campos electromagnéticos de RF 
radiados 10.5.6 Ib I n 1 2.0 2.0 
Operación de dispositivos auxiliares 6 10.5.13 0.05 Ib ; Imax 0.05 In ; Imax 1 0.5 0.5  126 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Magnitud de influencia De acuerdo 
al capítulo Valor de corriente (balanceada a menos que se 
indique de otra forma) seno  (en 
adelanto o 
atraso) Coeficiente de temperatura 
promedio %/K para medidores 
de clase 
Medidores conectados 
directamente Medidores operados 
con transformador 0,5 S 1 o 1 S 
Perturbaciones conducidas, inducidas por 
campos de radiofrecuencia 10.4.14 Ib I n 1 1.5 2.5 
Transitorios rápidos 10.5.4 Ib In 1 2.0 3.0 
Inmunidad a las ondas oscilatorias 
amortiguadas 8 10.5.8 --- In 1 2.0 3.0 
1) Para los rangos de tensión de -20 % a -10 % y +10 % a +15 %, los límites de variación en porcentaje de errores son tres veces l os valores indicados en esta 
Tabla. Por debajo de 0,8 Unom, el error del medidor puede variar entre +10 % y –100 %. 
2) El punto de prueba para la variación de la tensión y variación de la frecuencia es Ib para medidores conectados directamente e In para medidores operados 
con transformador. 
3) El propósito de esta prueba es para comprobar únicamente la co rriente de saturación del sensor. Las condiciones de prueba son e specificadas en 8.3.2 y en 
el Anexo A de la IEC 62053-24 vigente o la que la sustituya. El  factor de distorsión de tensión debe ser menor al 1%. Esta prue ba no aplica para medidores 
operados con transformador. 
4) Las condiciones de prueba son las indicadas en 10.4.11. 
5) Una inducción magnética de origen externo de 0,5 mT producida por una corriente a la misma frecuencia de la tensión aplicada al  medidor y bajo las 
condiciones más desfavorables de fase y dirección, no debe causar una variación en el porcentaje de error del medidor excediend o los valores de esta Tabla.
 La inducción magnética debe obtenerse colocando al medidor en el  centro de una bobina circular de 1 m de diámetro, sección cua drada y de espesor radial 
relativamente pequeño con relación al diámetro y 400 Amperes-vuelta. 
6)  Los dispositivos auxiliares, cuando se encuentren contenido (encerrado) en la envol vente del medidor, se energiza de forma in termitente, por ejemplo, el 
electroimán de un registro de múltiples rangos. 
 Las conexiones a los dispositivos auxiliares deben estar marcad as para indicar el método correcto de conexión. Si estas conexi ones se realizan mediante 
enchufes y sockets, éstas no deben ser intercambiables. 
7)  El coeficiente de temperatura promedio se determina para todo el rango de operación. El rango de temperatura de operación deb e estar dividió en rangos de 
20 K. El coeficiente de temperat ura promedio se determinará en estos rangos, tomando medidas de 10 K arriba de 10 K por debajo de la mitad del rango. 
8)  Ver NMX-J-674/11-ANCE-2013, 7.5.7 o la que la sustituya. 
9)  Las condiciones de prueba son las especificadas en 8. 3.4 de la IEC 62053-24 vigente o la que la sustituya. 
 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 127 
11.3.2. Armónicas 
La prueba es para comprobar que las armónicas no influyen sobre las mediciones más allá de lo 
establecido en la Tabla 4.21. 
Condiciones de prueba: 
 
La prueba se debe repetir cuando el factor de potencia de la armónica se cambia a  
 . 
La variación en el porcentaje del error cuando el medidor se sujeta a la forma de onda de la prueba en 
comparación cuando el medidor se sujeta a la forma de onda de referencia no debe de exceder los límites de variación dados en la Tabla 4.21. 
El patrón de referencia utilizado para estas pruebas debe estar diseñado y evaluado para medir potencia 
reactiva de acuerdo con la definición indicada en el capítulo 3. 
NOTA:  Factor de potencia de la armónica: tal que  
; significa que el ángulo de fase de la 
armónica de corriente de 5º orden está atrasado 90° re specto de la armónica de tensión de 5º orden (o 0.833 
ms para una señal de 60 Hz). 
11.4. Pruebas de perturbaciones 
11.4.1. Sobre corriente de corta duración La medición de la exactitud para energía reactiva de be hacerse en conjunto con la medición de energía 
activa de acuerdo a 10.5.10 antes y después de una so la prueba de inyección de sobre corriente de corta 
duración y los límites para energía activa para la T abla 1.7 y la energía reactiva para la Tabla 4.22. 
La sobre corriente de corta duración no debe dañar el  medidor. El medidor debe operar correctamente 
cuando regrese a sus condiciones de trabajo iniciales y las variaciones del error no deben exceder los valores indicados en la Tabla 4.22. 
El circuito de prueba debe ser no inductivo, la prueba debe realizarse fase por fase en medidores con 
capacidades polifásicas. 
Después de la aplicación de la sobre corriente de corta duración con la tensión mantenida en las 
terminales del medidor, se debe permitir al medidor regr esar a la condición de temperatura inicial con el 
circuito de tensión aun energizado (alrededor de 1 hora). 
a) Medidores de conexión directa: 
 El medidor debe ser capaz de manejar una sobr e corriente de corta duración con un valor de 4950 A 
RCM + 0% -10%, durante 0.1 s (6 ciclos) a frecuencia nominal. 
b) Medidores conectados a través de transformador. 
 El medidor debe de ser capaz de manejar una sobr e corriente de corta duración por 0.5 segundos, 
con un valor de 20 veces I
max RCM, con una tolerancia de +0 % a -10% a la frecuencia de línea. 
La corriente de prueba se debe aplicar una sola vez por fase. Adicionalmente a los requerimientos metrológicos cubi ertos en esta prueba, existen requerimientos de 
seguridad especificados en la norma internacional IEC 62052-31, en los capítulos 6.9.8, así como pruebas de 
seguridad especificadas en los capítulo s 6.10.5 y 6.10.6 de la IEC 62052-31. 
Tabla 4.22-Variaciones debidas a s obre-corrientes de corta duración 
Medidores Valor de 
corriente seno  (en atraso 
o adelanto) Límites de variaciones en el porcentaje 
de error para medidores de clase 
0,5 S 1 S 1 
Conectados 
directamente Ib 1 --- --- 1.5 
Conectados a través 
de transformador In 1 0.1 0.1 --- 
 128 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
11.5. Pruebas de los efectos climáticos 
Para las pruebas de efectos climáticos, se deben seguir  los procedimientos indicados en el capítulo 10.7, 
estas pruebas no deben dañar al medidor y esté debe operar correctamente cuando regresa a sus 
condiciones de trabajo iniciales. 
11.6. Pruebas de los efectos mecánicos Para las pruebas de efectos mecánicos, se deben segu ir los procedimientos indicados en los capítulos 
10.6.1, 10.6.2, 10. 6.3 y 10.6.4, estas pruebas no deben dañar el  medidor y esté debe operar correctamente 
cuando regresa a sus condiciones de trabajo iniciales. 
12. Pruebas para medidores de parámetros de calidad de la potencia 12.1. Condiciones de referencia para las pruebas Todas las pruebas para la aprobación del modelo o prototipo deben llevarse a cabo bajo las condiciones 
de referencia de la IEC 62586-1 vigente o la que la sustituya. La Tabla 4.23 muestra las condiciones de 
referencia para realizar las pruebas de calidad de la potencia, las cuales corresponden a lo indicado por la norma IEC 62586-1. 
Tabla 4.23-Condiciones de referencia para las pruebas a medidores  
de parámetros con calidad de la potencia 
Condiciones Condiciones de referencia 
Temperatura de operación 23 °C ± 2 °C 
Humedad relativa 40 % a 60 % 
Tensión de alimentación auxiliar Tensión de alimentación nominal ± 1 % 
Fases Disponibilidad de tres fases a) 
Campo magnético continuo externo < 40 A/m C.C. 
< 3 A/m C.A. a 60 Hz 
Componente de C.C. en tensión y corriente Ninguno 
Forma de onda Senoidal 
Frecuencia fnom = 60 Hz ± 0.5 Hz 
Valor de tensión Udin ± 1 % b) 
Parpadeo Pst < 0.1 b) 
Desbalance 100 % ± 0.5 % de Udin en todos los canales. 
A menos que se indique otra cosa, utilice los ángulos de 
fase de 0° ± 0.05° (canal 1) , -120° ± 0.05° (canal 2),
120° ± 0.05° (canal 3) (equivalente a u0 = 0%, u2 = 0%) b) 
Armónicas 0 % a 3 % de Udin b) 
Inter-armónicas 0 % a 0.5 % de Udin b) 
a) Se requiere solamente en el caso de sistemas de tres fases. 
b) fnom = 60 Hz 
 
12.1.1. Pruebas 
Las pruebas se deben realizar conforme a la IEC 62586-2 vigente o la que la sustituya. 
12.2. Procedimiento de prueba. Las pruebas deberán realizarse conforme a la  IEC 62586-2 vigente o la que la sustituya. 
12.3. Procedimiento de pruebas para instrumentos de medición que cumplen con la Clase A de 
acuerdo a la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 vigente o la que la sustituya . 
La Tabla 4.24 muestra el listado de pruebas para medi dores de calidad de la potencia, las cuales 
corresponden a lo indicado por la norma IEC 62586-2. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 129 
Tabla 4.24-Pruebas a medidores con medición de parámetros de calidad de la potencia 
No. Prueba 
1 Frecuencia. 
2 Amplitud de la tensión de suministro  o valor de tensión de suministro. 
3 Fluctuación de tensión (parpadeo). 
4 Interrupciones, decrementos e increm entos de la tensión de suministro. 
5 Desbalance de tensión de suministro. 
6 Armónicas de tensión. 
7 Inter armónicas de tensión. 
8 Tensión de señalización en la red eléctrica. 
9 Medición de los parámetros de subdesviación y sobredesviación. 
10 Abanderamiento (de los datos). 
11 Prueba de estabilidad de base de tiempo (reloj). 
12 Variaciones debidas a magnitudes de influencia externas. 
13 Variaciones rápidas de tensión (RVC). 
14 Valor de la corriente. 
15 Armónicas de corriente. 
16 Inter-armónica de corriente. 
17 Desbalance de corriente. 
 
13. Cálculo de la incertidumbre de medición, operativa y del sistema 
13.1. Incertidumbre total de un medidor de calidad de la potencia está definida por una especificación de: 
a) límites de incertidumbre sobre un intervalo de medición. En la Figura J pueden apreciarse los 
diferentes tipos de incertidumbre, 
b) Desviaciones máximas en la presencia de magnitudes de influencia (parámetros del suministro 
eléctrico o condiciones externas). 
 
Figura J. Diferentes tipos de incertidumbre 130 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
13.2. Incertidumbre de medición 
La incertidumbre de medición, está defin ida en la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018. 
Dicha incertidumbre debe incluir la incertidumbre intr ínseca bajo condiciones de referencia y el valor de 
variación máxima debido solamente a las magnitudes de influencia relevantes. 
13.3. Incertidumbre operativa 
La incertidumbre operativa debe incluir la incertidumbre intrínseca bajo condiciones de referencia, el valor 
de variación máxima debido solamente a las magnitudes de influencia pertinentes y el valor de variación máxima debido a las magnitudes de influencia externas pertinentes. 
 
 donde: 
N es el número de magnitudes de influencia únicas pertinentes 
M es el número de magnitudes de influencia externas pertinentes. 
NOTA:  Esta fórmula se deriva del apartado 7.22 de la ISO/IEC Guide 98-3, to mando en consideración 
una probabilidad de cobertura del 95 %. 
La incertidumbre de medición y operativa del valor de la  tensión de suministro, así como de la frecuencia 
deben calcularse tomando en cuenta la incertidumbre de los resultados de las pruebas en: 
 Incertidumbre intrínseca 
 Variaciones debidas a las magnitudes de influencia 
Los cálculos para la incertidumbre de medición y o perativa para el valor de tensión de suministro y la 
frecuencia deben tomar en consideración dos magnitudes  de influencia solamente (frecuencia y armónicas 
para el valor de tensión de suministro; valor de tensió n de suministro y armónicas para la frecuencia) y dos 
magnitudes de influencia externas (temperatur a y tensión de alimentación en ambos casos). 
A continuación, en los capítulos 13. 3.1, 13.3.2 y 13.3. 3, se presentan algunos ejemplos especificados 
tanto para la magnitud de la tensió n de alimentación como para la frecuencia, estos ejemplos se basan en el 
Anexo C del estándar IEC 62586-2. 
13.3.1. Parámetro: valor de la tensión de alimentación, Udin = 230 V, 60 Hz, intervalo de temperatura 
nominal -25 °C a +55 °C 
13.3.1.1. Para determinar la incertidumbre de medici ón de acuerdo a la NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 
expresado en volts. 
Niveles de tensión de prueba P1, P3 y P5 de acuerdo a la Tabla 3 Puntos de prueba para cada parámetro 
medido ( Testing points for each measured parameter)  bajo condiciones de referencia. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca más alta, por ejemplo, medido en el punto de prueba  
P5 = 0.092 V (0.04 % de Udin). 
 Se utiliza P3 para determinar las influencias causadas por la frecuencia y las armónicas. 
 Prueba de la influencia de la frecuencia sobre Udin en los puntos de prueba S1 y S3 de acuerdo a la 
Tabla 4Lista de las magnitudes de influencia del sistema de potencia ( List of single “power-system 
influence quantities”  y se selecciona la variación más alta, por ejemplo, medido en el punto de prueba 
S3 = 0.069 V (0.03 % de Udin). 
 Prueba de la influencia de las armónicas sobre Udin en el punto de prueba S1 de acuerdo a la Tabla 4 
Lista de las magnitudes de infl uencia del sistema de potencia ( List of single “power-system influence 
quantities”  y se utiliza la variación para el cálculo = 0.046 V (representa el 0.02 % de Udin). 
 
(0.06 % de Udin indicando que la incertidumbre de medición está dentro del 0.1 % de Udin). Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 131 
13.3.1.2. Cálculo 2: Para determinar la incertidumbre oper ativa dentro del intervalo de temperatura de 0 °C 
a +45 °C, tomando en cuenta una posible influencia causada por la variación de fuente de alimentación. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca más alta, por ejemplo, medida en el punto de prueba  
P5 = 0.092 V (0.04 % de Udin). 
 Prueba de la influencia de la temperatura en el  punto de prueba ET2 de acuerdo con la Tabla 6 
Influencia de la tensión de suministro auxiliar ( Influence of auxiliary power supply voltage ) y utilizar la 
variación causada por ET2 para más cálculos = 0.23 V (0.1 % de Udin). 
 Prueba de la influencia de la fuente de alimentación en los puntos de prueba EV1 y EV2 de acuerdo a 
la Tabla 7 Lista de criterios de prueba ( List of generic test criteria ) 4.25: resultado sin variación. 
 
(0.13 % de Udin indicando que la incertidumbre de medición está dentro del 0.2 % de Udin). 
NOTA: El capítulo 5.1.5  External influence quantities, de la IEC 62586-2, que contiene las tablas Table 5  – 
Influence of temperature  y Table 6 –  Influence of auxiliary power supply voltage , ET1, se refiere a External 
temperature 1 y EV1, se refiere a External voltage 1 .  
13.3.1.3. Cálculo 3: Para determinar la incertidumbre oper ativa fuera de un intervalo de temperatura de  
0 °C a +45 °C, tomando en consideración una posible influencia causada por la fuente de alimentación. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca más alta, por ejemplo, medida en el punto de prueba 
P5 = 0.092 V (0.04 % de Udin). 
 Prueba de la influencia de la temperatura en los puntos de prueba ET1 y ET3 de acuerdo con la Tabla 
6 Influencia de la tensión de suministro auxiliar ( Influence of auxiliary power supply voltage ) y utilizar la 
variación mayor para más cálculos = 0.46 V (0.2 % de Udin). 
 Se toman los valores para la influencia de la fuente de alimentación en los puntos de prueba EV1 y 
EV2 del cálculo 2. 
 
(0.24 % de Udin indicando que la incertidumbre de medición está dentro de 0.3 % de Udin). 
13.3.2. Parámetro: frecuencia de alimentación 60 Hz, inte rvalo de temperatura nominal -25 °C a +55 °C, 
expresado en mili hertzios mHz. 
13.3.2.1. Cálculo 1: Para determinar la incert idumbre de medición de acuerdo a la  
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 
Niveles de frecuencia de prueba P1, P2, P3 y P4 de acuerdo a la Tabla 3 Puntos de prueba para cada 
parámetro medido ( Testing points for each measured parameter)  bajo condiciones de referencia. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca mayor, por ejemplo, medida en el punto de prueba  
P4 = 4 mHz. 
 Se utiliza P2 para la determinación adicional de las influencias causadas por el valor de la tensión y 
las armónicas. 
 Prueba de la influencia del valor de la tensión en el punto de prueba S1 de acuerdo a la Tabla 4 Lista 
de las magnitudes de influencia del sistema de potencia ( List of single “pow er-system influence 
quantities” es 2 mHz 
 Prueba de la influencia de las armónicas en el punto de prueba S1 de acuerdo a la Tabla 4 Lista de 
las magnitudes de influencia del sistema de potencia ( List of single “power-system influence 
quantities”  es 3 mHz. 
 132 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
13.3.2.2. Cálculo 2: Para determinar la incertidumbre oper ativa dentro del intervalo de temperatura de 0 °C 
a +45 °C, tomando en cuenta una posible influencia causada por la fuente de alimentación. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca mayor, por ejemplo, medida en el punto de prueba  
P4 = 4 mHz. 
 Prueba de la influencia de la temperatura en el punto de prueba ET2 de acuerdo con la  
Tabla 6 Influencia de la tensión de suministro auxiliar ( Influence of auxiliary power supply voltage ) y 
utilizar la variación causada de ET2 para cálculos adicionales = 5 mHz. 
 Prueba de la influencia de la fuente de alimentación en los puntos de prueba EV1 y EV2 de acuerdo a 
la Tabla 7 Lista de criterios de prueba ( List of generic test criteria ): resultado sin variación. 
 
13.3.2.3. Cálculo 3: Para determinar la incertidumbre op erativa fuera de un intervalo de temperatura de 
0 °C a +45 °C, tomando en consideración una posible influencia causada por la fuente de alimentación. 
 Se selecciona la incertidumbre intrínseca mayor, por ejemplo, medida en el punto de prueba  
P4 = 4 mHz. 
 Prueba de la influencia de la temperatura en los puntos de prueba ET1 y ET3 de acuerdo con la Tabla 
6 Influencia de la tensión de suministro auxiliar ( Influence of auxiliary power supply voltage ) y utilizar la 
variación mayor para cálculo adicional = 15 mHz. 
 Se toman los valores para la influencia de la fuente de alimentación en los puntos de prueba EV1 y 
EV2 del cálculo 2. 
 
 
13.3.3. Los valores resultantes para la incertidumbre oper ativa no deben de exceder de los límites dados 
en la Tabla 4.25. 
Tabla 4.25-Requerimientos de incertidumbre 
Requerimientos de acuerdo a los 
cálculos definidos en los ejemplos 
anteriores Para medidores de parámetros de calidad de la potencia que 
cumplen con la clase A 
Incertidumbre máxima para el 
valor de la tensión de 
alimentación Incertidumbre máxima para la 
frecuencia a 60 Hz 
Cálculo 1 para la incertidumbre de medición ±0.1 % de U
din a) ±10 mHz b) 
Cálculo 2 para la incertidumbre 
operativa e) (dentro del intervalo de 
temperatura de 0 °C a +45 °C) ±0.2 % de Udin c) ±20 mHz d) 
Cálculo 3 para la incertidumbre 
operativa f) (fuera del intervalo de 
0 °C a +45 °C y dentro del intervalo 
de operación nominal) ±0.3 % de Udin c) ±30 mHz d) 
a) Para este cálculo, la incertidumbre intrínseca será definida como la peor incertidumbre calculada 
conforme a 6.2.2.1 de la IEC 62586-2, las variaciones serán definidas como las peores 
incertidumbres calculadas en cada una de las pruebas  especificadas en 6.2.2.2 del mismo estándar. 
b) Para este cálculo, la incertidumbre intrínseca será definida como la peor incertidumbre calculada 
conforme a 6.1.3.1 de la IEC 62586-2, las variaciones serán definidas como las peores 
incertidumbres calculadas en cada una de las pruebas  especificadas en 6.1.3.2 del mismo estándar. 
c) Para este cálculo, la incertidumbre intrínseca será definida como la peor incertidumbre calculada 
conforme a 6.2.2.1 de la IEC 62586-2, las variaciones serán definidas como las peores 
incertidumbres calculadas en cada una de las de las pruebas especificadas  en 6.2.2.2, 6.12.2 y 
6.12.3 del mismo estándar. 
d) Para este cálculo, la incertidumbre intrínseca será definida como la peor incertidumbre calculada 
conforme a 6.1.3.1 de la IEC 62586-2, las variaciones serán definidas como las peores 
incertidumbres calculadas en cada una de las prue bas especificadas en 6.1.3. 2, 6.12.2 y 6.12.3 del 
mismo estándar. 
e) Para los medidores que cumplen con la IEC 62586-1, esta prueba se aplica a medidores 
PQI-x-FI1, -FI2 y -FO. 
f) Para los medidores que cumplen con la IEC 62586-1, esta prueba se aplica a medidores 
PQI-x-FI1 y -FO, pero no se aplica a medidores PQI-x-FI2  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 133 
13.4. Incertidumbre del sistema 
La incertidumbre del sistema debe incluir la incert idumbre operativa, la in certidumbre debida a la 
impedancia de los cables y la incertidumbre debida a los sensores. 
La siguiente ecuación es una aproximación simplificada: 
 
 donde: 
N es el número de tipos de sensores externos (tensión o corriente). 
NOTA 1:  N = 1 cuando solamente se utiliza un solo s ensor de corriente (o de tensión), N = 2 cuando 
se utiliza un sensor de corriente y un sensor de tensión. 
NOTA 2:  Esta fórmula se deriva de la 7.22 de la ISO/IEC Guide 98-3 , tomando en consideración una 
probabilidad de cobertura del 95 %. 
TÍTULO SEXTO 
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD 
14. Disposiciones Generales  
De conformidad con los Artículos 68, 70 y 73 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, 80 y 81 
del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y No rmalización, se establece el presente Procedimiento 
para la Evaluación de la Conformidad. 
La evaluación de la conformidad de los medidores y tr ansformadores de medida objeto de la presente 
norma oficial mexicana, debe realizarse por personas acreditadas y aprobadas en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglam ento, de acuerdo con lo indicado en el Procedimiento 
para la Evaluación de la Conformidad que a continuación se describe. 
14.1. Objetivo y campo de aplicación  
El presente Procedimiento para la Evaluación de la  Conformidad, establece las directrices que deberán 
observar los interesados, para demostrar con fines ofic iales, el cumplimiento con la NOM-001-CRE/SCFI-2019, 
Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidor es y transformadores de medida-Especificaciones 
metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la  evaluación de la conformidad; así como las que 
deberán observar las personas acreditadas y aprobadas que intervienen en su proceso de evaluación de la conformidad. 
Este Procedimiento para la Evaluación de la Confor midad es aplicable cuando para fines oficiales los 
medidores y transformadores de medida, cubiertos por el  campo de aplicación de la NOM-001-CRE/SCFI-2019, 
requieran comprobar el cumplimiento con la misma. 
14.2. Referencias  
Para los fines de este Procedimiento para la Evaluación  de la Conformidad, es indispensable aplicar las 
normas oficiales mexicanas y normas mexicanas que se indican a continuación, o las que las sustituyan: 
NOM-106-SCFI-2017 Características de diseño y c ondiciones de uso de la contraseña oficial. 
(Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre de 2017). 
NMX-CC-9001-IMNC-2015 Sistemas de gestión de la calidad-Requisitos (Cancela a la  
NMX-CC-9001-IMNC-2008, Sistemas de  gestión de calidad-Requisitos) 
(Declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 03 de mayo de 2016). 
NMX-EC-17020-IMNC-2014 Evaluación de la conf ormidad-Requisitos para el funcionamiento de 
diferentes tipos de unidades (Organismos) que realizan la verificación (Inspección) (Cancela a la NMX-EC-17020-IMNC-2000) (Declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 06 de junio de 2014). 
NMX-EC-17025-IMNC-2006 Requisitos generales para  la competencia de los laboratorios de ensayo 
y de calibración (Cancela a la NMX-EC-17025-IMNC-2000) (Declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de julio de 2006). 134 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
NMX-EC-17065-IMNC-2014 Evaluación de la conformi dad-Requisitos para organismos que certifican 
productos, procesos y servicios (C ancela a la NMX-EC-065-IMNC-2000) 
(Declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación 
el 06 de junio de 2014). 
NMX-Z-12/2-1987 Muestreo para la inspecci ón por atributos-Parte 2: Métodos de 
muestreo, tablas y gráficas (Decla ratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 28 de octubre de 1987). 
14.3. Definiciones  
Para efectos de aplicación de este Procedimiento para la  Evaluación de la Conformidad, se establecen las 
abreviaturas y definiciones siguientes, además de las dispuestas por la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, y su Reglamento: 
14.3.1.  Norma Oficial Mexicana  
La norma oficial mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019,  Sistemas de medición de energía eléctrica-
Medidores y transformadores de medida- Especificaciones metrológicas, mé todos de prueba y procedimiento 
para la evaluación de la conformidad. 
14.3.2. Medidor 
Todo medidor de energía eléctrica objeto del campo de aplicación del presente Procedimiento para la 
Evaluación de la Conformidad, independientement e de sus funcionalidades (medición de energía activa, 
reactiva, calidad de la potencia, etc.).  
NOTA:  Véanse definiciones 3.35 a 3.40. 
14.3.3. Transformador de medida 
Todo transformador de medida objeto del campo de aplicación del presente Procedimiento de la 
Evaluación de la Conformidad, independientemente de  su tipo (potencial induct ivo, potencial capacitivo, 
corriente, combinado, etc.).  
NOTA: Véanse definiciones 3.61 y 3.62. 
14.3.4. Evaluación de la conformidad 
Determinación del grado de cumplimiento con las norma s oficiales mexicanas o la conformidad con las 
normas mexicanas, las normas internacionales u otras es pecificaciones, prescripciones o características. 
Comprende, entre otros, los procedim ientos de muestreo, prueba, calibrac ión, certificación y verificación.  
14.3.5. Personas acreditadas Los organismos de certificación,  laboratorios de prueba, laboratorios de calibración y unidades de 
verificación reconocidos por una entidad de acreditación, en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, para la evaluación de la conformidad de la norma oficial mexicana.  
14.3.6. Personas aprobadas 
Los organismos de certificación,  laboratorios de prueba, laboratorios de calibración y unidades de 
verificación aprobados por la Comisión Reguladora de  Energía y por la Secretaria de Economía, en los 
términos de la Ley Federal sobre Metrología y Norma lización, para la evaluación de la conformidad de la 
norma oficial mexicana.  
14.3.7. Certificación  
Procedimiento por el cual se asegura que un medidor o transformador de medida, se ajusta a los 
requisitos establecidos en la norma oficial mexicana. 
14.3.8. Certificación inicial Certificación que por primera y única vez se realiza a un modelo de medidor o transformador de medida, 
para comprobar el grado de cumplimiento con la norma oficial mexicana.  
14.3.9. Aprobación del modelo o prototipo 
Decisión de relevancia legal, con base en el informe  de la evaluación, de que el modelo de instrumento de 
medición cumple con los requisitos legales pertinente s y es adecuado para ser utilizado en el área regulada 
de manera que se espera que proporcione resultados de medición confiables en un periodo  
de tiempo definido.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 135 
14.3.10. Certificado de cumplimiento 
Documento obtenido de la certificación inicial, mediant e el cual un Organismo de Certificación de Producto 
acreditado y aprobado, hace constar que el medidor  o el transformador de medida cumple con las 
especificaciones establecidas en la norma oficial mexicana.  
14.3.11. Seguimiento Evaluación a medidores o transformadores de medida,  mediante muestreo y pruebas, posterior a la 
expedición del certificado de cumplimiento, para compro bar que cierto lote de productos, cumple con los 
requisitos establecidos en la norma oficial mexicana y con las condiciones bajo las cuales se dio la 
certificación inicial.  
14.3.12. Constancia de liberación Documento obtenido en el seguimie nto, mediante el cual un Organis mo de Certificación de Producto 
acreditado y aprobado, que avala que cierto lote (s), ti ene (n) aprobación del modelo o prototipo, certificado de 
cumplimiento, y que ha (n) aprobado las pruebas corresp ondientes, establecidas en la presente norma oficial 
mexicana.  
14.3.13. Certificado del sistema de gestión de la calidad 
Documento mediante el cual un organismo de cert ificación de sistemas de gestión de la calidad, 
acreditado en los términos de Ley Federal sobre Metrol ogía y Normalización, y su Reglamento, hace constar 
que un interesado determinado cumple con los requisitos establecidos en la norma mexicana  
NMX-CC-9001-IMNC-2015 o su correspondiente internacional, y que incluye dentro de su alcance, el proceso 
de manufactura del medidor o transformador de medida, a certificar, según corresponda.  
14.3.14. Verificación Constatación ocular o comprobación mediante muestr eo, medición, pruebas de laboratorio, o examen de 
documentos que se realizan para evaluar la confo rmidad en un momento determinado. Es realizada por 
Unidades de Verificación acreditadas y aprobadas.  
14.3.15. Dictamen de verificación 
Documento que emite y firma la Unidad de Verificaci ón acreditada y aprobada, mediante el cual dictamina 
que un medidor de y/o transformador de medida, cump le con la norma oficial mexicana, en un momento 
determinado.  
14.3.16. Listas de verificación Documentos que elabora y utiliza la Unidad de Verifica ción acreditada y aprobada durante la visita de 
verificación.  
14.3.17. Alcance de la verificación Medidor y/o transformador de medida, que el solicitante de la verificación requiera que sea verificado.  
14.3.18. Organismo de Cert ificación de Producto, OCP 
Personas morales acreditadas y aprobadas, que tengan  por objeto realizar funciones de certificación.  
14.3.19. Unidad de Verificación, UVAA  
Persona física o moral que realiza actos de verificación. 14.3.20. Laboratorio de pruebas, laboratorio Persona acreditada y aprobada, en los términos establ ecidos por la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, y su Reglamento, que tenga por objeto realizar actividades y pruebas.  
14.3.21. Informe de pruebas 
Documento que emite un laboratorio de pruebas acredita do y aprobado, mediante el cual se hacen constar 
los resultados obtenidos de las pruebas realizadas a un medidor o transformador de medida, conforme a las 
especificaciones establecidas en la norma oficial mexicana.  
14.3.22. Muestra 
Uno o más elementos, destinados a proporcionar información sobre la población de medidores o 
transformadores de medida, de la cual fue tomada.  136 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
14.3.23. Prueba prototipo 
Prueba de conformidad, realizada en uno o más medi dores o transformadores de medida representativos 
de la producción.  
14.3.24. Prueba de rutina 
Prueba de conformidad, realizada a medidores o transformadores de medida, de forma individual, durante 
o después de la fabricación.  
14.3.25. Prueba de aceptación Pruebas realizadas a los medidores o transformadores  de medida por muestreo, por un Organismo de 
Certificación de Producto acreditado y aprobado, a un lote próximo a ser entregado al cliente.  
14.3.26. Lote 
Conjunto de unidades de medidores o transformadores de medida, del cual se toma la muestra para su 
evaluación y así determinar su conformidad con la norma  oficial mexicana. Cada lote está constituido por 
especímenes (unidades de producto) de un solo tipo, cl ase, tamaño y composición, fabricados esencialmente 
bajo las mismas condiciones en el mismo tiempo. 
14.3.27. Esquema de certificación 
Sistema de certificación aplicado a medidores o tr ansformadores de medida, a los que se aplican los 
mismos requisitos especificados, r eglas y procedimientos específicos.  
14.3.28. Familia de productos Conjunto de modelos de diseño común, construcción,  partes, o conjuntos esenciales que aseguran la 
conformidad con los requisitos aplicables.  
NOTA:  Una familia de productos puede definirse en func ión de una configuración completa de un 
producto, una lista de componentes o subensambles más una descripción de la forma en que cada uno de los modelos que la componen, están construidos. Todos lo s modelos que están incluidos en la familia tienen 
típicamente un diseño, construcción, partes o ensambles  esenciales comunes para asegurar la conformidad 
con los requisitos aplicables. 
14.3.29. Validez del certificado Los certificados de cumplimiento tendrán validez cuan do sean emitidos por Orga nismos de Certificación 
de Producto, y durante su vigencia, servirán como medio para demostrar el cumplimiento del producto con la 
norma oficial mexicana.  
14.3.30. Suspensi ón del certificado 
Acto mediante el cual el Organismo de Certific ación de Producto interrumpe la validez, de manera 
temporal, parcial o total, del certificado de cumplimiento.  
14.3.31. Informe del sistema de gestión de la calidad del proceso de producción 
Documento que elabora un Organismo de Certificac ión de Producto para hacer constar que existe un 
sistema de gestión de calidad aplicado a un determinado el proceso de manufactura, y que éste contempla 
procedimientos de inspección al producto sujeto  al cumplimiento con la norma oficial mexicana.  
14.3.32. Transportista Organismos o empresas productivas del Estado, o su s empresas productivas subsidiarias, que presten el 
Servicio Público de Transmisión de Energía Eléctrica.  
14.3.33. Distribuidor 
Organismos o empresas productivas del Estado o sus empresas productivas subsidiarias, que presten el 
Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica.  
14.3.34. Criterio general en materia de certificación  
Aquel que posibilita la aplicación, claridad e interpretación de la norma oficial mexicana o de las normas 
mexicanas o normas internacionales referidas en la mi sma, por parte de los Organismos de Certificación de 
Producto; sin pretender sobrerregular, modificar el campo de aplicación o las disposiciones de la norma oficial mexicana y para armonizar los procedimientos de certificación de los Organi smos de Certificación de 
Producto. 
14.3.35. Interesado 
Se refiere al fabricante, importador, co mercializador, distribuidor o proveedor.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 137 
14.3.36. Comisión  
Comisión Reguladora de Energía. 
14.3.37. Solicitante  
Persona que requiere a una UVAA, el servicio de verificación de uno o más sistemas de medición. 14.3.38. LFMN  
Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
14.3.39. RLFMN  
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
14.3.40. PEC  
Procedimiento para la Evaluación de la conformidad 14.3.41. Sistema de medición  
El conjunto integrado por el medidor y el transformador de medida, sujetos a verificación. 
14.3.42. Acta circunstanciada  
Documento elaborado por la UVAA en cada una de las visitas de verificación a los sistemas de medición. 
14.3.43. Expediente técnico  
Documentación que incluye las listas de verificación, los informes de las pruebas, mediciones, 
comprobaciones, constancia de liberación y demás info rmación que se recabe o genere durante el proceso de 
la verificación. 
14.4. Disposiciones generales  
14.4.1. La evaluación de la conformidad de los productos comprendidos en el alcance de la norma oficial 
mexicana se realiza en las cuatro fases siguientes, en el orden indicado: 
1. Certificación inicial: es responsabilidad del inte resado, someter el medidor o el transformador de 
medida, según corresponda, al procedimiento de ce rtificación, para asegur ar que dicho producto,  
se ajusta a los requisitos establecidos en la norma  oficial mexicana. La certificación debe realizarse 
por Organismos de Certificación de Producto  acreditados y aprobados. (Véase 14.5). 
2. Aprobación del modelo o prototipo: Es respons abilidad del interesado, tramitar la aprobación del 
modelo o prototipo del medidor o del transformador de medida, según corresponda, para validar el 
diseño con base en las especificaciones de la norma oficial mexicana. La aprobación del modelo o prototipo será realizada por la Secretaría de Economía en los términos que ésta establezca. 
3. Seguimiento: es responsabilidad del interesado solic itar el seguimiento de cada uno de los lotes de 
medidores o transformadores de medida que pretende suministrar. El seguimiento debe realizarse 
por el OCP con el que se realizó la certificación inicial. (Véase 14.6) 
4. Verificación: Es responsabilidad del transportista o distribuidor, solicitar la verificación de sus 
sistemas de medición, para evaluar la conformidad de los mismos con los requisitos establecidos en 
la NOM-001-CRE/SCFI-2019. La verificación debe realizarse por Unidades de Verificación acreditadas y aprobadas. (Véase 14.7) 
14.4.2. Una vez aprobado el modelo o prototipo, se puede comenzar con la fabric ación, importación y 
comercialización del medidor o del transformador de medida. 
14.4.3. Uso de la contraseña oficial NOM 
Los medidores y transformadores de medida, objeto de cumplimiento con la presente norma oficial 
mexicana, podrán ostentar la Contraseña Oficial qu e denote la certificación por personas acreditadas y 
aprobadas; para ello debe colocarse la contraseña of icial sobre producto, pudiéndose exhibir a través  
de una etiqueta. 
El uso de la contraseña oficial debe cumplir con lo señalado en la NOM-106-SCFI-2017. 
14.4.4. Criterios de certificación 
Los criterios generales en materia de certific ación deberán ser elaborados mediante Comités de 
Certificación y aproba dos por la Comisión, con fun damento en el artículo 80, fr acción III de la Ley Federal 
sobre Metrología y Normalización y 91 de su Reglamento. 138 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Comprenden, entre otros, las agrupaciones de mode los de productos como una familia de productos, 
requisitos documentales para la cert ificación, la mecánica de seguim iento posterior a la emisión del 
certificado, la determinación de pruebas parciales, así como las recomendaciones y lineamientos establecidos 
por los organismos internacionales de normalización,  reconocidos por el gobierno mexicano, en lo que 
respecta a la evaluación de la conformidad. 
Estos criterios podrán ser propuestos a la Comisión por parte de las personas acreditadas y aprobadas o 
por cualquier otro usuario de la norma, y serán analiz ados en un Comité de Certificación, a los cuales la 
propia Comisión dará respuesta en los términos del artículo 91, párrafo tercero del Reglamento de la Ley 
Federal sobre Metrología y Normalizaci ón, y los notificará a los interesados. 
14.5. Certificación inicial  
14.5.1. La certificación para transformadores de medida se expedirá por producto o familia de productos. 
Pueden ser titulares de dichos certificados las personas físicas o morales que sean mexicanos o fabricantes 
de otros países, con representación legal en los Estados  Unidos Mexicanos. El certificado de cumplimiento es 
válido sólo para el titular. 
14.5.2. La certificación para medidores se expedirá po r producto identificando claramente el número de 
parte, modelo, catalogo, según corresponda: parámetro s nominales de operación, clase de exactitud, 
capacidad de memoria, número de puer tos, montaje, tipo de conexión, así como la versión de software 
legalmente relevante entre otros. Pueden ser titulares de dichos certificados las personas físicas o morales 
que sean mexicanos o fabricantes de otros países, con representación legal en los Estados Unidos 
Mexicanos. El certificado de cumplimiento es válido sólo para el titular. 
14.5.3. El informe de pruebas emitido por un laboratorio de pruebas, previo a la publicación de la  
NOM-001-CRE/SCFI-2019 en el Diario Oficial de la Federació n, es válido para fines de certificación, previa 
revisión técnica y validación de los resultados de evaluación de la conformidad, por parte de un OCP. 
14.5.4. Los certificados de cumplimiento tendrán vigencia indefinida, sujeta al cumplimiento de las visitas 
de seguimiento y mantenimiento de las condi ciones bajo las cuales fue otorgado. 
14.5.5. Si el medidor o el transformador de medida ha sido modificado (cambio de módulo (s) de software 
legalmente relevante, cuando aplique, o de uno o varios de sus componentes o materiales por otro u otros de 
características diferentes a aquellas que lo integraban cuando obtuvo su certificación, y este cambio no se 
notificó al OCP), el certificado de cumplimiento per derá su validez o vigencia, debiendo ser sometidos 
nuevamente al proceso de certificación.  El certificado también perderá la vigencia cuando entre en vigor la 
modificación de la norma cuya metodología, valores de prueba y criterios de evaluación con que fue probado el prototipo cambiaron. Si, además, el proceso de fabr icación con el que se fabricó el prototipo cambió, el 
certificado pierde su vigencia. 
14.5.6. Fase preparatoria 14.5.6.1. El interesado debe solicitar al OCP los requisitos o la información necesaria para iniciar con la 
prestación del servicio. 
14.5.6.2. El OCP debe proporcionar al interesado y tener disponible cuando se le solicite, ya sea a través 
de publicaciones, medios electrónicos u otros medios, lo siguiente: 
I. Solicitud de servicios de certificación (la solicitud); 
II. Información acerca de las reglas y procedimient os para otorgar, mantener, ampliar, suspender y 
cancelar la certificación; 
III. Información acerca del proceso de certificaci ón relacionado con cada esquema de certificación de 
producto; 
IV. El listado completo de los laboratorios acreditado s y aprobados en la norma oficial mexicana, y las 
reglas para reconocer los informes de prueba emitidos hasta antes de la publicación de la misma en 
el Diario Oficial de la Federación. 
V. El contrato de prestación de servicios que contenga al menos lo siguiente: 
a) Declaraciones de la constitución y personalidad jurídica del OCP y del interesado; 
b) Condiciones del servicio; 
c) Confidencialidad; 
d) Licencias uso de marca; 
e) Obligaciones del OCP; Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 139 
f) Obligaciones del interesado; 
g) Responsabilidad e indemnización; 
h) Incumplimientos y recursos (suspensión y cancelación); 
i) Vigencia de contrato; 
j) Terminación del contrato; 
k) Medios de notificación aceptados (medios electrónicos, personal, entre otros). 
14.5.6.3. Una vez que el interesado ha analizado la inform ación para la certificac ión debe presentar la 
solicitud debidamente documentada,  anexando el contrato de prestación  de servicios de certificación que 
celebre con el OCP, firmado en original, por duplicado. El  contrato debe ser firmado por el representante legal 
o apoderado de la empresa titular del certificado. Para acreditar dicha representación se debe presentar copia 
simple del acta constitutiva o poder notarial de dicho repr esentante, así como copia de la identificación oficial. 
Los interesados de otros países deberán anexar copia simp le del documento legal que acredite la constitución 
de la persona moral que solicite el servicio, acompañada de  su correspondiente traducción oficial al español y, 
tratándose de personas físicas, copia simple de una cred encial o identificación oficial con fotografía. 
14.5.6.4. Asimismo, debe seguirse lo siguiente: 
I. Selección de la muestra para certificación inicial: 
a) Para medidores: el tamaño de la muestra es el que se establece en la Tabla 4.2. 
 Las muestras tipo se deben seleccionar al azar y por personal autorizado del Organismo de 
Certificación de Producto. 
 Los especímenes se guardarán o asegurarán, en forma tal que no sea posible su violación 
sin dejar huella. 
b) Para transformadores de medida: el tamaño de la muestra es el que se establece en 9.4.1 a). 
II. Selección de esquema de pruebas 
a) Pruebas por primera vez: 
 Para medidores: La muestra seleccionada con base en I. a) inmediato anterior, debe 
someterse a las pruebas que se indican en las Tablas 4.1 y 4.3 y de los capítulos 10.1, 10.2.1 y 10.2.4; 
 Para transformadores de medida: La muestra seleccionada con base en I. b) inmediato 
anterior, debe someterse a las pruebas prototi po y especiales indicadas en la Tabla 3.3. 
 Las pruebas se realizarán bajo la responsabilidad del laboratorio de pruebas y del organismo de 
certificación que reco nozca los informes. 
Cuando las pruebas se realicen en laboratorios acre ditados e independientes al solicitante, no será 
necesaria la testificación por parte del OCP. 
En caso de que las pruebas se realicen en las instalaciones del solicitante, en un laboratorio dependiente 
de la propia organización del solicitante o en un laborat orio externo no acreditado, es requisito indispensable 
que las pruebas sean atestiguadas por el OCP. 
El OCP debe verificar que los instrumentos, equipos y dispositivos de medición estén calibrados por 
Laboratorios de Calibración Acreditados, o trazables a patrones nacionales o internacionales, evidenciado 
documentalmente con los informes de calibración. 
b) Revalidación de informes de laboratorio: El interesado podrá solicitar que el OCP reconozca los 
informes de prueba a que se refiere 14.5.3. La validez de dichos informes está sujeta a previa revisión, por parte del OCP, de la consistencia  entre los resultados de la evaluación de la 
conformidad de dichos informes y los requisitos establecidos en la norma oficial mexicana, así 
como de la validez y autenticidad de los mismos. 
III. Los informes de prueba que se pretendan emplear  para fines de certificación; deberán ser 
presentados en idioma español o inglés; 
IV. El interesado debe entregar al OCP, una carta compromiso en la que señale y asuma la 
responsabilidad del producto a certificar; 
V. El interesado debe anexar a la solicitud, la documentación técnica del medidor o del transformador 
de medida, según corresponda, de acuerdo con el Apéndice B; 140 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
VI. Homogeneidad de la producción: El interesado deberá tener implantado en su proceso de 
manufactura una serie de controles que garanti cen la homogeneidad de la producción. Para 
demostrar el cumplimiento de la homogeneidad de la producción el interesado debe demostrar cumplimiento con alguno de los dos esquemas siguientes: 
a) Con certificación del sistema de gestión de la cali dad vigente: Presentar al OCP el certificado del 
sistema de gestión de la calidad,  vigente, que incluya dentro de su alcance, el proceso de 
manufactura del medidor o transformador de medida, a certificar, según corresponda. Dicho certificado debe haber sido emitido por un organ ismo de certificación de sistemas de gestión de 
la calidad, nacional, o extranjero, acreditado en la norma mexicana NMX-CC-9001-IMNC-2015 o su correspondiente internacional vigente. 
 El OCP deberá efectuar una visita inicial a dicho proceso de manufactura, para comprobar la 
implantación del sistema de gestión de calidad. En caso de no contar con la renovación del 
certificado de calidad, el interesado debe notificarlo al OCP, y en todo caso, migrará al esquema indicado en b) siguiente. 
b) Sin certificación del sistema de gestión de la ca lidad: Presentar al OCP la documentación de la 
implementación del sistema de gestión de la calid ad, que contenga los requisitos de la norma 
NMX-CC-9001-IMNC-2015 o su correspondiente internacional vigente (véase Apéndice C). 
 El OCP deberá efectuar una visita inicial y post eriormente visitas de seguimiento a dicho proceso 
de manufactura, cada año. 
14.5.7. Fase de certificación 14.5.7.1. Con base en lo descrito en el presente capítulo, el  OCP iniciará con el proceso de certificación, 
para lo cual deberá llevar a cabo lo siguiente: 
I. Evaluación inicial del sistema de gestión del proceso de manufactura: Dicha evaluación debe ser 
realizada por personal del OCP, con competencia té cnica para evaluar los sistemas de medición y el 
proceso de manufactura, de acuerdo con el Apéndice G; 
II. Derivado de dicha evaluación, el OCP deberá generar el informe de evaluación del sistema de 
gestión de la calidad del proceso de manufactura (véase Apéndice E); 
III. Determinación del grado de cumplimiento de los requisitos establecidos en la norma oficial mexicana 
y por medio de evaluación a través de informes de pr uebas, revisión de planos, marcado, instructivo, 
manuales, etc. 
IV. Decisión sobre la certificación; 
V. Autorización de uso del certificado de la conformidad del producto; 
14.5.7.2. Los certificados de cumplimient o emitidos por el OCP deben c ontener al menos la siguiente 
información: 
a) Nombre del OCP, fecha y lugar de expedición; 
b) Número o identificación de la  solicitud de certificación; 
c) Número de certificado de cumplimiento; 
d) Número de los informes de prueba que se toman como base para otorgar la certificación del 
producto; 
e) Nombre del interesado; 
f) Domicilio fiscal; 
g) Nombre del producto certificado; 
h) Indicar la norma oficial mexicana que se certifica; 
i) Domicilio de fábrica; 
j) País de origen; 
k) Fecha de emisión del certificado de cumplimiento; 
l) Firma del personal autorizado por el OCP; 
m) Marca; 
n) Modelo; 
o) Especificaciones del producto; 
p) Sólo para los instrumentos de medición, identificación de la versión del software. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 141 
14.6. Seguimiento a la certificación 
Toda certificación de medidores o transformadores de medida debe segu ir el proceso de seguimiento que 
se indica a continuación: 
I. Los seguimientos deben realizarse a cada uno de los lotes que el interesado pretende suministrar, 
para lo cual, el interesado debe entregar al OCP una declaración del alcance del lote, mediante identificación única de los productos que lo conforman; 
II. Requisitos para seguimiento: 
a) Para transformadores de medida: 
a.1 El interesado debe presentar al OCP, evidencia de haber realizado las pruebas de rutina 
establecidas en la Tabla 3.3 al 100% de los transformadores de medida que integran el lote 
que se pretende suministrar. 
a.2 El interesado debe entregar al OCP, evidencia de haber obtenido la Aprobación del modelo 
o prototipo para el modelo (s) de transforma dores de medida, que integren dicho lote. 
a.3 Cuando el OCP haya recibido y corroborado la información a que se refiere a.1 y a.2, 
procederá a programar la visita de seguimiento,  en la cual, recabará una muestra tipo del 
lote, seleccionada de acuerdo con lo indicado en la NMX-Z-12/2-1987, con un nivel de inspección general II y nivel de calidad aceptable (NCA) de 0.65%, plan de muestreo 
sencillo para inspección normal (tabla II-A de la NMX-Z-12/2-1987). 
a.4 La muestra seleccionada de acuerdo con a.3, deberá ser sometida a las pruebas de rutina 
establecidas en la Tabla 3.3. 
b) Para medidores: 
b.1 El interesado debe presentar al OCP, evidencia de haber realizado las pruebas de rutina 
que se indican en la Tabla PEC 1, 2 y 3 al 100% de los medidores que integran el lote que 
se pretende suministrar. 
b.2 El interesado debe entregar al OCP, evidencia de haber obtenido la Aprobación del modelo 
o prototipo para el modelo (s) de medidor, que integren dicho lote. 
b.3 Cuando el OCP haya recibido y corroborado la información a que se refiere b.1 y b.2, 
procederá a realizar el seguimiento, en la  cual, recabará una muestra tipo del lote, 
seleccionada de acuerdo con lo indicado en la NMX-Z-12/2-1987, con un nivel de 
inspección general II y nivel de calidad aceptable (NCA) de 0.65%, plan de muestreo 
sencillo para inspección normal (tabla II-A de la NMX-Z-12/2-1987). 
b.4 La muestra seleccionada de acuerdo con b.3, deberá ser sometida a las pruebas de 
aceptación establecidas en las Tablas PEC 3, 4, 5, 6 y 7 según corresponda conforme al 
tipo de medición. 
b.5 Para energía activa y reactiva, los patrones de referencia deben tener una relación de 
exactitud respecto al medidor bajo prueba, mínima de 4 a 1. 
b.6 El OCP deberá asegurarse, por alguno de los medios que se indican en 7.6, que la versión 
del software legalmente relevante de los equipos que integran el lote, coincide con el indicado en el certificado de cumplimiento. 
Cuando las pruebas se realicen en laboratorios acre ditados e independientes al solicitante, no será 
necesaria la testificación por parte del OCP. 
En caso de que las pruebas se realicen en las instalaciones del solicitante, en un laboratorio dependiente 
de la propia organización del solicitante o en un laborat orio externo no acreditado, es requisito indispensable 
que las pruebas sean atestiguadas por el OCP. 
El OCP debe verificar que los instrumentos, equipos y dispositivos de medición estén calibrados por 
Laboratorios de Calibración Acreditados, o trazables a patrones nacionales o internacionales, evidenciado 
documentalmente con los informes de calibración. 
III. Constancia de liberación: Posterior al seguimi ento, siempre y cuando se obtengan resultados 
aprobatorios, de acuerdo con los criterios de muestreo  establecidos en I y II inmediatos anteriores, el 
OCP emitirá una constancia de liberación, en la cual debe señalar cada uno de los números de serie 
o datos de identificación de los productos que integran el lote al que se le dio seguimiento; 142 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
IV. Visitas de seguimiento: En las visitas de seguimiento debe observarse lo que se indica en los incisos 
a) a h) siguientes: 
a) El OCP debe tener procedimientos para re-evaluar, en caso de cambios que afecten 
significativamente el diseño o especificación del medidor o transformador de medida, o cambios en las normas aplicables a los mismos en los términos que señala la NMX-EC-17065-IMNC-2014; 
b) De cada visita de seguimiento, sea cual sea el resultado, el OCP debe expedir un informe de 
seguimiento, firmado por el representante del mism o, así como por el titular del certificado que 
intervino. La falta de participación del titular en el seguimiento o su negativa a firmar el informe, no afectará su validez; 
c) Las visitas de seguimiento que lleve a cabo el OCP, se practicarán únicamente por personal 
autorizado por el mismo; 
d) El titular del certificado tiene la obligación de permitir el acceso y proporcionar las facilidades 
necesarias al personal del OCP, en los términos de l contrato de prestación de servicio que haya 
suscrito con el mismo; 
e) En los informes de seguimiento y en las constancias de liberación, se hará constar al menos lo 
siguiente: 
 Nombre, denominación o razón social del titular del certificado; 
 Hora, día, mes y año en que inicie y en que concluya el seguimiento; 
 Calle, número, población o colonia, municipio o delegación, código postal y entidad 
federativa en que se encuentre ubicado el lugar en que se practique la visita; 
 Número y fecha del oficio de comisión que la motivó; 
 Nombre y cargo de la persona con quien se entendió la visita de seguimiento; 
 Datos relativos a los productos relacionados en el seguimiento y en su caso las muestras 
tipo seleccionadas para envío a pruebas; 
 Datos relativos a la actuación; 
 Declaración del visitado, si quisiera hacerla; y 
 Nombre y firma de quienes intervinieron en la diligencia, incluyendo los de quien la llevó 
a cabo. 
f) Los gastos que se originen por los servicios de certificación y seguimient o, y por las pruebas de 
laboratorio, por actos de evaluación de la conformidad, serán a cargo de la persona a quien se efectúe ésta conforme a lo establecido en el artículo 91 de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización; 
g) En caso de denuncia que evidencie algún incu mplimiento de un producto ce rtificado, se deben 
efectuar los seguimientos necesarios adicio nales para evaluar el cumplimiento de dicho 
producto; 
h) El OCP debe mantener permanentemente informa das a las autoridades correspondientes sobre 
los certificados de la conformidad del producto  que renueven, suspendan o cancelen y de los 
seguimientos que realicen. 
14.6.1. Suspensión y cancelación del certificado de la conformidad del producto Sin perjuicio de las condiciones contractuales de la pr estación del servicio de certificación, la Comisión y 
los OCP deberán aplicar los supuestos siguientes para su spender o cancelar un certificado de la conformidad 
del producto, según corresponda. 
I. Se procede a la suspensión del certificado de cumplimiento: 
a) Por incumplimiento con la norma oficial mexicana en aspectos de marcado o en la placa de 
datos, según corresponda; 
b) Cuando el titular del certificado no presente al OCP el informe de pruebas derivado de las visitas 
de seguimiento, 30 días natural es contados a partir de la fecha de emisión del informe de 
pruebas y dentro la vigencia del certificado de cumplimiento; 
c) Cuando la Comisión lo determine con base en el artículo 112, fracción V de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización y 102 de su Reglamento. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 143 
d) Cuando la Comisión o el OCP lo determine con base en los resultados de las verificaciones 
realizadas en campo o con los informes de fallas o malfuncionamientos recurrentes entregados 
por el transportista y distribuidor. 
 La suspensión debe ser notificada al titular del certificado, otorgan do un plazo de 30 días 
naturales para hacer las aclaraciones pertinentes o subsanar las deficiencias del producto o del 
proceso de certificación. Pasado el plazo otorgad o y en caso de que no se hayan subsanado los 
incumplimientos, la Comisión o el OCP procederá a la cancelación inmediata del certificado de 
cumplimiento. 
II. Se procederá a la cancelación inmedi ata del certificado de cumplimiento: 
a) Por cancelación o perdida de vigencia del cert ificado del sistema de gestión de la calidad del 
proceso de manufactura y que no se traslade  al esquema indicado en 14.5.6.4 VI b); 
b) Cuando no se cumpla con la implementación del sistema de gestión de la calidad, que contenga 
los requisitos o sus equivalentes a la norma NMX-CC-9001-IMNC-2015 o su correspondiente 
internacional; 
c) Cuando se detecte falsificación o alteración de documentos relativos a la certificación; 
d) A petición del titular de la certificación, siem pre y cuando se hayan cumplido las obligaciones 
contraídas en la certificación, al mome nto en que se solicita la cancelación; 
e) Cuando se incurra en declaraciones engañosas en el uso del certificado de cumplimiento; 
f) Por incumplimiento con especificaciones de la norma oficial mexicana, que no sean aspectos de 
marcado; 
g) Una vez notificada la suspensión, no se corrija el motivo de ésta en el plazo establecido; 
h) Cuando la Comisión lo determine con base en el artículo 112, fracción V de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización y 102 de su Reglamento; 
i) Se hayan efectuado modificaciones al producto sin haber notificado al OCP correspondiente; 
j) No se cumpla con las caract erísticas y condiciones establecidas en el certificado; 
k) Los informes de prueba pierdan su utilidad o se modifiquen o dejen de existir las circunstancias 
que dieron origen al mismo, previa petición de parte. 
14.7. Verificación 
14.7.1. Disposiciones Generales La verificación de los sistemas de medición se realiza de acuerdo a la periodicidad establecida en el 
Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, y otros instrumentos regulatorios, como las bases del mercado 
u otros que para tal efecto expida la Comisión. 
La verificación también puede ser solicitada por cualquier parte interesada, de acuerdo con el Reglamento 
de la Industria Eléctrica. 
Para las verificaciones de los sistemas de medici ón, deben seguirse los lineamientos siguientes: 
I. Las verificaciones serán realizadas a petición de parte, por Unidades de Verificación acreditadas y 
aprobadas, o por la Comisión; 
II. El solicitante puede elegir a la UVAA de su pref erencia para realizar la verificación de sus sistemas 
de medición, ya sea para dar cumplimiento a las disposiciones legales o para los fines que al mismo 
convenga; 
III. La UVAA que seleccione el solicitante no debe tener,  durante el proceso de verificación, relación 
comercial, laboral o de otra índole que cause conflicto de intereses. 
IV. Los dictámenes de verificación que emitan las UVAA serán reconocidos en los términos establecidos 
en la LFMN; 
V. La Comisión publicará en su página web, un dire ctorio con los datos generales de las UVAA 
aprobadas en la presente norma oficial mexicana, siempre y cuando exista el consentimiento expreso 
para difundir sus datos personales de conformidad con la Ley Federal de Acceso a la Información 
Pública Gubernamental; 144 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
VI. El incumplimiento a lo dispuesto en este PEC, y demás disposiciones legales, reglamentarias y 
normativas en materia de evaluación de la conformidad podrá ser sancionado en términos de las leyes aplicables; 
VII. Los gastos que se originen por los trabajos de verificación deben ser a cargo del solicitante y 
conforme a lo establecido en el artículo 91 de la LFMN. 
14.7.2. Listas de verificación 
La UVAA debe elaborar listas de verificación y notifi carlas al solicitante. Dichas listas de verificación 
deberán contener al menos lo siguiente: 
a) Título, capítulo, inciso, subinciso o lo que corresponda de la norma oficial mexicana; 
b) Texto de la referencia; 
c) Tipo de verificación (documental, ocular, comprobación, medición o análisis); 
d) Criterios de aceptación o rechazo; 
e) Conforme y no conforme. 
14.7.3. Acta circunstanciada 
En cada una de las visitas de verificación, la UVAA debe generar un acta circunstanciada, en la cual debe 
hacer constar al menos los siguientes datos: hora, día, mes y año en que inic ie y concluya la visita; calle, 
número, colonia o población, municipio o delegación, c ódigo postal y entidad federativa de la instalación en 
donde se ubica el sistema de medición; objeto de la visita de verificación; datos de quienes intervinieron  en ella; las circunstancias en las que se efectúa la ve rificación, las no conformidades encontradas y, en su 
caso, el cumplimiento de las mismas, observaciones de la persona que atendió la visita de verificación; y pruebas ofrecidas en caso de haberlas, datos que son evidencia objetiva de la verificación a los sistemas de 
medición. 
14.7.4. Dictámen es de verificación 
14.7.4.1. El Dictamen de Verificación será  expedido por la UVAA sólo cuando haya constatado que el 
sistema de medición cumple con la norma oficial me xicana. Dicho Dictamen debe estar soportado por las 
actas de evaluación de la conformidad, así como por el expediente técnico. El Dictamen de verificación debe contener al menos la información que se indica en el Apéndice F. 
14.7.4.2. La UVAA expedirá el Dictamen de ve rificación y entregará al solicit ante de la verificación, dos 
ejemplares debidamente firmados. 
14.7.4.3. Para el caso de instalaciones eléctricas no conect adas al servicio público de energía eléctrica, el 
solicitante de la verificación debe conservar por lo menos uno de los dos ejemplares del Dictamen de 
verificación en el domicilio donde se ubica el sistema de medición. 
14.7.4.4. Tanto la UVAA como el solicitante, debe mantener el  Dictamen de Verificación a disposición de la 
Comisión o de cualquier autoridad competente, conforme a sus atribuciones. 
14.7.5. Procedimiento 14.7.5.1. Solicitud de verificación El solicitante debe requerir a una UVAA la evaluaci ón de la conformidad, alcance verificación, de los 
sistemas de medición con la Norma Oficial Mexicana. 
Recibida la solicitud de verificación, la UVAA, de común acuerdo con el solicitante, debe establecer los 
términos y las condiciones de los trabajos de verificación a través de un contrato de prestación de servicios. 
Asimismo, por cada acto de verificación, la UVAA debe generar un expediente que contenga al menos la información siguiente: 
I. Fecha de recepción de la solicitud de la verificación; 
II. Fecha de firma del contrato de prestación de serv icios celebrado entre la UVAA y el solicitante; 
III. Nombre, denominación o razón social del solicitante; 
IV. Nombre comercial, en su caso; 
V. Para personas morales, el Registro Federal de Contribuyentes (RFC); 
VI. Para personas físicas, la Clave Única del Registro de Población (CURP), clave de elector de la 
credencial para votar, la matrícula de la cartilla militar o el número de pasaporte. En caso de ser extranjero el folio de  la Forma Migratoria; Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 145 
VII. Tipo de instalación en donde se ubican los sistemas de medición; 
VIII. Domicilio y datos de contacto de la instalaci ón en donde se ubican los sistemas de medición a 
verificar: 
a) Calle; 
b) Número exterior; 
c) Número interior; 
d) Colonia o Población; 
e) Municipio o delegación; 
f) Código Postal; 
g) Ciudad; 
h) Entidad Federativa; 
i) Número de teléfono o número de celular; 
j) Dirección de correo electrónico. 
IX. Datos de la persona que firma el contrato de prestación de servicios con la UVAA: 
a) Nombre(s); 
b) Apellido paterno; 
c) Apellido materno; 
d) Número de teléfono fijo (empresarial); 
e) Dirección de correo electrónico (empresarial). 
IX.I Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes documentos: 
a) Clave Única del Registro de Población (CURP); 
b) Clave de elector de la credencial para votar, expedida por el INE; 
c) Matrícula de la cartilla militar; o 
d) Número de pasaporte. 
IX.II Para extranjeros, deberá registrar: 
a) Número de teléfono o número de celular; 
b) Dirección de correo electrónico; 
c) El Folio de la Forma Migratoria. 
X. Datos de la persona que atenderá la visita para resolver cualquier duda con respecto a los sistemas 
de medición: 
a) Nombre(s); 
b) Apellido paterno; 
c) Apellido materno; 
d) Número de teléfono o número de celular; 
e) Dirección de correo electrónico. 
X.I Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes documentos: 
a) Clave Única del Registro de Población (CURP); 
b) Clave de elector de la credencial para votar; 
c) Matrícula de la cartilla militar; 
d) Número de pasaporte. 
X.2.  Para extranjeros, deberá registrar: 
a) Número de teléfono o número de celular; 
b) Dirección de correo electrónico; 
c) El Folio de la Forma Migratoria. 146 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
XI. Características del sistema de medición a verificar: 
a) Domicilio o localización del punto de interconexión o conexión donde se encuentre el sistema de 
medición. 
b) Datos de placa del medidor y de los transformadores de medida 
c) Tensión de suministro (nivel de tensión) 
d) Forma de conexión (directa o a través de transformador de medida (delta o estrella) 
e) Sellos físicos o mecánicos o precintos. 
El solicitante de la verificación debe proveer la in formación necesaria a la UVAA, para que ésta pueda dar 
cumplimiento con lo establecido en el presente PEC, en cuanto a requerimiento de información. 
Una vez que la UVAA reciba la información del sistema de medición a verificar, debe proceder a la 
programación de la visita. 
14.7.5.2. Visita de verificación 
Una vez firmado el contrato a que se refiere 14.7.5. 1, la UVAA deberá asistir puntualmente al sitio en 
donde está instalado el sistema de medición, en la fecha y hora acordada con el solicitante. 
La verificación de los sistemas de medición se debe realizar como se indica a continuación: I. Adicional al proceso indicado en el Reglamento de Ley de la Industr ia Eléctrica, Capitulo III, el 
Transportista o Distribuidor, deben: 
a) Solicitar las licencias, libranzas y permisos operativ os necesarios en alta tensión y media tensión 
ante CENACE, llevar a cabo las maniobras necesarias en el equipamiento de alta y media tensión que permitan realizar la verificación en condiciones seguras; 
 NOTA 1: Por seguridad e integridad de personas y equipos, se mantendrán desenergizados los 
elementos necesarios durante la verificación,  así mismo se señalarán aquellos elementos 
energizados para prevenir contactos involuntarios.  
 NOTA 2: Se deberán observar los códigos de seguridad aplicables en instalaciones de media y 
alta tensión. 
b) Realizar las actividades de control antes del inicio  de la verificación. Las actividades de control 
están dirigidas a recabar los datos básicos de lo s elementos del sistema de medición con el fin 
de asegurar que los trabajos se desarrollen de manera ordenada, considerando lo siguiente: 
 Número de medidor y sus lecturas de consumos y demandas; 
 Código de medidor, debiendo constatar la congruencia respecto al sistema de medición y a 
las funcionalidades de la Tabla 1.1; 
 Multiplicador de lecturas (relación de transformación de los transformadores de medida) 
debiendo cotejar con el registro de facturación; 
 Revisar condiciones de los sellos conforme, constatando que los números, en su caso, 
correspondan con los instalados inicialmente en la última revisión y prueba efectuada. 
c) En su caso, mantener habilitado y operando el medidor de respaldo; 
d) Retirar sellos físicos del medi dor, registrando este retiro en su sistema de administración de 
sellos físicos; 
e) Verificar ocularmente la instalación y reportar la existencia de anomalías o instalaciones no 
permitidas; 
f) Atestiguar la verificación del medidor; 
g) Realizar las maniobras operativas, desconexio nes, conexiones necesarias de las tablillas de 
conexiones asociadas al transformador de  corriente y transformador de potencial; 
h) Una vez finalizada la verificación, instalar nuev os sellos físicos al medidor, así como su 
respectivo registro y control; 
i) Realizar las maniobras necesarias que permitan rest aurar el servicio de suministro eléctrico o de 
inyección de potencia en condiciones operativas seguras. 
 Cuando por causas de seguridad o instrucción del CENACE, no sea posible realizar la verificación, el 
Transportista o Distribuidor, atestigu aran las causas en el acta circ unstanciada que elabore la UVAA. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 147 
II. El personal de la UVAA debe identificarse con el per sonal designado por el solicitante para atender la 
visita de verificación; 
III. El personal designado por el solicitante para atender la visita de verificación, debe identificarse y 
permitir a la UVAA el ingreso a sus instalaciones, así como proporcionarle toda la documentación 
que ésta solicite para efectos del acto de verificación; 
IV. La UVAA debe proceder como se indica en 14.7.5.3, y debe generar el acta circunstanciada y en su 
caso, el Dictamen de Verificación. 
14.7.5.3. Aspectos técnicos específicos que verificar 
La UVAA debe verificar el cumplimiento del sistema de medición (medidor y transformador de medida), 
conforme a lo siguiente: 
I. Medidor: 
a) Sello físico o precintos instalados  en el medidor: La UVAA debe revi sar la integridad del sello del 
medidor, que no esté violado, y debe tomar regist ro del número, clave o código asignado al sello; 
 NOTA:  Los sellos físicos, medios mecánicos o precintos, se refieren a los instalados y 
administrados por el Transportista o Distribuidor según corresponda. 
b) El Transportista, Distribuidor debe romper y retirar el sello, en presencia de la UVAA; 
 NOTA 1: El Transportista o Distribuidor, retirará y procesará para su uso adecuado y destino 
final del (los) sello(s) una vez retirado(s). 
 NOTA 2: Cuando el medidor o transformador de medida, se encuentre instalado en un poste, el 
Transportista o Distribuidor, prestará las faci lidades para liberar de forma adecuada el medidor 
evitando interrupciones a otros servicios.  
c) Marcado de la placa de datos: La UVAA debe revisar que el medidor tenga placa de datos y 
asegurarse que ésta cumpla con la información que indica la norma oficial mexicana; 
d) La unidad de verificación debe identificar la versión del software legalmente relevante del 
medidor al momento de la verificación (véas e 7.6.4.1.) y debe guardar evidencia de ello 
mediante una impresión, fot ografía o medio audiovisual. 
II. Transformadores de medida: 
a) Sello en caja de terminales del transformador de medida: La UVAA debe revisar que el sello de 
la caja de terminales no esté violado, y debe tomar registro del número de sello; 
b) El Transportista o Distribuidor debe romper el sello de la caja de terminales del transformador de 
medida, en presencia de la UVAA; 
 NOTA: El Transportista o Distribuidor, retirará y pr ocesará para su uso adecuado y destino final 
del (los) sello(s) una vez retirado(s). 
c) Marcado de la placa de datos: La UVAA debe revisar que el transformador de medida tenga 
placa de datos y asegurarse que ésta cumpla con la información que indica la Norma Oficial 
Mexicana; 
d) Marcado en terminales: La UVAA debe revisar que el marcado en las terminales cumpla con los 
requisitos indicados en la Norma Oficial Mexicana; 
e) Conexión de las terminales secund arias: La UVAA debe verificar vis ualmente que el par torsional 
es el que se indica en el manual del equipo; par a ello, el Transportista o Distribuidor, mediante 
un torquímetro, comprobará que el par torsional (torque) sea el que se indica en el manual del 
equipo; 
f) Corrosión o puntos calientes: La UVAA debe veri ficar visualmente, que no existan indicios de 
corrosión o puntos calientes en las conexiones secundarias. 
 Los resultados de las actividades establecidas en los incisos c)-f), no constituirán un criterio para 
determinar el incumplimiento en la verificación del Sistema de Medición. La UVAA únicamente debe dejar asentado en el expediente técnico los hallazgos, redactados en forma de observación y 
recomendación. 148 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
III. Realizar las pruebas de verificación 
a) Para transformadores de medida: la que se indica en 9.5; 
b) Para medidores: las que se indican en 10.8. 
 NOTA:  Para los medidores tipo gabinete, se debe contar con los accesorios y en su caso, el 
adaptador adecuado para la correcta realización de las pruebas de verificación. Se debe observar a 
la documentación 
IV. Criterios de aceptación 
a) Medidores 
 El requerimiento es del 1.0 % para medidores de  la clase 0.5 y del 0.4 % para medidores de la 
clase 0.2 sin calidad en las pruebas manifestadas para las mediciones de energía activa y 
reactiva. 
 Las pruebas de conformidad se realicen con el procedimiento de dos etapas, tal y como se 
recomienda en la norma NMX-CH-10576-1-IMNC-2007. 
 Etapa 1: Realizar el procedimiento de medición y calcular la incertidumbre de los resultados 
de medición. La conformidad para los requisitos puede asegurarse sí, y sólo sí, el intervalo 
de la incertidumbre de medición está dentro de la región de valores permisibles. La segunda 
etapa de la prueba debe realizarse sí, y sólo sí, el intervalo de la incertidumbre de medición 
obtenida en la primera etapa incluye a uno de los límites de la región de valores permisibles. 
 Etapa 2: Realizar el procedimiento de medi ción una vez más y determinar una combinación 
apropiada de los dos resultados de medición para conformar el resultado final de medición 
junto con la incertidumbre de dicho resultado. La conformidad de los requisitos puede 
asegurarse sí, y sólo sí, el intervalo de incertidumbre del resultado final de la medición está 
dentro de la región de valores permisibles indicados en 10.8 
b) Transformadores de medida 
 El criterio de aceptación es el que se establece en 9.5.6 
V. Actividades para cierre de la verificación 
a) Una vez concluida la verificación, el transportista o distribuidor debe colocar el nuevo sello en el 
medidor y en la caja de terminales del transformador de medida; 
b) La UVAA debe registrar los números de sellos que se coloca al término de la verificación. 
14.7.6. Documentación 
14.7.7. La UVAA deberá informar cada trimestre calendario a la Comisión sobre los dictámenes de 
verificación expedidos, o en su caso, entregar el aviso de no expedición de dictámenes, dentro del plazo  
de diez días naturales siguientes al v encimiento de cada trimestre calendario. 
14.7.8. La UVAA debe conservar durante cinco años, para ac laraciones o para efectos de inspección de la 
Autoridad competente, el original  de los siguientes documentos: 
I. Solicitudes de verificación firmadas; 
II. Contratos de prestación de servicios firmados por las partes; 
III. Actas de evaluación de la conformidad; 
IV. Expedientes técnicos, y; 
V. Copias de los Dictámenes de Verificación. 
Los documentos deben mantenerse físicamente en el arch ivo activo disponible en el domicilio de la UVAA, 
como mínimo dos años a partir de la fecha de emisión, al término de los cuales se pueden enviar al archivo 
pasivo, donde deberán permanecer tres años como mínimo. 
14.7.9. Selección de muestras 
Los medidores que serán verificados se seleccionarán al  azar para conformar la muestra, esta selección 
se llevará a cabo utilizando un programa de muestreo alea torio autorizado por la CRE y el Centro Nacional de 
Control de Energía (CENACE). 
El tamaño de la muestra será el que se obtenga de la Tabla PEC 8 de acuerdo a las instrucciones de 
muestreo y aceptación descr itas en eI siguiente: Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 149 
I. Criterios para la identificación y delimitación del lote: Sólo los medidores que cumplan los mismos 
requerimientos mínimos se pueden agrupar en un lote. Para la identificación y delimitación de un lote 
se debe considerar la siguiente información mínima: 
a) tipo de medidor, es decir conectado directament e (autocontenido u otra característica) o 
conectado por transformador; 
b) fabricante; 
c) tipo o modelo del medidor; 
d) número de serie o año de producción; 
e) clase de exactitud; 
f) funciones de medición (por ejemplo, m agnitudes de medición, energía, demanda); 
g) versión del firmware; 
h) configuración (número de elementos, tipo de co nexión estrella o delta o configuración 
automática); 
i) número o identificación de la apro bación del modelo o prototipo, y; 
j) fecha de la verificación inicial o periódica. 
Además, las siguientes características deben ser idénticas en todos los medidores de energía: 
a) Tensión nominal Unom; 
b) corriente de transición Itr; 
c) corriente máxima Imax; 
d) corriente de base Ib (para medidores conectados directamente); 
e) capacidad de carga (relación Imax / Ib); 
f) corriente nominal Inom (para medidores conectados con transformador), y; 
g) la misma clase de exactitud. 
Los medidores de una muestra deben ser homogéneos con respecto a un tiempo similar de uso. Estos 
medidores deben tener un número o identificación única de aprobaci ón del modelo o prototipo. Las 
condiciones nominales de funcionami ento de todos los medidores deben ser las mismas; y con II y III del 
capítulo 14.7.5.3. 
14.7.9.1.1. Requerimientos de homogeneidad de la muestra para la verificación en campo 
Los medidores de una muestra deben ser homogéneos con respecto a un tiempo de uso similar. Para que 
un medidor de una muestra se considere homogéneo con re specto a un tiempo de uso similar, los medidores 
que conforman el lote debieron haber sido puestos en servicio en un intervalo de tiempo no mayor a un año. 
El Transportista o Distribuidor, serán responsables de asegurar que los medidores incluidos en la muestra 
cumplan los siguientes criterios: 
a) el medidor identificado es uno que está actualmente instalado en servicio; 
b) los parámetros metrológicos del medidor identific ado no se han ajustado ni reparado después de su 
instalación; 
c) el medidor identificado es homogéneo con respecto a los criterios del capítulo 14.7.9. 
Se incluirán todos los medidores y sus resultados as ociados a las pruebas, a menos que se identifiquen y 
denuncien pruebas convincentes de exclusión de acuerdo con los requisitos en 8.1. 
Los medidores que hayan sido excluidos como medidor es de la muestra como resultado de no satisfacer 
los requisitos de los incisos (a), (b) y (c) anteriores dejarán de pertenecer al lote original. Estos medidores 
deben ser contabilizados por el Transportista o Distrib uidor, y las razones de la exclusión deberán ser 
documentadas y, a petición, disponibles para la revisi ón del CENACE y de la CRE. La exclusión deliberada o 
de contabilidad inadecuada pueden descalificar los resultados del análisis de la muestra. 150 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla PEC 1 Puntos de prueba para medición de energía activa (Wh) 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba a)Límite de error en porciento 
Clase 0,2 S Clase 0,5 S 
Inom 0° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 180° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 60° Unom ±0.3 ±0.6 
Inom 240° Unom ±0.3 ±0.6 
a) Los puntos de prueba se realizan en un solo valo r de tensión, siendo éste la tensión nominal. 
 
Tabla PEC 2 Puntos de prueba para medición de energía reactiva (varh) 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba Límite de error en por ciento 
Clase 0,5 S Clase 1,0 S 
Inom 90° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 270° Unom ±0.5 ±1.0 
 
Tabla PEC 3-Pruebas aplicables a medidores con calidad de la potencia 
Prueba Corriente 
de Prueba Angulo de 
fase Tensión de prueba Duración Requerimiento de 
prueba satisfactoria 
Decremento 
de tensión 
(Sag) 
Inom 0 °, f.p. = 1 De acuerdo al punto 
6.4 cláusula A4.2.1 
de la IEC 62586 
Sag al 20% de la 
Unom 2.5 Ciclos de 
la fundamentalComprobar que todos 
los resultados cumplen 
con el punto 5.4.5.1 y 
5.4.5.2 de la NMX-J-
610-4-30-ANCE-2018 
vigente 
Incremento 
de tensión 
(Swell ) De acuerdo al punto 
6.4 cláusula A4.2.1 
de la IEC 62586 
Swell  al 200% de la 
Unom 2.5 Ciclos de 
la fundamentalComprobar que todos 
los resultados cumplen 
con el punto 5.4.5.1 y 
5.4.5.2 de la NMX-J-
610-4-30-ANCE-2018 
vigente 
Interrupción De acuerdo al punto 
6.4 cláusula A4.2.1 
de la IEC 62586 
Interrupción 
después de Sag al 
20% de la Unom 2.5 Ciclos de 
la fundamentalComprobar que todos 
los resultados cumplen 
con el punto 5.4.5.1 y 
5.4.5.2 de la NMX-J-
610-4-30-ANCE-2018 
vigente 
Desviación 
de 
frecuencia De acuerdo al punto 
6.1 cláusulas A1.1.1 
y A1.2.2 de la IEC 
62586 15 s De acuerdo al punto 6.1 
cláusulas A1.1.1 y 
A1.2.2 de la IEC 62586 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 151 
Prueba Corriente 
de Prueba Angulo de 
fase Tensión de prueba Duración Requerimiento de 
prueba satisfactoria 
Armónicas 
de tensión 
Inom 0 °, f.p. = 1 De acuerdo al punto 
6.6 cláusula A6.1.4 
de la IEC 62586 
50 armónicas 
presentes con THD 
del 200% de 
acuerdo con la IEC 
61000-2-4 De acuerdo 
con IEC 
61000-2-4 De acuerdo al punto 6.6 
cláusula A6.1.4 de la 
IEC 62586 
50 armónicas presentes 
con THD del 200% de 
acuerdo con la IEC 
61000-2-4 
Armónicas 
de corriente De acuerdo al punto 
6.15 que hace 
referencia al punto 
6.6 cláusula A6.1.4 
de la IEC 62586 
50 armónicas 
presentes con THD 
del 200% de 
acuerdo con la IEC 
61000-2-4 De acuerdo 
con IEC 
61000-2-4 De acuerdo al punto 
6.15 que hace referencia 
al punto 6.6 cláusula 
A6.1.4 de la IEC 62586 
50 armónicas presentes 
con THD del 200% de 
acuerdo con la IEC 
61000-2-4 
Desbalance De acuerdo al punto 
6.5 de la IEC 62586 
cláusula A5.1.2 
Fase A 73% Fase B 80% 
Fase C 87% al menos 15 s Comprobar que la 
secuencia cero y la 
secuencia negativa 
están dentro de 4.9% y 
5.2% 
Parpadeo 
(Flicker) IEC 62586 Pst = 1.0
Con modulación 
rectangular a 39 
cambios por minutos 
con fluctuación de 
1.04 % a 120 V 
 y 60 Hz al menos una 
medición de 
Pst de 10 
minutos El Pst observado debe 
ser 1.0 ± 5% 
 
Tabla PEC 4 Puntos de prueba para medición de energía activa (Wh) 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba Límite de error en por ciento 
Clase 0,2 S Clase 0,5 S 
Imin 0° Unom ±0.4 ±1.0 
Imin 180° Unom ±0.4 ±1.0 
Itr 0° Unom ±0.2 ±0.5 
Itr 180° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 0° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 180° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 60° Unom ±0.3 ±0.6 
Inom 240° Unom ±0.3 ±0.6 
Inom 300° Unom ±0.3 ±0.6 
Imax 0° Unom ±0.2 ±0.5 
Imax 180° Unom ±0.2 ±0.5 
Inom 0° Umin ±0.2 ±0.5 
Inom 180° Umin ±0.2 ±0.5 
Inom 0° Umax ±0.2 ±0.5 
Inom 180° Umax ±0.2 ±0.5 
Umin=0.9*U nom 
Umax=1.10*U nom  152 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla PEC 5 Puntos de prueba para medición de energía reactiva (varh) 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba Límite de error en por ciento 
Clase 0,2 S Clase 0,5 S 
Itr 90° Unom ±0.5 ±1.0 
Itr 270° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 90° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 270° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 30° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 150° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 210° Unom ±0.5 ±1.0 
Inom 330° Unom ±0.5 ±1.0 
Imax 90° Unom ±0.5 ±1.0 
Imax 270° Unom ±0.5 ±1.0 
Imax 30° Unom ±0.5 ±1.0 
Imax 150° Umin ±0.5 ±1.0 
Umin= 0.9*U nom 
Umax=1.10*U nom 
 
Tabla PEC 6 Puntos de prueba para la prueba de arranque. 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba Límite de error en por ciento 
Clase 0,2 S Clase 0,5 S 
Ist a) 0° Unom ------- ------ 
a) La prueba se limita a un pulso. 
 
Tabla PEC 7 Prueba de estado sin carga. 
Corriente de prueba Angulo de fase Tensión de prueba Límite de error en por ciento 
Clase 0,2 S Clase 0,5 S 
0 a) 0° 1.15* Unom ------ ------ 
a) El medidor no debe registrar ningún pulso en un tiempo de prueba igual a 10 min. y en caso de 
registrarlo, durante los siguientes 20 min. no debe registrar otro pulso 
 
Tabla PEC 8 Plan de muestreo indexado por el límite de calidad (CL) 
Tamaño del lote Límite de calidad (CL) = 5 % 
Tamaño de la muestra 
(n) Elementos aceptados no 
conformes 
(Ac) 
16 a 25 25 a) 0 
25 a 50 28 a) 0 
51 a 90 34 0 
91 a 150 38 0 
151 a 280 42 0 
281 a 500 50 0 
501 a 1 200 80 1 
1 201 a 3 200 125 3 
3 201 a 10 000 200 5 
10 001 a 35 000 315 10 
35 001 a 150 000 500 18 
150 001 a 500 000 500 18 
> 500 000 500 18 
a) Cuando n es mayor que el tamaño del lote se debe utilizar el 100 % de los elementos 
de la muestra con un valor Ac=0.  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 153 
TÍTULO SÉPTIMO 
VIGILANCIA 
La Comisión Reguladora de Energía, la Secretaria  de Economía y la Procuraduría Federal del 
Consumidor, conforme a sus atribuciones y en el ámbito de sus respectivas competencias, son las 
autoridades que están a cargo de vigilar el cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana. 
El cumplimiento de esta Norma Oficial Mexicana no exime ninguna responsabilidad en cuanto a la 
observancia de lo dispuesto en otras normas oficiales mexicanas. 
TÍTULO OCTAVO 
BIBLIOGRAFÍA 
1. ANSI C12.10, Physical aspects of  watthour meters-safety standard. 
2. ANSI C12. 18 American National Standard for Prot ocol Specification for ANSI Type 2 Optical Port 
3. ASTM D2244 – 16 Standard Practice for Calculation of Color Tolerances and Color Differences from 
Instrumentally Measured Color Coordinates 
4. CISPR 32, Electromagnetic compatibility of  multimedia equipment-Emission requirements 
5. IEC 60068-2-2, Environmental testing- part 2-2: tests-test B: dry heat. 
6. IEC 60068-2-27, Environmental testing-part 2-27: tests-test Ea and guidance: shock. 
7. IEC 60068-2-30, Environmental testing-part 2-30: test s-test Db: damp heat, cyclic (12 h + 12 h cycle). 
8. IEC 60068-2-5, Environmental testi ng-part 2: tests. Test Sa: simulat ed solar radiation at ground level. 
9. IEC 60068-2-75, Environmental testing-par t 2-75: tests-test Eh: hammer tests. 
10. IEC 60695-2-11, Fire hazard test ing-part 2-11: glowing/hot-wire based test methods-glow- wire 
flammability test method for end-products. 
11. IEC 61000-4-2, Electromagnetic compatibility (E MC)-part 4-2: testing. Measurement techniques-
electrostatic discharge immunity test. 
12. IEC 61000-4-4, Electromagnetic compatibility (EMC )-part 4-4: testing and measurement techniques-
electrical fast transient/burst immunity test. 
13. IEC 61000-4-6, Electromagnetic compatibility (EMC )-part 4-6: testing and measurement techniques-
immunity to conducted disturbances, induced by radio-frequency fields. 
14. IEC 61000-4-7, Electromagnetic compatibility (EMC )-part 4-7: testing and measurement techniques-
general guide on harmonics and interharmonics measurem ents and instrumentation, for power supply 
systems and equipment connected thereto. 
15. IEC 61180, High-voltage test techniques for low-vo ltage equipment-Definiti ons, test and procedure 
requirements, test equipment 
16. IEC 61850-4, Communication networks and systems in substations-part 4: system and project 
management. 
17. IEC 61968, Application integrat ion at electric utilities. 
18. IEC 61970, Energy management system . Application program interface. 
19. IEC 62262, Degrees of protection provided by enclo sures for electrical equipment against external 
mechanical impacts (IK code) 
20. IEC 62325, Framework for energy market communications. 
21. IEEE C.37.90.1, Standard Surge With stand Capability (SWC) Tests for Relays and Relay Systems 
Associated with Electric Power Apparatus. 
22. ISO/IEC 17025. General requirements for the com petence of testing and ca libration laboratories. 
23. ISO/IEC 17065. Conformity assessm ent-requirements for bodies cert ifying products, processes and 
services. 
24. NMX-J-592/1-ANCE-2008, Sistemas de gestión de energía-esquemas  de funcionamiento-parte 1: 
directrices y requisitos generales. 
25. NMX-J-592/2-ANCE-2008. Sistemas  de gestión de energía-esquemas  de funcionamiento-parte 2: 
definiciones. 
26. NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida. 
27. OIML R 46-1/-2, Active electrical energy meters. Pa rt 1: Metrological and technical requirements.  
Part 2: Metrological controls a nd performance tests, Edition 2012 (E). 
28. OIML D 31, General requirements for software cont rolled measuring instrum ents, Edition 2008 (E). 154 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
TÍTULO NOVENO 
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES 
Esta Norma Mexicana no es equivalente (NEQ) con ninguna Norma Internacional, por no existir esta última 
al momento de su elaboración. 
TÍTULO DÉCIMO 
APÉNDICES 
APÉNDICE A 
(Normativo) 
REQUISITOS Y PRUEBAS ADICIONALES PARA EL TRANSFORMADOR DE CORRIENTE 
A.0 Este apéndice contiene requisitos y pruebas ad icionales a los que se establecen en la NMX-J-109-
ANCE-2018 para transformadores de corriente. 
A.1 Requisitos adicionales para la prueba de elevación de temperatura de partes y componentes 
A.1.1 Montaje de la prueba El transformador de corriente debe montarse de manera análoga al montaje en servicio, y los devanados 
secundarios deben tener una carga de acuerdo a la  NMX-J-615-1-ANCE-2018, considerando que el 
incremento de temperatura en un transformador de corrien te, cuando circula una corriente primaria igual a la 
corriente térmica continua, con una carga con factor de po tencia unitario correspondiente a la salida nominal, 
no debe exceder el valor establecido descrito en la NMX-J-615-1-ANCE-2018. 
Dado que la instalación del transformador puede ser di ferente, para efectos de la prueba, el montaje se 
deja a decisión del fabricante. 
Para el transformador de corriente colocado en subestaciones aisladas en gas hexafluoruro de azufre 
(GIS), las tres fases deben probarse al mismo tiempo. 
A.1.2 Medición de la temperatura ambiente Los sensores empleados para medir la temperatur a ambiente deben ser distribuidos alrededor del 
transformador de corriente a una distancia apropiada, de acuerdo a los valores nominales del transformador, y 
aproximadamente una altura media del transformador , protegidos de la radiación directa de calor. 
Para minimizar los efectos de variación de temperatur a por enfriamiento del aire, particularmente durante 
el último periodo de prueba, se deben usar los medios apropiados de disipación de calor para los sensores de 
temperatura, con una constant e de tiempo aproximadamente igual a la del transformador. 
El promedio de las lecturas de dos sensores debe ser usado para la prueba. A.1.3 Duración de la prueba La prueba puede detenerse cuando las siguientes condiciones se cumplan: a) Cuando la duración de la prueba sea al menos tr es veces la constante de tiempo térmica del 
transformador; y 
b) Cuando el incremento de temperatura de los devana dos (y de la parte superior del aceite del 
transformador inmerso en aceite) no exceda 1 K por  hora durante tres lecturas consecutivas de 
incremento de temperatura. 
El fabricante debe estimar la constante de tiempo té rmica a través de alguno de los siguientes métodos: 
a) Antes de la prueba, a través de resultados de pr uebas anteriores o de pruebas hechas a diseños 
similares. La constante de tiempo térmica debe ser confirmada durante la prueba de elevación de 
temperatura. 
b) Durante la prueba, a partir de la(s) curva( s) de incremento de temperatura o de decremento de 
temperatura, registradas durante la ejecución de la prueba y calculadas de acuerdo a la sección a 
A.1.3.1. 
c) Durante la prueba, como el punto de intersecci ón entre la tangente a la curva de incremento de 
temperatura originada en 0 y el valor máximo de incremento de temperatura estimado. 
d) Durante la prueba, como el tiempo transcurrido hasta el 63 % del valor máximo de incremento de 
temperatura estimado. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 155 
A.1.3.1  Técnica usada en la prueba de incremento de te mperatura del transformador inmerso en aceite 
para determinar la constante térmica por medio de una estimación experimental 
En principio, la prueba debe contin uar hasta lograr el estado estacionario del incremento de temperatura 
(del aceite) de acuerdo a lo siguiente: 
 
 
Por lo tanto, la desviación remane nte del valor en estado estable es: 
 
donde: 
 es la temperatura en °C; 
(t) es la temperatura del aceite en función de l tiempo (esta temperatura puede corresponder a 
la parte superior del aceite o a un valor promedio del mismo); 
a es la temperatura media de enfriamiento exte rna (aire ambiente o agua), que se supone 
constante; 
 es el incremento de temperatura del aceite a partir de a; 
u, u son los valores en estado estable; 
(t) es la desviación remanente del valor en estado estable u; 
TO es la constante de tiempo para una variación exponencial del incremento de temperatura 
del volumen de aceite; 
h es el intervalo de tiempo entre lecturas; 
1, 2, 3 son las tres lecturas de temperatura su cesivas tomadas a un intervalo de tiempo h. 
Se considera que: 
 La temperatura se mantiene t an constante como sea posible; 
 La temperatura del aceite (t) se aproximará a un valor en estado estable siguiendo una función 
exponencial con una constante de tiempo T O; 
 La ecuación A2 es una buena aproximación de la curva de temperatura (véase figura A1). 
 
Figura A1.- Extrapolación gráfica hacia el valor en  estado estable del incremento de temperatura  
 
Dadas tres lecturas sucesivas 1, 2 y 3, y que la relación exponencial de la ecuación A2 es una 
buena aproximación de la curva de temperatura, entonc es los incrementos tendrán la siguiente relación: 
 156 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Las lecturas también permiten una predicci ón del incremento de temperatura final: 
 
Si se realizan estimaciones sucesivas, todas ésta s deben converger. Para evitar errores numéricos 
aleatorios grandes, el intervalo h debe ser aproximadamente T O, y 3/u no debe ser menor que 0.95. 
Un valor más exacto del incremento de temperatura en  estado estable se obtiene por medio del método de 
mínimos cuadrados de la extrapolación de todos  los puntos medidos a partir del 60% de u (estimando u 
por medio del método de los tres puntos). 
Una manera diferente de hacer este cálculo es la que se indica en la ecuación A6: 
 
A.1.4 Temperaturas e incrementos de temperatura 
El propósito de la prueba es determinar el increm ento de temperatura promedio de los devanados y, para 
el transformador inmerso en aceite, el incremento de temperatura de la parte superior del aceite, en estado 
estacionario, cuando se producen pérdidas bajo las condiciones de servicio especificadas del transformador 
de corriente. 
La temperatura promedio de los devanados debe ser determinada por medio del método de cambio de 
resistencia, cuando sea práctico, pero para devanados de muy baja resistencia pueden ser empleados 
termómetros, termopares o sensores de temperatura apropiados. 
Los termómetros o termopares deben medir el increm ento de temperatura de partes del transformador 
distintas al devanado. La temperatura de la parte superior  del aceite debe medirse con sensores colocados en 
la parte superior metálica del transformador que se mantiene en contacto con el aceite. 
Los incrementos de temperatura deben ser determina dos a través de la diferencia respecto a la 
temperatura ambiente, medida como se indica en A.1.2. 
A.1.5 Modalidades de prueba para el transformador de corriente con Um < 550 kV 
La prueba debe realizarse aplicando la corriente térmica continua nominal al devanado primario. NOTA:  Por acuerdo entre el fabricante y el comprador, la corriente de prueba puede aplicarse energizando 
uno o más devanados secundarios si la tensión en las terminales secundarias de los núcleos de energización es al menos tan alta como si estuviera conectada la ca rga nominal, con el devanado primario cortocircuitado y 
el (los) devanado(s) secundario(s) no alimentados conectado(s) a las cargas nominales. 
A.1.6 Modalidades de prueba para el transformador de corriente inmerso en aceite con U
m ≥ 550 kV 
La prueba debe realizarse aplicando simultáneament e lo siguiente al transformador de corriente: 
a) La corriente térmica continua nominal al devanado primario. 
 La corriente de prueba también puede ser aplicada energizando uno o más devanados secundarios 
si las tensiones en las terminales secundarias de los núcleos de energización son al menos tan altas como si estuvieran conectados a la carga nominal, con el devanado primario cortocircuitado y el (los) 
devanado(s) secundario(s) no alimentados conectado(s) a las cargas nominales. 
b) La tensión más alta del equipo dividido entre 3 entre el devanado primario y tierra. Una terminal de 
cada uno de los devanados secundarios debe estar conectado a tierra. 
A.2 Requisitos adicionales para la prueba de aguante de tensión de impulso en terminales 
primarias 
La tensión de prueba debe aplicarse entre las terminale s del devanado primario (conectadas entre ellas) y 
tierra. El marco, el envolvente (si lo hubiera), el núcleo (si está prevista su conexión a tierra) y todas las 
terminales del (los) devanado(s) secundario(s) deben estar conectados a tierra. 
Para el transformador de corriente trifásico destinado  a subestaciones aisladas en gas, cada fase debe 
probarse de manera independiente. Durante la prueba  de cada fase, las otras fases deben conectarse a tierra. 
Los criterios de aceptación para el caso del transfo rmador con envolvente metálica aislado en gas, son los 
que se establecen en la norma IEC 62271-203. 
A.3 Requisitos adicionales para comprobar cumplimiento de las especificaciones de error de 
relación y fase para la prueba de exactitud 
El transformador debe probarse empleando al 25 % y el 100 % de la carga nominal Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 157 
APÉNDICE B 
(Normativo) 
DOCUMENTACIÓN TÉCNICA 
B.1 Documentación para los medidores 
1. Identificación del instrumento, incluyendo: 
a) Nombre o denominación comercial; 
b) Versión(es) de hardware y software, y; 
c) Dibujo de la placa de identificación. 
2. Características metrológicas del medidor, incluyendo: 
a) Una descripción del (de los) principio(s) de medición; 
b) Especificaciones metrológicas tales como la clase de exactitud y las condiciones nominales de 
funcionamiento, y; 
c) El proceso, método, guía o pasos a seguir para configurar el medidor en los modos de operación 
que tenga especificados. (p.e. modo de oper ación normal, modo de prueba o modo de 
calibración, antes de probar el medidor) y en su caso, accesorios recomendados para una calibración o verificación. 
3. Las especificaciones técnicas del medidor, incluyendo: 
a) Un diagrama a bloques con una descripción f uncional de los componentes y dispositivos; 
b) Dibujos, diagramas e información general del software, que expliquen la construcción y el 
funcionamiento, incluidos los enclavamientos; 
c) Descripción y posición de los sellos u otros medios de protección; 
d) Descripción de los puertos de comunicación, del protocolo de comunicación, en su caso, 
certificado de cumplimiento del estándar aplicable a los puertos de comunicación, y del protocolo de comunicación. 
e) Descripción de la estructura de datos que se transmitan por cualquier puerto de comunicación. 
f) Documentación relativa a las características de durabilidad; 
g) Cualquier documento u otra prueba de que el diseño y construcción del medidor cumple con los 
requisitos de esta No rma Oficial Mexicana; 
h) Frecuencias de reloj específicas, y; 
i) Consumo energético del medidor. 
4.  Manual de usuario y/o manual de instalación, en idioma español o inglés; y; 
5.  Una descripción de la verificación de instalación para la identificación de fallas significativas y 
abanderamiento de datos, si proc ede. (ver 7.3.1 y 8.6.1) 
6. Planos dimensionales. 
B.1.1 Documentación del software del medidor:  
1. Descripción del software legalmente relevante y la identificación y cumplimiento de lo siguiente: 
A. Lista de módulos de software con la relevancia  legal pertinente, acompañada de una declaración 
de que todas las funciones están incluidas en la  descripción con los términos correspondientes; 
B. Descripción de las interfaces de software de la part e del software legalmente relevante, así como 
los comandos y los flujos de datos a través de esta interfaz, incluida una declaración de integridad; 
C. Descripción de la generación de la identificación del software; y; 
D. Lista de parámetros a proteger y de scripción de los medios de protección. 158 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
2. Descripción de los medios de seguridad del sist ema operativo (contraseña,  etc.), cuando proceda; 
3. Descripción del (de los) método(s) de sellado (software); 
4. Una visión general del hardware del sistema, por ej emplo, diagrama a bloques de topología, tipo de 
computadora(s), tipo de red, etc.; 
5. Cuando un componente de hardware se consi dere legalmente relevante o cuando desempeñe 
funciones con implicaciones lega les, también debe identificarse; 
6. Descripción de la exactitud de los algoritmos (por  ejemplo, filtrado de los re sultados de conversión 
A/D, cálculo de precios, al goritmos de redondeo, etc.); 
7. Descripción de la interfaz de usuario, menús y diálogos; 
8. La identificación del software y las instrucci ones para obtenerlo de un instrumento en uso; 
9. Lista de comandos de cada interfaz de hardware de l medidor, dispositivo electrónico o subconjunto 
incluyendo una declaración de integridad; 
10. Lista de los errores de durabilidad que son detectados por el software y, si es necesario para dar 
mejor claridad, una descripción de los algoritmos de detección; 
11. Descripción de los conjuntos de datos almacenados o transmitidos; 
12. Si la detección de fallas se realiza en el software, una lista de las fallas que se detectan y una 
descripción del algoritmo de detección, y; 
13. El manual de operación, en idioma español o inglés. 
Adicionalmente, la documentación del software del medidor debe estar acompañada de documentos que 
demuestren la afirmación de que el diseño y las ca racterísticas del medidor cumplen con los requisitos 
especificados en el capítulo 7.6 Protección de propiedades metrológicas. 
B.2 Para los transformadores de medida: 1. Identificación del transformador de medida, incluyendo: 
a) Nombre o denominación comercial del fabricante; 
b) Plano de la placa de datos. 
2. Clase de exactitud y las condiciones normales de funcionamiento. 
3. Las especificaciones técnicas del transformador de medida, incluyendo: 
a) Tipo de transformador de medida (corriente, poten cial inductivo, potencial capacitivo combinado, 
etc.); 
b) Relación de transformación; 
c) Planos dimensionales; 
d) Adicionalmente, para transformadores de baja potencia, presentar un diagrama a bloques con 
una descripción funcional de los componentes y dispositivos; 
e) Categoría de temperatura; 
f) Tensión nominal, y; 
g) Frecuencia nominal. 
4. Manual de usuario y/o instalación. 
APÉNDICE C 
(Informativo) 
HOMOGENEIDAD DE LA PRODUCCIÓN. 
C.1 Se recomienda que el informe de validación del sistema de Homogeneidad de la línea de producción 
emitido por el OCP, durante la evaluación en sitio, c onsidere los incisos 8.2.2. De terminación de los requisitos 
para los productos y servicios, 8.4 Control de los proc esos, productos y servicios suministrados externamente, 
8.5 Producción y provisión del servicio, 8.6 Liberación de  los productos y servicios, 8.7 Control de las salidas 
no conformes de la norma mexicana NMX-CC-9001-IMNC-20 15 o su equivalente internacional o extranjero. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 159 
APÉNDICE D 
(Normativo) 
PARÁMETROS PARA EL PROTOCOLO DNP3 
D.1. Generalidades 
Los parámetros requeridos deben estar en concordanc ia con la aplicación o funcionalidad del medidor 
Clase: A seleccionado de conformidad con las Tabla 1.1. La tabla D.1 indica el mapa DNP3 requerido. 
D.2. Perfil de dispositivo DNP3 
Tabla D.1, Mapa DNP3 Perfil para equipos de medición 
DNP3 
Documento de perfil para equipos de medición 
Nivel requerido : Nivel 2 
Objetos, Funciones y/o calificadores adicionalmente requeridos a los del Nivel 2: 
 Objeto 22, Variación 5  – evento de contador de 32 bits con estampa de tiempo 
 Objeto 22, Variación 6  – evento de contador de 16 bits con estampa de tiempo 
 Objeto 32, Variación 3  – evento analógico de 32 bits con estampa de tiempo 
 Objeto 32, Variación 4  – evento analógico de 16 bits con estampa de tiempo 
Tipo de conexiones soportadas : Redes IP 
Tipo de conexión con la Maestra : Conexión TCP/IP 
Número de puerto escucha TCP : 
(Número de puerto en el que se recibirán peticiones de 
conexión TCP para el caso de conexión directa con la Maestra) 20000 
Soporte para recibir sincronía de tiempo : En ningún caso la Maestra sincronizará a los 
equipos de medición 
Dirección física o de capa de enlace de datos : 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Configurable, rango de 1 a 65519 
NOTA:  La Maestra siempre tendrá configurada 
la dirección física o de capa de enlace de datos 0 (cero) 
Confirmación a nivel de capa de enlace de datos : 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Sólo cuando la Maestra lo requiera 
Confirmación a nivel de capa de aplicación : 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Sólo cuando el equipo de medición envié 
eventos de cualquier tipo a la Maestra. 
Organización del Buffer de eventos : Los eventos de estados, analógicos y de 
contadores se deberán almacenar en distinto buffer 
Soporte para respuestas no solicitadas: 
(En caso de conexión directa con la Maestra)  Nunca.  
Contadores 
Número de objeto estático: 20 
Número de objeto de evento: 22  
Número de variación estática que debe reportar 
cuando recibe la petición de variación 0 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Configurable: 
 variación 1: contador de 32 bits o 
 variación 2: contador de 16 bits 
Número de variación de evento que debe reportar 
cuando recibe la petición de variación 0 
Para el caso en que el equipo de medición esté 
conectado directamente a una UTR, la estampa de tiempo de los eventos de contador se debe originar en el equipo de medición, no en la UTR.  Configurable: 
 variación 1: evento de contador de 32 
bits sin estampa de tiempo 
 variación 2: evento de contador de 16 
bits sin estampa de tiempo 
 variación 5: evento de contador de 32 
bits con estampa de tiempo 
 variación 6: evento de contador de 16 
bits con estampa de tiempo 160 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
DNP3 
Documento de perfil para equipos de medición 
Modo de reportar eventos : 
Cuando exista más de un evento asociado a un mismo 
punto, el medidor de energía puede incluir todos los 
eventos o sólo los eventos más recientes. Siempre incluirá todos los eventos. 
Los contadores se deberán incluir en una respuesta 
a una clase 0: Siempre. 
Recuento de contadores: Configurable: 
 16 bits (65,535) 
 32 bits (4,294,967,295) 
 Al número máximo de recuento 
 (En caso de que el recuento sea 
configurable para más de 65,535 cuentas para 16-bit o más de 
4,294,967,295 cuentas para 32 bits) 
Número de clase predeterminada para asignación 
de eventos de contador: 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Clase 3 (Objeto 60, variación 4) 
Analógicos 
Número de objeto estático: 30 
Número de objeto de evento: 32  
Número de variación estática que debe reportar 
cuando recibe la petición de variación 0 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Configurable: 
 variación 1: analógico de 32 bits con 
bandera o 
 variación 2: analógico de 16 bits con 
bandera 
Número de variación de evento que debe reportar cuando recibe la petición de variación 0 
Para el caso en que el equipo de medición esté 
conectado directamente a una UTR, la estampa de tiempo de los eventos analógicos se debe originar en el 
equipo de medición, no en la UTR. Configurable: 
 variación 1: evento analógico de 32 bits 
sin estampa de tiempo 
 variación 2: evento analógico de 16 bits 
sin estampa de tiempo 
 variación 3: evento analógico de 32 bits 
con estampa de tiempo 
 variación 4: evento analógico de 16 bits 
con estampa de tiempo 
Modo de reportar eventos : 
Cuando exista más de un evento asociado a un mismo 
punto, el medidor de energía puede incluir todos los 
eventos o sólo los eventos más recientes.  Siempre incluirá todos los eventos 
Número de clase predeterminada para asignación 
de eventos analógicos: 
(En caso de conexión directa con la Maestra) Clase 2 (Objeto 60, variación 3) 
Los analógicos se deberán incluir en una respuesta 
a una clase 0: Siempre. 
Soporte para configuración de bandas muertas Sí 
 
D.3. Implementación del protocolo DNP3 nivel 2. 
La implementación del protocolo DNP3 nivel 2, debe mostrar cuales objetos, variaciones, códigos de 
función y calificadores soporta un medidor tanto en interrogación como en respuesta. La columna  
de peticiones identifica todas las interrogaciones que pue den ser enviadas por un dispositivo de telecontrol en 
modalidad de maestro y que deben ser procesadas por el equipo de medición. La columna de respuesta 
identifica todas las respuestas que pueden ser enviadas por el equipo de medición y deben ser procesadas por la Maestra. El detalle de las interrogaciones y respuestas se debe consultar el Estándar IEEE Std 
1815-2012 y en el Perfil del dispositivo del mismo está ndar, disponible en https://www.dnp.org/default.aspx Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 161 
D.4. Mediciones analógicas 
Mediciones analógicas estáticas: El medidor de energía debe ser capaz de responder con: 
 Objeto 30, Variación 1: entradas analógicas a 32 Bits con bandera 
 Objeto 30, variación 2: entradas analógicas a 16 Bits con bandera 
Mediciones analógicas por evento: El medido r de energía debe ser capaz de responder con: 
 Objeto 32, variación 1: entradas analógicas por evento a 32 bits con bandera y sin estampa de 
tiempo. 
 Objeto 32, variación 2: entradas analógicas por evento a 16 bits con bandera y sin estampa de 
tiempo. 
 Objeto 32, variación 3: entradas analógicas por ev ento a 32 bits con bandera y estampa de tiempo. 
 Objeto 32, variación 4: entradas analógicas por ev ento a 16 bits con bandera y estampa de tiempo. 
D.5. Mediciones contadores. Mediciones estáticas contadores: El medidor debe ser capaz de responder con: 
 Objeto 20, variación 1: entrada de contador a 32 bits con bandera 
 Objeto 20, variación 2: entrada de contador a 16 bits con bandera 
Mediciones por evento contadores: El medidor debe ser capaz de responder con: 
 Objeto 22, variación 1: entrada de contador a 32 bits con bandera y sin estampa de tiempo. 
 Objeto 22, variación 2: entrada de contador a 16 bits con bandera y sin estampa de tiempo. 
 Objeto 22, variación 5: entrada de contador  a 32 bits con bandera y estampa de tiempo. 
 Objeto 22, variación 6: entrada de contador  a 16 bits con bandera y estampa de tiempo. 
Tabla D.2, parte 1 de 8. Registro de eventos (digitales con estampado de tiempo) 
Punto 
DNP Evento/Alarma  Comentarios.  
0 Falla interna detectada por el 
medidor. Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece 
1 Cambio de configuración. Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece 
Ejemplo: Cambio de relación de transformación. 
2 Activación de entradas digitales. Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece 
3 Cambio a modo prueba y modo 
normal. Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece 
4 Cambio de horario. Alarma que se sostiene por 1 segundo y luego se restablece 
5 Batería baja. Alarma que se sostiene 
6 Evento de calidad de la Potencia Alarma única indicando la ocurrencia de cualquier evento de 
la calidad de la Potencia, se sostiene por 1 segundo y luego se restablece, sólo aplica para medidores con funciones de calidad de la potencia 
 
Tabla D2, parte 2 de 8. Medición instantánea para monitoreo de valor eficaz del parámetro medido, 
obtenido en un intervalo de 1 segundo o menor (analógicos de 32 bits) (1 de 2) 
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales. 
Por lo que, se podrán tener diferencias entre el valor registrado y el valor enviado en DNP3 del orden de 
milésimas redondeando el valor. Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A. 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
0 Uab V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 
1 Ubc V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 
2 Uca V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 
3 Uan V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 
4 Ubn V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 
5 Ucn V Tensión eficaz, (raíz cuadrática media) 162 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
6 Ulnprom V (Uan+Ubn+Ucn) / 3 
7 Ullprom V (Uab+Ubc+Uca) / 3 
8 Udesbalance  % Calculado como Max ( UllProm-Uab, U llProm-Ubc, UllProm-Uca) / UllProm  
Conforme a IEEE1159 
9 Ia A Corriente eficaz, (raíz cuadrática media) 
10 Ib A Corriente eficaz, (raíz cuadrática media) 
11 Ic A Corriente eficaz, (raíz cuadrática media) 
 
Tabla D2, parte 3 de 8. Medición instantánea para monitoreo de valor eficaz del parámetro medido, 
obtenido en un intervalo de 1 segundo o menor (analógicos de 32 bits) (2 de 2) 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
12 Iprom A (Ia+ Ib + Ic) / 3 
13 Idesbalance  % Calculado como Max ( IProm-Ia, IProm-Ib, IProm-Ic) / IProm Conforme a 
IEEE1159 
14 kW 3f kW Potencia activa trifásica con signo  
15 kvar 3f Kvar Potencia reactiva trifásica con signo  
16 kW a kW Potencia activa fase a con signo  
17 kW b kW Potencia activa fase b con signo  
18 kW c kW Potencia activa fase c con signo  
19 kvar a Kvar Potencia reactiva fase a con signo  
20 kvar b Kvar Potencia reactiva fase b con signo  
21 kvar c Kvar Potencia reactiva fase c con signo  
22 Factor de 
potencia. % Factor de potencia 
23 Cuadrante del 
Factor de 
potencia  1 = Q1, 2 = Q2, 3 = Q3 y 4 = Q4 
24 Frecuencia. Hz Frecuencia 
Medición acumulada periodo de cinco minutos valores analógicos de 32 bits 
25 kWmax5 kW Valor analógico instantáneo máximo de la potencia activa evaluado 
en un periodo cincominutal. 
26 kWdem15 kW Valor analógico del promedio móvil de la potencia activa evaluado 
en intervalos de 15 min. mediante series de tres registros 
cincominutales. 
 
Tabla D2, parte 4 de 8. Medición liquidación y facturación (contador de 32 bits) 
El valor se reinicia al inicio de cada periodo. 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
0 kWhE Wh kWh entregado de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales 
1 kWhR Wh kWh recibido de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales 
2 kvarh Q1 varh kvarh Q1 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 163 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
3 kvarh Q2 varh kvarh Q2 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales 
4 kvarh Q3 varh kvarh Q3 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales 
5 kvarh Q4 varh kvarh Q4 de la hora anterior (consumo de la hora anterior) 
resolución de 3 decimales 
6 kWhEmes kWh kWh entregados mes anterior (consumo del mes anterior) 
resolución sin decimales 
7 kWhRmes kWh kWh recibidos mes anterior (consumo del mes anterior) resolución 
sin decimales 
 
Tabla D2, parte 5 de 8. Medición acumulada periodo de cinco minutos (contador de 32 bits) 
Punto 
DNP Parámetro Unidad Descripción 
8 kWhE mWh kWh entregado periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
9 kWhR mWh kWh recibido periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
10 kvarh Q1 mvarh kvarh Q1 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
11 kvarh Q2 mvarh kvarh Q2 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
12 kvarh Q3 mvarh kvarh Q3 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
13 kvarh Q4 mvarh kvarh Q4 periodo cincominutal, resolución de 6 decimales 
 
Tabla D2, parte 6 de 8. Medición de calidad de pot encia, resultado de la agregación de 10 min. de 
acuerdo con NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 sólo para medidores con calidad de la potencia (analógicos 
de 32 bits) 
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales. 
Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A. 
Punto 
DNP Parámetro Tiempo Unidad Descripción 
27 Udesnega  10 min. % Desbalance de secuencia negativa, valor 
resultado de la agregación de 10 minutos. 28 Idesnega  10 min. % 
29 Udescero  10 min. % Desbalance de secuencia cero, valor 
resultado de la agregación de 10 minutos. 30 Idescero  10 min. % 
31 F 10 s. Hz Valor resultado de la agregación de 10 
segundos. 
32 Udesnega10prom  Diario % 
Valor promedio estadístico resultado de un 
periodo de valoración diaria de los valores de 
agregación de los puntos DNP 27 a 31 33 Idesnega10prom  Diario % 
34 Udescero10prom  Diario % 
35 Idescero10prom  Diario % 
36 F10prom  Diario Hz 
37 Udesnega10max  Diario % 
Valor máximo resultado de un periodo de 
valoración diaria de los valores de agregación 
de los puntos DNP 27 a 31 38 Idesnega10max  Diario % 
39 Udescero10max  Diario % 
40 Idescero10max  Diario % 
41 F10max Diario Hz 
42 Udesnega10minimo  Diario % 
Valor mínimo resultado de un periodo de 
valoración diaria de los valores de agregación 
de los puntos DNP 27 a 31 43 Idesnega10minimo  Diario % 
44 Udescero10minimo  Diario % 
45 Idescero10minimo  Diario % 
46 F10minimo  Diario Hz  164 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla D2, parte 7 de 8. Medición de armónicas, va lor resultado de la agregación de 10 minutos de 
acuerdo con NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 sólo para medidores con calidad de la potencia (analógicos de 32 bits) 
La resolución de estas variables implementadas en DNP3 deben tener una resolución de 3 decimales. 
Ejemplo: 10.2545 A será reportado como 10.255 A. 
Punto 
DNP  Parámetro  Tiempo  Unidad Descripción  
47 THD U an 10 min. % 
Distorsión armónica total, Valor resultado de 
la agregación de 10 minutos. 48 THD U bn 10 min. % 
49 THD U cn 10 min. % 
50 THD I a 10 min. % 
51 THD I b 10 min. % 
52 THD I c 10 min. % 
53 THD U anmax 24 h % 
Valor máximo resultado de un periodo de 
valoración de 24 horas de los valores de agregación de 10 minutos de los puntos 47 a 52. 54 THD U bnmax 24 h % 
55 THD U cnmax 24 h % 
56 THD I amax 24 h % 
57 THD I bmax 24 h % 
58 THD I cmax 24 h % 
 
Tabla D2, parte 8 de 8 Cuentas de número de eventos de calidad de la potencia (contador  
de 32 bits). 
Las cuentas de calidad de potencia para determinar el cumplimiento de acuerdo con  
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 vigente y al Código de Red. El  contador deberá activarse cada vez que el límite 
sea rebasado y el periodo de valoración del evento debe re alizarse de forma diaria y reiniciando el contador a 
las cero horas. 
Punto 
DNP  Parámetro  Descripción  
14 P st, Parpadeo corto plazo Contador de parpadeos corto plazo 
15 P lt, Parpadeo largo plazo  Contador de parpadeos largo plazo 
16 Decremento repentino de tensión 
(Sag) Sag fase A, Sag fase B, Sag fase C, Sag fase AB, Sag 
fase BC, Sag fase CA, Sag 3F, contador de eventos acumulados, cualquiera de las 3 fases ( U
a, Ub y Uc) 
17 Incremento repentino de tensión 
(Swell) Swell fase A, Swell fase B, Swell fase C, Swell fase AB, 
Swell fase BC, Swell fase CA, Swell 3F, contador de eventos acumulados, cualquiera de las 3 fases ( U
a, Ub 
y Uc) 
18 Interrupciones Int fase A, Int fase  B, Int Fase C, In t 3F, Int Ab, Int BC, 
Int CA, (contador de eventos acumulados) 
19 Frecuencia 
Contador de eventos acumulados fuera 
Límite 20 % THD, U an 
21 % THD, U bn 
22 % THD, U cn 
23 % THD, I a 
24 % THD, I b 
25 % THD, I c 
 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 165 
APÉNDICE E 
(Informativo) 
INFORME DEL SISTEMA DE GESTIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN  
De manera enunciativa, mas no limitativa, a continuación, se presentan los puntos que podrían 
considerarse en el informe del sistema de gestión de l proceso de producción; se hace énfasis en que dicho 
informe debe mostrar los requisitos de la de la norma NMX-CC-9001-IMNC-2015 o su correspondiente 
internacional vigente . 
E.1 Se recomienda que  para la emisión del informe de validación del sistema de gestión del proceso de 
producción, se verifique el cumplimiento con lo siguiente: 
a) El interesado debe contar con un sistema de gestión de la calidad certificado por un organismo de 
certificación para sistemas, acreditado; o 
b) El interesado debe tener implementado un sistema de gestión de la calidad en la línea de producción 
del producto a certificar. 
E.2 Sistema de gestión de la calidad del proceso de producción del producto a certificar: el interesado 
debe establecer, documentar, implement ar, mantener y mejorar continuamen te la eficacia del sistema de 
gestión de la calidad como medio que asegure que el producto está conforme con los requisitos de la Norma 
Oficial Mexicana. 
E.3 Realización del producto y prestación del servicio (Control de Proceso): el interesado debe identificar y 
planear los procesos de producción que afectan direct amente los aspectos de seguridad del producto y debe 
asegurar que estos procesos se llevan a cabo bajo co ndiciones controladas. Estos procesos deben asegurar 
que todas las partes, componentes, subensambles , ensambles, entre otros, tienen las mismas 
especificaciones que las de la muestra tipo que fue evaluada en el laboratorio correspondiente y que sirve 
como base para otorgar la certificación del producto. 
E.4 En particular se debe prestar atención en aquellas actividades que directamente tienen que ver con la 
seguridad del producto. 
I. Control de producto no conforme. Todos los productos no conformes deben ser claramente 
identificados y controlados para prevenir su ent rega no intencional. Los productos reparados y/o 
retrabajados deben someterse a una nueva verificación ser reinspeccionados de acuerdo a las 
pruebas de rutina establecidas y se debe contar  con registros que demuestren dicho cumplimiento. 
II. El interesado deberá contar con evidencia de lo s efectos reales y potenciales de una no-conformidad 
sobre el producto que ya está en uso o ya ha si do entregado al cliente y tomar acciones respecto a 
los efectos de la no conformidad. 
III. Control de registros de calidad. El interesado de be mantener los registros y resultados de todas las 
pruebas de rutina que se aplican a la producción. Los resultados de pruebas deben ser informados al responsable de la gestión de la calidad, a la dirección de la empresa y estar disponibles en todo 
momento para el personal del Organismo de Cert ificación de Producto. Los registros deben ser 
legibles e identificar al producto que pertenecen, así como al equipo de medición y prueba utilizado. 
Estos registros deben ser guardados mínimo por un año y deben ser por lo menos los siguientes: 
a) Resultados de las pruebas de rutina; 
b) Resultados de las pruebas de verificación de cumplimiento (en su caso); 
c) Resultados de las pruebas de verificación del equipo de medición y prueba; 
d) Calibración del equipo de medición y pruebas. 166 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
IV. Los registros podrán ser almacenados en medi os electrónicos o magnéticos, entre otros. 
V. Auditorías internas: La organización debe tener definidos procedimientos que aseguren que las 
actividades requeridas son regularmente monitoreadas. 
E.5 Seguimiento y medición del producto (Inspección y prueba) 
Es necesario que los productos se verifiquen medi ante pruebas específicas que permitan asegurar el 
cumplimiento de la Norma Oficial Mexicana. Estas pruebas varían según el producto y consisten en: 
a) Pruebas prototipo: las que se aplican a la muestra ti po que sirvió de base para otorgar la certificación 
inicial y no se requiere nuevamente de su apl icación, mientras las especificaciones de los 
componentes y materiales utilizados en la fabricación no hayan sido modificadas (para lo cual se requerirá de una revisión de planos, dibujos, ma teriales, composición, dimensiones, etc.); 
b) Pruebas de rutina: las que se aplican en la línea de producción; 
c) Pruebas de verificación de cumplimiento: las que se aplicarán por motivos de cambio o modificación 
de especificaciones de materiales y/o componentes, y por la existencia de componentes alternativos; 
éstas serán determinadas por el interesado de acuerdo al cambio o modificación de que se trate.  El interesado debe informar al OCP sobre el cambio de especificaciones de materiales y/o componentes. La información debe incluir los materiales  que fueron modificados, las características 
de los mismos y el informe de pruebas en el que se demuestre que el producto cumple con las 
especificaciones de la NOM; 
d) Pruebas de verificación del funcionamiento del equipo de medición utilizado en las pruebas de rutina: 
las que se realizan diariamente al equipo de medición antes de iniciar la fabricación de productos. 
E.6 Control de los dispositivos de seguimiento y medición. 
Las calibraciones realizadas en los equipos de medi ción y prueba deben tener trazabilidad metrológica a 
patrones nacionales, a través de los laboratorios de calibración acreditados y aprobados de acuerdo a lo 
establecido en el artículo 26 de la Ley Federal sobre Me trología y Normalización (LFMN), o en su defecto a 
patrones internacionales o extranjeros aprobados por la autoridad competente de acuerdo con el artículo 73 
de la LFMN. 
Se debe realizar la verificación documental de los informes de calibración de los equipos de medición y 
prueba que se utilizarán para asegurar el cumplimiento de las pruebas de rutina. 
E.7 El sistema de control de la calidad de los procesos  de producción, cuando aplique, y de acuerdo a la 
NMX-CC-9001-IMNC-2015, debe contar  con un procedimiento documenta do e implementado del proceso de 
validación del diseño el cual debe determinar: 
a) Las etapas del diseño y desarrollo; 
b) La revisión, verificación y validación, apropiadas para cada etapa del diseño y desarrollo; 
c) Las responsabilidades y autoridades para el diseño y desarrollo; 
d) Identificar y gestionar  las interfaces entre los diferentes grupos involucrados en el diseño y desarrollo 
para asegurarse de una comunicación eficaz y una clara asignación de responsabilidades. Los resultados de la planificación deben actualizar se, según sea apropiado, a medida que progresa el 
diseño y desarrollo. 
Dentro de los requisitos de entrada para el diseño y desarrollo, debe contemplarse el cumplimiento con la 
presente Norma Oficial Mexicana. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 167 
APÉNDICE F 
(Normativo) 
DICTAMEN DE VERIFICACIÓN DEL SISTEMAS DE MEDICIÓN 
De conformidad con lo dispuesto en los artículos 3o. fracciones IV-A y XVII, 68, 73,  74, 84, 85, 86, 87, 88, 
91, 92, 94, 97, 98 y 99 de la Ley Federal sobre Me trología y Normalización; 113 del Reglamento de la Ley de 
la Industria Eléctrica y demás disposiciones legales aplicables, en mi carácter de Unidad de Verificación  de Acreditada y Aprobada, con registro número: ……………………, con acreditación vigente de fecha: ................ ............... ...... otorgada por una entidad de acreditación aut orizada, y aprobac ión vigente de la 
Comisión Reguladora de Ener gía otorgada en m ediante oficio No. ............ ............. ........... ..... de 
fecha......................................, y habiéndose aplicado el  procedimiento pa ra la evaluación de la conformidad 
correspondiente a las instalaciones para el uso de energía eléctrica que se describen a continuación: 
Dictamen de Verificación, Folio No.:  Fecha: 
Nombre, Denominación o Razón Social del visitado: 
Registro Federal de Contribuyentes: 
Actividad de la instalación en donde están instalados los sistemas de medición: 
 
 
No. de serie y/o id.: Condiciones ambientales: 
Intervalo de Medida: 
De acuerdo a condiciones para la determinación del error relativo. Temperatura en 
°C:  
Error Máx. Permitido:  % Humedad 
Relativa:  
 
SOFTWARE 
Identificación de software 
Medio de identificación:  
Evidencia:  
Versión de software del Certificado:  
Versión de software del medidor:  
Observaciones:  
 
MAGNITUD: DEPENDENCIA DE CORRIENTE 
Datos generales Unom V Imax A f max Hz Clase : Conectado con 
transformador de 
medida 
     
Corriente Factor de  
potencia Lectura 
del 
Patrón de 
trabajo 
en 
A Lectura del 
medidor 
bajo prueba 
en: 
A Error 
promedio del medidor bajo prueba en: % Incertidumbre 
en % 
 0.5 a 1, en atraso     
1 a 0.5, en adelanto     
 Unitario     
0.5 a 1, en atraso     
1 a 0.8, en adelanto     
 Unitario     
 168 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
MAGNITUD: ENERGÍA ACTIVA 
Datos generales Unom: f nom: Imax: Conectado con transformador 
de medida 
Sí ______ No _____ 
Carga Ángulo Cuadrante Pulsos Lectura del 
Patrón de 
trabajo en: WhLectura del 
medidor bajo 
prueba en: WhError 
promedio del medidor bajo 
prueba en: % Incertidumbre 
en % 
Alta 0       
180       
Media 0       
180       
Baja 0       
180       
 
MAGNITUD ENERGÍA REACTIVA 
Carga Ángulo Cuadrante Pulsos Lectura del 
Patrón de 
trabajo en: WhLectura del 
medidor bajo 
prueba en: 
Wh Error 
promedio del medidor bajo prueba en: % Incertidumbre 
en % 
Alta        
       
       
       
Media        
       
       
       
Baja        
       
       
       
 
MAGNITUD: CALIDAD DE LA POTENCIA 
Parámetro Lectura del 
medidor de 
referencia en % Lectura del 
medidor bajo 
prueba en: 
% Error promedio 
del medidor bajo 
prueba en: % Incertidumbre en 
% 
1 Distorsión total de armónicas (THD)     
Observaciones en 1:  
 
2 Decremento de tensión (Sag)     
Observaciones en 2:  
 Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 169 
Notas generales: 
 
Datos del visitado  
Domicilio: 
Calle y No. exterior :  No. interior: 
Colonia o Población: 
Municipio o Delegación: 
Ciudad y Estado: 
Código Postal: 
Teléfono:  
Correo electrónico: 
Solicitante del servicio  
Nombre: 
CURP: 
Teléfono: 
Correo electrónico:  
 
DICTAMINO, en los términos establecidos en el artícul o 113 de la Ley del Reglamento de la Industria 
Eléctrica, que el (los) sistema de medición en cuestión,  cumple con las disposiciones aplicables de la Norma 
Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas  de medición de energía eléctrica-Medidores y 
transformadores de medida-Especificaciones metrológ icas, métodos de prueba y procedimiento para la 
evaluación de la conformidad. 
Declaro bajo protesta de decir verdad, que los datos  asentados en el presente Dictamen de Verificación 
son verdaderos y acepto la responsabilidad que pudiera derivarse de la veracidad de los mismos, haciéndome 
acreedor a las sanciones que, en su caso, procedan. 
 
 
EL TITULAR (O GERENTE) DE LA UNIDAD DE VERIFICACIÓN 
 
 
___________________________________ 
Nombre y firma 
  
Domicilio: .................................................................................................................... .......... 
Teléfono: ............... ...... Fax: ...... ............... ........... Correo electrónico : ............. ............ ............ ........ 
 
APÉNDICE G 
(Normativo) 
REQUISITOS PARA CALIFICACIÓN DEL PERSONAL DEL ORGANISMO DE CERTIFICACIÓN DE 
PRODUCTO PARA LA EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE  GESTIÓN DEL PROCESO DE LA PRODUCCIÓN 
G.1 De manera enunciativa, mas no limitativa, el pe rsonal del Organismo de Certificación de Producto 
debe estar calificado para realizar actividades de evaluación a la línea de producción, para lo cual se debe 
demostrar que el personal cuenta con conocimiento en: 
a) Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento; 
b) La presente Norma Oficial Mexicana y las Normas Mexicanas referidas en ésta; 
c) El presente procedimiento de evaluación de la conformidad; 
d) NMX-CC-9001-IMNC-2015, Sistemas de gestión de la calidad-Requisitos; 
e) NMX-CC-19011-IMNC-2012, Directrices para la auditoría de los sistemas de gestión; 
f) NMX-EC-17065-IMNC-2014, Evaluación de la conformidad-Requisitos para organismos que 
certifican productos, proceso y servicios; 
g) NMX-EC-067-IMNC-2007, Evaluación de la confo rmidad-Elementos fundamental es de la certificación 
de productos; 
h) Trazabilidad metrológica; 
i) Sus actualizaciones o normas que sustit uyen a las mencionadas anteriormente. 
G.2 Asimismo, el personal del Organismo de Certificac ión de Producto que realice la evaluación del 
sistema de gestión de la línea de producción, debe demostrar  dos años de experiencia en la evaluación de la 
conformidad del producto de que se trate, o de uno similar. 170 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
APÉNDICE H 
(Normativo) 
TIPO DE MONTAJE DE LOS MEDIDORES 
H.1 El tipo de montaje del medidor debe ser en la instalación adecuada, de acuerdo con la aplicación del 
usuario final. 
H.2 Los usuarios finales, sean estos Centrales Eléctric as, Centros de Carga o puntos de intercambio de 
energía eléctrica entre redes eléctric as, deben atender las características de la instalación para alojar el 
medidor de energía eléctrica y en su ca so, medidores con calidad de a potencia. 
H3. Instalaciones en baja y media tensión. 
Las instalaciones en baja y media tensión, deb erán atender lo señalado en la NOM-001-SEDE-2012 
vigente o la que la sustituya, en el  apartado de acometidas, así como con la regulación técnica aplicable y a 
las especificaciones técnicas del suministrador siguientes: 
No. Documento Fecha de 
publicación a) 
1 Especificaciones Técnicas del Suministrador: 
a) DCMBT100 Medición para acometidas monofásicas b) DCMBT200 Medición para acometidas bifásicas 
c) DCMBT300 Medición para acometidas trifásicas 
d) DCMBT400 Medición para acometidas en concentraciones 
e) DCMIA100 Medición al inicio de la acometida para servicios 
monofásicos 
f) DCMIA200 Medición al inicio de la acometida para servicios bifásicos 
g) DCMIA300 Medición al inicio de la  acometida para servicios trifásicos 
h) DCMIARAS Instalación de equipos de medición al inicio de la 
acometida en red aérea y subterránea. 
i) DCMMT100 Medición para acometida con subestación tipo poste 
j) DCMMT200 Medición para acometida con subestación en azotea k) DCMMT300 Medición para acometida con subestación compacta 
l) DCMMT400 Medición para acometida con subestación tipo pedestal. 
m) DCMMT500 Medición para acometida con equipo combinado 
n) DCMMT600 Medición para acometidas en subestación compartida con 
servicios medidos en baja tensión 
o) DCSEEEGA Suministro de energía eléc trica en edificios de gran altura 
  2014 
a) Autorizadas por la Secretaría de Energía. Vigentes  mediante el artículo transitorio vigésimo de la 
Ley de la Industria Eléctrica,  y en tanto la CRE emite nuevos  estándares que las sustituyan 
 
H3.1 Gabinetes de medición utilizados en la especificación técnica del suministrador DCMIARAS. 
Los gabinetes de medición deben cumplir con lo siguiente: 
a) Lo establecido en el Capítulo 312 “GABINETES, CAJAS DE DESCONEXIÓN Y BASES PARA 
MEDIDORES de la NOM-001-SEDE-2012 vigente o la que la sustituya. 
b) Capacidad para alojar como mínimo 12 y máximo 24 medidores monofásicos o su equivalente en 
polifásicos. 
c) Los medidores para instalarse en gabinete deben ser insertable, en una sola posición, la sujeción 
debe ser segura ante esfuerzos mecánicos y térmi cos. Las mediciones monofásicas, bifásicas y 
trifásicas son aceptables para su instalaci ón en un gabinete mediante medidores monofásicos. 
d) Las terminales del medidor para conexión y el mecanismo de inserción del gabinete deben soportar 
los esfuerzos térmicos y mecánicos debidos a cortocircuitos. 
e) Las terminales y el mecanismo de inserción, deben soportar la corriente máxima señalada en la 
norma. En caso de corto circuito, no deben sufrir daño. 
f) La masa total del gabinete incluyendo todos los elementos necesarios equipado y montado no debe 
rebasar los 70 kg. 
g) El gabinete debe cumplir con al menos el grado de protección IP54 de acuerdo a la norma 
NMX-J-529-ANCE contra polvo y agua. 
h) El gabinete junto con los medidores, deberán acre ditar las pruebas descritas en la Tabla 4.1 de 
aprobación del modelo o prototipo de la norma. 
i) El gabinete debe tener los medios de sujeción adecuados para instalarse en los herrajes de los 
postes, como lo dispone DCMIARAS. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 171 
APÉNDICE I 
(Informativo) 
TIPO DE MEDICIÓN DE ACUERDO A LAS CARACTERÍSTICAS DEL  
CENTRO DE CARGA O CENTRAL ELÉCTRICA 
Para la correcta aplicación de esta norma, se debe consultar la regulación aplicable vigente de la 
Secretaría de Energía (SENER), la Comisión Regulador a de Energía (CRE) y cualquier otra disposición que 
emita la autoridad competente en la materia. 
El medidor y transformadores de medida, deben ser los correctos para asegurar la medición en las 
actividades de suministro eléctrico y actividades del merc ado eléctrico mayorista, así como de las necesarias 
para las actividades de operación y monitoreo en los puntos de conexión o interconexión de centros de carga 
y centrales, así como de los puntos de intercam bio de energía eléctrica entre redes eléctricas. 
NOTA: El término Contratista se refiere a la atribución definida en el artículo 30 de la Ley de la Industria 
Eléctrica (LIE). 
I.2 Instalación de los sistemas de medición. 
La instalación del sistema de medición debe cumplir con las Especificaciones técnicas del suministrador 
vigentes, según corresponda con el nivel de tensión,  tamaño de la carga y de las características del 
suministro. Dichas especificaciones se enlistan en la Tabla I-1. 
Tabla I-1. Especificaciones Técnicas para la instalación del sistema de medición 
No. Documento Fecha de 
publicación a) 
1 Especificaciones Técnicas del Suministrador: 
a) DCMBT100 Medición para acometidas monofásicas 
b) DCMBT200 Medición para acometidas bifásicas c) DCMBT300 Medición para acometidas trifásicas d) DCMBT400 Medición para acometidas en concentraciones 
e) DCMIA100 Medición al inicio de la acometida para servicios 
monofásicos 
f) DCMIA200 Medición al inicio de la acometida para servicios bifásicos g) DCMIA300 Medición al inicio de la  acometida para servicios trifásicos 
h) DCMIARAS Instalación de equipos de medición al inicio de la 
acometida en red aérea y subterránea. 
i) DCMMT100 Medición para acometida con subestación tipo poste j) DCMMT200 Medición para acometida con subestación en azotea k) DCMMT300 Medición para acometida con subestación compacta l) DCMMT400 Medición para acometida con subestación tipo pedestal. m) DCMMT500 Medición para acometida con equipo combinado 
n) DCMMT600 Medición para acometidas en subestación compartida con 
servicios medidos en baja tensión 
o) DCSEEEGA Suministro de energía eléc trica en edificios de gran altura 2014 
a) Autorizadas por la Secretaría de Energía. Vigentes  mediante el artículo transitorio vigésimo de la 
Ley de la Industria Eléctrica,  y en tanto la CRE emite nuevos  estándares que las sustituyan 
 
I.3 Factor de forma 
El factor de forma es la designación alfanumérica, denotando el arreglo del circuito para el cual es 
aplicable el medidor y su arreglo especifico de terminales.  El factor de forma podrá ser distinto a los indicados 
en este apéndice informativo según las necesidades de las Empresas Productivas Subsidiarias de Estado que 
presten el servicio público de Transmi sión, Distribución y de Suministro eléctr ico. En la Tabla I-2 se enlistan, 
de manera enunciativa mas no limitativa, lo s factores de forma comúnmente utilizados. 
Tabla I-2 Factor de forma. 
Forma Monofásico Polifásico Autocontenido Através de Transformado rde
medida 
1S  ----  ---- 
9S ----  ----  
12S ----   ---- 
16S ----   ---- 
 
I.4 Tipo de medición de acuerdo con las características de la demanda del Centro de Carga y nivel 
de tensión del punto de medición 
Las Tabla I-3, I-4, I-5 e I-6, presentan las caracter ísticas que permiten determinar el tipo de medición, de 
acuerdo con la norma, respecto a la demanda del Centro de Carga y el nivel de tensión en donde se ubicará 
el punto de medición. Los casos no considerados en la siguiente tabla serán definidos en el momento que se 
defina la infraestructura para la conexión de centros de carga por la entidad responsable.  172 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 Tabla I-3 BAJA TENSIÓN. Suministro en baja tensi ón 120, 127, 220 o 240 V. Medición en baja tensión 
Demanda en kW Tensión de 
medición en 
volts 
f-n / f-f Número 
de 
Fases Número de 
elementos-
hilos-forma Tensión de 
operación 
del 
medidor en 
volts de f-nCorriente en 
amperes 
Montaje MCCP  MSCP CT  
MSCP ST  MB2  MB1  
Nom. Máx. TP TC TP TC 
Menor o igual a 5 kW 120 o 127 1 1E-2H-1S 120 15 100 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a n/a   
Mayor a 5 kW 120 1 1E-2H-1S 120 30 200 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a n/a  n/a 
Menor o igual a 10 kW 127 / 220 
2 2E-3H-12S 120 15 100 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a n/a   
120 / 240 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a n/a   
Mayor a 10 kW 120 / 240 2 2E – 3H – 12S 120 30 200 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a n/a  n/a 
Menor o igual a 25 kW 127 / 220 3 3E-4H-16S 120 15 100 Socket o 
Gabinete n/a n/a n/a n/a    
Mayor a 25 kW y hasta 60 kW 127 / 220 3 3E-4H-16S 120 – 277 30 200 Socket n/a n/a n/a n/a  n/a n/a 
Mayor a 60 kW 127 / 220 3 3E – 4H – 16S 120-277 2.5 20 Socket n/a n/a n/a  n/a n/a n/a 
f-n Tensión de fase a neutro. 
f-f Tensión entre fases o tensión fase a fase 
Nom. Valor nominal 
Máx. Valor máximo 
 
Tabla I-4 MEDIA TENSIÓN. Suministro en  13 800 o 23 000 o 34 500 volts. Medición  en devanado secundario (baja tensión). 
Demanda en kW Tensión de 
medición en 
volts 
f-n / f-f Número 
de 
Fases Número de 
elementos-
hilos-forma Tensión de 
operación del 
medidor en 
volts f-n Corriente en 
amperes 
Montaje MCCP  MSCP CT  
MSCP ST  MB2  MB1  
Nom. Máx. TP TC TP TC 
Menor o igual a 60 kW 127 / 220 
3 3-4H-16S 120 – 277 30 200 Socket n/a n/a n/a n/a  n/a n/a 
Menor o igual a 120 kW 254 / 440 Socket n/a n/a n/a n/a  n/a n/a 
Menor o igual a 130 kW 277 / 480 Socket n/a n/a n/a n/a  n/a n/a  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 173 
Demanda en kW Tensión de 
medición en 
volts 
f-n / f-f Número 
de 
Fases Número de 
elementos-
hilos-forma Tensión de 
operación del 
medidor en 
volts f-n Corriente en 
amperes 
Montaje MCCP  MSCP CT  
MSCP ST  MB2  MB1  
Nom. Máx. TP TC TP TC 
Mayor a 60 kW 127 / 220 
3 3E-4H-9S 120 – 277 2.5 20 Socket n/a n/a n/a  n/a n/a n/a 
Mayor a 120 kW 257 / 440 Socket n/a n/a n/a  n/a n/a n/a 
Mayor a 130 kW 277 / 480 Socket n/a n/a n/a  n/a n/a n/a 
f-n Tensión de fase a neutro. 
f-f Tensión entre fases o tensión fase a fase 
Nom. Valor nominal 
Máx. Valor máximo 
 
Tabla I-5 MEDIA TENSIÓN. Suministro en 13 800 o 23 000 o 34 500 volts. 
Demanda en kW Tensión de 
suministro 
en volts 
f-f Número 
de 
Fases Número de 
elementos-
hilos-forma Tensión de 
operación del 
medidor en 
volts f-n Corriente en 
amperes Montaje MCCP 1) MSCP CT MSCP 
ST MB2 MB1 
Nom. Máx. TP TC TP TC 
Cualquier demanda 13 800 
23 000 34 500 3 3E-4H-9S 69-120 2.5 20 Socket o 
Tablero 
extraíble *
1) *1)   n/a n/a n/a 
1) Se instalarán medidores y transformadores de medida para medir parámetros de la cali dad de la potencia cuando la regulación téc nica así lo establezca. 
f-n Tensión de fase a neutro. 
f-f Tensión entre fases o tensión fase a fase 
Nom. Valor nominal 
Máx. Valor máximo  
Tabla I-6 ALTA TENSIÓN. Suministro en tensiones superiores a 34.5 kV 
Intervalo de demanda 
contratada Tensión de 
suministro 
en volts 
f-f Número 
de 
Fases Número de 
elementos-
hilos-forma Tensión de 
operación del 
medidor en 
volts f-n Corriente en 
amperes Montaje MCCP MSCP CT MSCP 
ST MB2 MB1 
Nom. Máx. TP TC TP TC 
Cualquier demanda Mayores a 
34.5 kV 3 3E-4H-9S 69-120 2.5 20 Tablero 
extraíble   n/a n/a n/a n/a n/a 
f-n Tensión de fase a neutro. 
f-f Tensión entre fases o tensión fase a fase 
Nom. Valor nominal 
Máx. Valor máximo  174 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
I.5 Tipo de medición para Centrales Eléctricas. 
Las características que definen los distintos tipos de C entrales Eléctricas, se encuentran en el Código de 
Red y en las Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de Generación Distribuida. En los procesos de interconexión, las Bases del Mercado establecen dos tipos de Centrales Eléctricas, las 
directamente modeladas y las indirectamente modelad as. La Tabla I – 7, muestra las funcionalidades y 
características que aplican para las Centrales Eléctr icas directamente modeladas y las indirectamente 
modeladas. 
Tabla I-7 Funcionalidades y caracterís ticas para Centrales Eléctricas. 
Funcionalidad Característica Directamente 
modeladas 
Indirectamente 
modelada Con 
Calidad de 
la Potencia Sin 
Calidad 
de la 
Potencia 
Medición instantánea 
para monitoreo Intensidad de corriente    
Tensión eléctrica    
Potencia activa instantánea    
Potencia reactiva instantánea    
Factor de potencia instantáneo    
Frecuencia    
Medición para liquidación 
y facturación Energía activa en kWh     
Energía reactiva con transformador de 
medición en kvarh     
Registros de medición 
acumulada en el intervalo 
de medición de cinco 
minutos o cincominutal Energía activa    
Energía reactiva    
Energía aparente    
Potencia activa, reactiva y aparente. 
Registros máximos, mínimos y promedios    
Corrientes máximas, mínimas y promedio    
Tensiones máximas, mínimas y promedio    
Factor de potencia promedio de cinco 
minutos    
Medición de calidad de la 
potencia Clase A 1), 3) Eventos de decremento repentino de la 
tensión ( Sag)  n/a n/a 
Eventos de incremento repentino de la 
tensión ( Swell )  n/a n/a 
Parpadeo de tensión ( flicker )  n/a n/a 
Interrupción momentánea, temporal y 
sostenida  n/a n/a 
Desbalance de tensión  n/a n/a 
Variación de frecuencia  n/a n/a 
Armónicas de tensión y corriente  n/a n/a 
Inter-armónicas de tensión y corriente  n/a n/a 
Distorsión armónica de subgrupo (tensión y 
corriente)  n/a n/a 
Puerto de comunicación Puerto óptico    
Puerto RS 485    
Puerto Ethernet TCP/IP    
Puerto de radiofrecuencia (RF), incluye 
tecnologías de datos móviles. 1) , 2) n/a n/a  Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 175 
Funcionalidad Característica Directamente 
modeladas 
Indirectamente 
modelada Con 
Calidad de 
la Potencia Sin 
Calidad 
de la 
Potencia 
Protocolos de comunicación DNP3 sobre puerto RS485 
   
DNP3 sobre puerto TCP/IP    
Lo que se establece en la Norma 
Internacional IEC 61850    
Registros y reportes Registro de almacenamiento de perfil    
Registros horarios de par ámetros eléctricos    
Registro de valores promedio    
Registro de parámetros de calidad de la 
potencia  n/a n/a 
Registro de formas de onda  n/a n/a 
Reportes de eventos de calidad de la 
potencia  n/a n/a 
Despliegue de datos en 
pantalla Alternativa 1: Pantalla integrada en el 
medidor con botones de navegación    
Alternativa 2: Pantalla integrada en el 
medidor sin botones de navegación n/a   
Alternativa 3: 
Pantalla remota n/a n/a  
Sincronía de tiempo Vía sistema de adquisición de datos del 
medidor n/a   
Vía IRIG-B   n/a 
Vía DNP3   n/a 
Vía NTP/SNTP   n/a 
Estampa de tiempo Estampa de tiempo    
Montaje Tipo tablero Extraíble  n/a n/a 
Tipo socket  1)   
Tipo gabinete n/a n/a  
Alimentación Alimentación externa de Corriente 
continua/Corriente alterna (C.C./C.A.)   n/a 
Autoalimentado n/a   
Modo de medición Polifásica    
Otras funciones Compensación de transformadores de 
medida    
Compensación por pérdidas por 
transformación    
Compensación por pérdidas en líneas de 
transmisión o distribución    
Software propietario para extracción, 
procesamiento y análisis de registros de 
energía y donde aplique, calidad de la 
potencia.    
1) De manera análoga con los Centros de Carga, no se per mite instalar medidores tipo Socket en tensiones 
superiores a 35 kV (alta tensión). 
2) Se deben observar las consideraciones para puertos de comunicación de RF de la Tabla 1.1 de esta Norma. 
3) De manera análoga a los Centros de Carga, la medición de la Calidad de la Potencia aplica para tensiones 
superiores a 35 kV. Se instalarán medidores y transform adores de medida para medir parámetros de la calidad 
de la potencia en media tensión (menores a 34.5 kV e i gual o superiores a 1 kV), cuando la regulación técnica 
así lo establezca.  176 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
APÉNDICE J 
(Informativo) 
PUERTO SERIAL DIGITAL DE COMUNICACIÓN 
J.1 El tipo de medición MB1 y MB2 tipo socket de la Tabla 1.1 de esta norma, podrá contar con un puerto 
digital con interface UART (Transmisor-Receptor Asín crono Universal) cuando el medidor no forma parte de 
un sistema de Infraestructura Avanzada de Medición para la interconexión de la central eléctrica o conexión 
del centro de carga. 
J.1.1  El puerto serial digital de comunicación se refiere a una interfaz entre un medidor de energía y una 
tarjeta de comunicaciones con cualquier protocolo de  radiofrecuencia, usando como base el protocolo 
implementado en el puerto óptico para la capa 2 (superíndi ce J de la tabla 1.1) y un puerto UART para la capa 
1, como se muestra en la Figura J1. 
 
Figura J1-Capa 1, UART Puerto Físico en nivel TTL (Logical Transistor – Transistor). 
J.1.2  La capacidad de enviar la información solicitada a través del puerto serial digital está definida por las 
funciones y características de acuerdo con la Tabla 1.1 para cada tipo de medición. 
J.1.3. La comunicación UART a un nivel TTL ( Logical Transistor – Transistor ) siempre permanecerá entre 
los límites de 0 V y 5 V Un alto lógico ('1') está representado por la tensión de corriente continua (V.C.C.), 
mientras que un mínimo lógico ('0') es 0 V. 
J.1.4.  Las dimensiones mínimas del espacio para alojar el módulo es el señalado en la figura J2 
 
Figura J2-Dimensiones mínimas del espacio: largo 80 mm, ancho 40 mm, altura 10 mm. 
J2 Se requiere de una interface física con las propiedades mostradas en la Figura J3, usando como 
referencia puertos digitales universales del mercado. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 177 
 
Figura J3-Características del conector universal de 12 pines en 2 filas de 6 pines. 
J.2.1.  Se definen los pines de salida del puerto físico requerido para el Puerto serial digital tomando como 
referencia una vista superior del conector propuesto, como se muestra en la Figura J4. 
 
Figura J4 – Vista superior del conector 
J.2.2. La configuración de cada pin está definida en la T abla J.1, respetando las propiedades técnicas con 
las que cuenta el puerto opto acoplado ANSI C12.18. 
Tabla J.1-Configuración de pines 
PIN Función Descripción 
1 GPIO Salida/Entrada Digital de propósito general 
2 GPIO Salida/Entrada Digital de propósito general 
3 Rx UART TTL, Recepción de datos al menos 9600 baudios, sin control de flujo, 8 bits de 
datos, sin paridad y 1 bit de parada. Los niveles lógicos vienen definidos por el rango 
de tensión comprendida entre 0.0-0.8 V. C.C para el estado bajo y 2.2-5 V. C.C 
(Integrado) para el estado alto.  
4 V.C .C. Tensión positiva de 5 V. C.C. con tolerancia de +/- 5%, 600 mA. 
5 Tx UART TTL, Transmisión de datos al menos 9600 baudios, sin control de flujo, 8 bits 
de datos, sin paridad y 1 bit de parada. Los niveles lógicos vienen definidos por el 
rango de tensión comprendida entre 0.0-0.8 V C.C. para el estado bajo y 2.2 – 5 V. C.C. 
(Integrado) para el estado alto.  
6 GND Tierra. 
7 Pulso TTL 
Wh Pulso TTL paralelo al pulso de calibración.  
8 TTL ERR Pulso TTL de estado siendo bajo sin error y alto con error. 
9 GPIO Salida/Entrada Digital de propósito general 
10 GPIO Salida/Entrada Digital de propósito general 
11 NC NC ( No conection)  
12 NC NC (No connection)  
 178 DIARIO OFICIAL Viernes 15 de mayo de 2020 
Tabla J.2-Capa 2, Capa de enlace de datos. 
Formato de datos de acuerdo co n el ANSI C12.18 punto 4.7 (Layer 2-Data Link Layer)  
Formato de datos 8 bits de datos, 1 bit de inicio, 1 bit de parada, sin paridad. 
Tipo de datos Asíncrono, bit serial (inicio-parada), semidúplex. 
Polaridad de datos - LED encendido, bit de inicio, espacio, cero lógico (0) 
- LED apagado, bit de parada, marca, uno lógico (1), estado 
inactivo. 
Velocidad de datos La velocidad de transmisión máxima debe ser de al menos 9600 
baudios. Los códigos de selección se han dispuesto para las 
siguientes tasas de baudios: 300, 600, 1200, 2400, 4800, 9600, 
14400, 19200, 8800, 38400, 5760 0, 115200, 128000, 256000 o 
definidos externamente. Se han reservado códigos de selección 
adicionales para futuras asignaciones. 
Número de paquetes Se requiere al menos un (1) paquete, aunque se pueden negociar 
más. 
Tamaño del paquete El tamaño del paquete predeterminado es de 64 bytes, aunque se 
puede negociar un tamaño mayor. 
Tiempo de espera del tráfico del canal 6 segundos 
Tiempo de espera entre caracteres 500 milisegundos 
Tiempo de espera de respuesta 2 segundos 
Demora de vuelta 175 microsegundos 
En el caso de una colisión (el Cliente C12.18 y el Dis positivo C12.18 están transmitiendo al mismo tiempo), 
el Dispositivo C12.18 cesará la transmisión y esperará la transmisión del Cliente C12.18. 
 
Tabla J.3 – Valores de configuración 
Valores de Configuración por defecto 
Velocidad de datos 9600 baudios 
Número de paquetes 1 
Tamaño de paquete 64 bytes 
 
J3 Los valores de respuestas del medidor están sujetos a las funciones y características de acuerdo a la 
Tabla 1.1 para los tipos de medición MB1 y MB2 tipo de montaje socket. A menos que el medidor tenga la capacidad de enviar los valores de energías, potenci as, factor de potencia y frecuencia por fase, se 
considerará el valor total en la Fase A. Los valores de tensión y corriente para los medidores polifásicos son 
por fase. 
TRANSITORIOS 
PRIMERO. La presente Norma Oficial Mexicana entrará en vigor  a los 365 días naturales contados a partir 
de su publicación en el Diario Oficial de la Federación. Viernes 15 de mayo de 2020 DIARIO OFICIAL 179 
SEGUNDO. La entrada en vigor de la Norma Oficial Mexicana, podrá ser antes del plazo establecido en el 
transitorio inmediato anterior, pr evia emisión del Acuerdo correspondiente por parte de la Comisión 
Reguladora de Energía, tomando en consideración la exis tencia de infraestructura acreditada y aprobada para 
la evaluación de la conformidad, así como la ex istencia de medidores y transformadores de medida 
certificados y con aprobación de mode lo o prototipo, de acuerdo a los requerimientos establecidos en el 
presente instrumento. 
TERCERO. A la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, sólo se deberán comercializar 
medidores y transformadores de medida que cuenten con la  aprobación de modelo o prototipo y el certificado 
de cumplimiento, de conformidad con lo  previsto en este instrumento. 
CUARTO. A partir de la entrada en vigor de la present e Norma Oficial Mexicana, en todos los nuevos 
servicios, únicamente deberán instalarse medidores y tr ansformadores de medida que cumplan con lo previsto 
en este instrumento. 
QUINTO. Los medidores y los transformadores de medida adquiridos previo a la entrada en vigor de la 
presente Norma Oficial Mexicana, deberán instalarse dentro de un plazo que no exceda de 12 meses 
contados a partir de su entrada en vi gor, para lo cual la Comisión Reguladora de Energía estará facultada 
para solicitar la información necesaria a efecto de verificar el cumplimiento de dicho plazo. 
SEXTO. Los Distribuidores, a su costa, deberán asegurar se que los medidores instalados, previamente a 
la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, en servicios de media tensión con cargas mayores 
o iguales a 100 kW, cumplan con las especificaciones prev istas en este instrumento, en un plazo máximo de 
24 meses contados a partir de su entrada en vigor, a costa de los Distribuidores. 
SÉPTIMO. Los Transportistas, a su costa, deberán asegurar se que los medidores instalados, previamente 
a la entrada en vigor de la presente Norma Oficial Mexicana, en servicios de alta tensión, cumplan con las 
especificaciones previstas en este instrumento, en un plazo máximo de 24 meses contados a partir de su 
entrada en vigor. 
OCTAVO. Los informes de pruebas emitidos con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Norma 
Oficial Mexicana, podrán emplearse para fines de certificación, previa revisión técnica y validación de los 
resultados de la evaluación de la conformidad por parte de un Organismo de Certificación de Producto 
acreditado y aprobado en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, hasta por 24 meses 
siguientes a la entrada en vigor de este instrumento. 
NOVENO. Los informes de pruebas emitidos con anterioridad a la entrada en vigor de la presente Norma 
Oficial Mexicana, podrán emplearse para fines de aprobació n del modelo o prototipo, previa revisión técnica y 
validación de los resultados de la evaluación de la conformidad por parte del Centro Nacional de Metrología, 
hasta por 24 meses siguientes a la entrada en vigor de este instrumento. 
DÉCIMO. Los Laboratorios de Prueba, Organismos de Ce rtificación de Producto y Unidades de 
Verificación podrán iniciar los trámites de acreditación y aprobación para la presente Norma Oficial Mexicana, 
al día hábil siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Federación. 
Ciudad de México, a 21 de mayo de 2019.- El Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y 
Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico, Luis Guillermo Pineda Bernal .- 
Rúbrica.- El Director General de Normas y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de la 
Secretaría de Economía, Alfonso Guati Rojo Sánchez .- Rúbrica.- El Jefe de la Unidad de Electricidad.- 
Comisión Reguladora de Energía, Oliver Ulises Flores Parra Bravo .- Rúbrica.