DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
COMISION REGULADORA DE ENERGIA 
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del proyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2020, Instalaciones eléctricas-Red Nacional de Transmisión y Redes Generales 
de Distribución-Especificaciones de seguridad. 
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora de 
Energía. 
ACUERDO Núm. A/044/2020 
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL DIARIO 
OFICIAL DE LA FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA, PROY-NOM-018-CRE-2020, 
INSTALACIONES ELÉCTRICAS-RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN Y REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN-
ESPECIFICACIONES DE SEGURIDAD 
El Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en 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 Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5, 22, fracciones I, II, 
III, X, XXIV, XXVI, inciso a) y XXVII, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados 
en Materia Energética; 1, 2, 3, 12, fracciones III, XXXIX, XLVII y LII, 132 y 134 de la Ley de la Industria 
Eléctrica; 1, 2, 4 y 16, fracciones VII y IX de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; Transitorios 
Primero, Segundo, Tercero y Cuarto de la Ley de Infraestructura de la Calidad; 1, 38, fracciones II, V, VI y IX, 
40, fracciones XI y XIII, 41, 43, 44, 46, 48, 52, 68, 70 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 
28, 33 y 80 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1 y 17 del Reglamento de la 
Ley de la Industria Eléctrica, y 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracciones I, XV y XLIV del Reglamento Interno 
de la Comisión Reguladora de Energía, y 
CONSIDERANDO 
PRIMERO. 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 Administración Pública Federal, 
y 2, fracción II, 3 y 4 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la 
Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una dependencia de la Administración Pública Federal 
centralizada con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética, con personalidad jurídica, 
autonomía técnica, operativa y de gestión. 
SEGUNDO. Que en términos de los artículos 4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, corresponde a la 
Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los 
servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma 
parte del servicio público y la comercialización de electricidad, 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 confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la 
prestación de los servicios. 
TERCERO. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II y III de la LORCME, es facultad 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 aplicable a quienes realicen actividades 
reguladas en el ámbito de su competencia. 
CUARTO. Que con fecha 1 de julio de 2020, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Ley 
de Infraestructura de la Calidad (LIC), la cual establece en sus artículos Tercero y Cuarto Transitorios que las 
Propuestas, Anteproyectos y Proyectos de Normas Oficiales Mexicanas que, a la fecha de entrada en vigor de 
dicha Ley, se encuentren en trámite y que no hayan sido publicados, deberán ajustarse a lo dispuesto por la 
Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), su Reglamento y demás disposiciones secundarias 
vigentes al momento de su elaboración y hasta su conclusión. 
QUINTO. Que de conformidad con lo previsto en el artículo 38, fracciones II y V de la LFMN, corresponde 
a las dependencias expedir Normas Oficiales Mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones, 
según su competencia, y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas. 
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 estandarización y normalización en 
materia del Sistema Eléctrico Nacional. 
SÉPTIMO. Que el artículo 40, fracciones XI y XIII de la LFMN señala que las Normas Oficiales Mexicanas 
tendrán como finalidad establecer las características y/o especificaciones, criterios y procedimientos que 
permitan proteger y promover la salud de las personas, animales o vegetales, así como establecer las Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
características y/o especificaciones que deben reunir los equipos, materiales, dispositivos e instalaciones 
industriales, comerciales, de servicios y domésticas para fines sanitarios, acuícolas, agrícolas, pecuarios, 
ecológicos, de comunicaciones, de seguridad o de calidad y particularmente cuando sean peligrosos. 
OCTAVO. Que de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes 
establecerán, tratándose de Normas Oficiales Mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la 
conformidad, cuando para fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas. Dichos 
procedimientos se publicarán para consulta pública en el DOF antes de su publicación definitiva, salvo que los 
mismos estén contenidos en la Norma Oficial Mexicana correspondiente. 
NOVENO. Que el 4 de octubre de 2019, el Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico 
(Comité) aprobó el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2019, Instalaciones de energía 
eléctrica-Conexión, interconexión, transmisión y distribución-Especificaciones de seguridad y procedimiento 
para la evaluación de la conformidad (PROY-NOM-018-CRE-2019), para ser publicado en el DOF, a efecto de 
que dentro de los siguientes 60 días naturales los interesados presenten sus comentarios al Comité, de 
conformidad con lo previsto en los artículos 47, fracción I de la LFMN y 33 del Reglamento de la LFMN. 
DÉCIMO. Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2019 se publicó en el DOF 
para consulta pública el 2 de marzo del 2020 y de conformidad con lo establecido en el artículo 47, fracción I 
de la LFMN, la consulta pública fenecía el 1 de mayo del 2020. 
UNDÉCIMO. Que el 24 de marzo la Comisión emitió el Acuerdo Núm. A/010/2020, por el que se establece 
la suspensión de plazos y términos legales en la Comisión, como medida de prevención y combate de la 
propagación del coronavirus COVID-19, hasta el 17 de abril. 
DUODÉCIMO.  Que mediante los diversos Núm. A/014/2020, Núm. A/015/2020, Núm. A/018/2020 y Núm. 
A/027/2020 se extendió la suspensión de plazos y términos legales en la Comisión. 
DECIMOTERCERO. Que con fecha de 17 de agosto se publicó en el DOF el Acuerdo Núm. A/027/2020 
por el que se reanudan los plazos y términos legales en la Comisión y en consecuencia el plazo para la 
consulta pública mencionado en el Décimo Considerando del presente Acuerdo, se extendió hasta el 24 de 
septiembre de 2020. 
DECIMOCUARTO. Que el 6 de noviembre se llevó a cabo la segunda sesión extraordinaria del Comité, en 
la cual, en cumplimiento al artículo 47, Fracción II, de la LFMN, estudió los comentarios recibidos en la 
Consulta Pública y modificó el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2019, quedando 
como PROY-NOM-018-CRE-2020 Instalaciones Eléctricas-Red Nacional de Transmisión y Redes Generales 
de Distribución-Especificaciones de Seguridad (PROY-NOM-018-CRE-2020). 
DECIMOQUINTO. Que el Comité, derivado de los comentarios recibidos en el periodo de consulta pública, 
concluyó que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2019 cambió substancialmente 
su contenido inicial. 
DECIMOSEXTO. Que el Reglamento de LFMN, en su artículo 33, último párrafo, señala que en caso de 
que el proyecto de norma cambiara substancialmente su contenido inicial, el mismo deberá someterse 
nuevamente al periodo de consulta pública de 60 días naturales. 
DECIMOSÉPTIMO. Que en cumplimiento al artículo 45 de la LFMN, el 6 de noviembre de 2020, se 
presentó al Comité el Análisis de Impacto Regulatorio del PROY-NOM-018-CRE-2020. 
DECIMOCTAVO. Que conforme al artículo 47, Fracción I de la LFMN y 33 del Reglamento de la LFMN, el 
Comité aprobó por consenso el PROY-NOM-018-CRE-2020 para ser publicado en el DOF a efecto de que, 
dentro de los siguientes 60 días naturales, los interesados presenten sus comentarios. 
DECIMONOVENO.  Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2020 contiene 
especificaciones de seguridad para preservar la seguridad de las personas que conviven con las instalaciones 
que conforman las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión del Sistema Eléctrico 
Nacional y el procedimiento para la evaluación de la conformidad. 
Por lo anteriormente expuesto y fundado, el Órgano de Gobierno de la Comisión emite el siguiente: 
ACUERDO 
PRIMERO. Se ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY-NOM-018-CRE-2020, Instalaciones eléctricas-Red Nacional de Transmisión y Redes 
Generales de Distribución-Especificaciones de seguridad, a efecto de que dentro de los 60 días naturales 
siguientes a su publicación, los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de 
Normalización Eléctrico, el cual se anexa al presente Acuerdo y forma parte integrante del mismo como si a la 
letra se insertase.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
SEGUNDO. Con fundamento en el artículo 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, los interesados deberán entregar sus comentarios del Proyecto de Norma Oficial Mexicana 
PROY-NOM-018-CRE-2020, Instalaciones eléctricas-Red Nacional de Transmisión y Redes Generales de 
Distribución-Especificaciones de seguridad, al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de esta 
Comisión Reguladora de Energía, en sus oficinas ubicadas en boulevard Adolfo López Mateos 172,  colonia 
Merced Gómez, Alcaldía de Benito Juárez, código postal 03930, Ciudad de México, México o a los correos 
electrónicos gcabrera@cre.gob.mx, ajibarra@cre.gob.mx o jalvarez@cre.gob.mx, en idioma español y dentro 
del plazo de 60 días naturales señalados en el Acuerdo Primero anterior. 
TERCERO. Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número A/044/2020 , en el Registro al que se refieren 
los artículos 22, fracción XXVI y 25, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia 
Energética, y 4 y 16 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía. 
Ciudad de México, a 10 de diciembre de 2020.- El Presidente, Leopoldo Vicente Melchi García .- 
Rúbrica.- Los Comisionados: Norma Leticia Campos Aragón , Hermilo Ceja Lucas , José Alberto 
Celestinos Isaacs , Guadalupe Escalante Benítez , Luis Linares Zapata , Luis Guillermo Pineda Bernal .- 
Rúbricas. 
 
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA, PROY-NOM-018-CRE-2020, INSTALACIONES 
ELÉCTRICAS - RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN Y REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN - 
ESPECIFICACIONES DE SEGURIDAD 
PREFACIO  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana fue elaborado y aprobado por el Comité Consultivo 
Nacional de Normalización Eléctrico presidido por la Comisión Reguladora de Energía, integrado por las 
instituciones siguientes: 
- Secretaría de Economía (SE) 
- Secretaría de Energía (SENER) 
- Secretaría de Gobernación (SEGOB) 
- Secretaría del Trabajo y Previsión Social (STPS) 
- Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT) 
- Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE) 
- Comisión Federal de Electricidad (CFE) 
- Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL) 
- Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) 
- Centro Nacional de Metrología (CENAM) 
- Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) 
- Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM CFE) 
- Asociación Nacional de Normalización y Certificación, A. C. (ANCE) 
- Asociación Mexicana de Empresas del Ramo de Instalaciones para la Construcción, A. C. (AMERIC) 
- Asociación de Unidades de Verificación, A. C. 
- Asociación Mexicana de Unidades de Verificación de Instalaciones Eléctricas, A. C. (AMUVIE) 
- Asociación Mexicana de Energía Solar, A. C. (ASOLMEX) 
- Asociación Mexicana de Energía, A. C. (AME) 
- Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) Consejo México, A. C. 
- Confederación de Cámaras Industriales (CONCAMIN) 
- Cámara Nacional de las Manufacturas Eléctricas (CANAME) 
- Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (CANACINTRA) 
- Confederación de Cámaras de Comercio, Servicios y Turismo (CONCANACO) 
- Instituto Politécnico Nacional (IPN) Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
- Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) 
- Universidad Autónoma Metropolitana (UAM) 
- Asociación Nacional de Universidades e Instituciones de Educación Superior, A. C. (ANUIES) 
- Asociación Nacional de Facultades y Escuelas de Ingeniería, A. C. (ANFEI) 
- Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas, A. C. (CIME) 
- Federación de Colegios de Ingenieros Mecánicos, Electricistas, Electrónicos y Ramas Afines de la 
República Mexicana, A. C. (FECIME) 
- Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC) 
- Unión Nacional de Constructores Electromecánicos, A. C. (UNCE) 
- Normalización y Certificación, S.C. (NYCE) 
1. Objetivo y campo de aplicación 
1.1 Objetivo 
1.1.1 El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, establece las especificaciones de seguridad y 
lineamientos de carácter técnico que deben cumplir la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes 
Generales de Distribución (RGD), que forman parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), con la finalidad de 
brindar condiciones de seguridad para las personas, así como su Procedimiento para la Evaluación de la 
Conformidad. 
1.2 Campo de aplicación 
1.2.1 Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es aplicable a los elementos que componen a la RNT y a 
las RGD, que vayan a ser propiedad o encontrarse bajo el control físico del Transportista o del Distribuidor, 
independientemente de la ubicación de los mismos. 
1.2.2 Quedan excluidas del objetivo y campo de aplicación de esta Norma Oficial Mexicana, la Acometida 
a la que se refiere la NOM-001-SEDE, en baja tensión. 
1.2.3 Quedan excluidas de esta norma, las instalaciones de baja tensión a las que se refiere la 
especificación CFE VY500-16, de las subestaciones que forman parte de la Red Nacional de Transmisión y 
las Redes Generales de Distribución. 
2. Referencias 
Para los fines de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar las Normas Oficiales 
Mexicanas y Normas Mexicanas que se indican a continuación, o las que las sustituyan: 
NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones eléctricas (utilización), publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 29 de noviembre de 2012. 
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida, publicada en el Diario Oficial de 
la Federación el 27 de noviembre de 2002. 
NOM-002-SEDE/ENER-2014  Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de 
distribución. 
NOM-003-SCFI-2014  Productos eléctricos-Especificaciones de seguridad. 
NMX-H-004-SCFI-2008  Industria siderúrgica - Productos de hierro y acero recubiertos con cinc 
(galvanizados por inmersión en caliente) - Especificaciones y métodos de 
prueba. 
NMX-J-012/1-ANCE-2019  Conductores - Conductores de cobre con cableado concéntrico para usos 
eléctricos - Especificaciones. 
NMX-J-136-ANCE-2019 Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y equipos eléctricos. 
NMX-J-150/1-ANCE-2008  Coordinación de aislamiento - Parte 1: Definiciones, principios y reglas. 
NMX-J-615-1-ANCE-2018 Transformadores de medida - Parte 1: Requisitos generales. 
NMX-J-098-ANCE-2014  Sistemas eléctricos - Tensiones eléctricas normalizadas. 
NMX-J-438-ANCE-2003  Conductores - Cables con aislamiento de policloruro de vinilo, 75 °C  y 90 
°C Para alambrado de tableros - Especificaciones. 
NMX-J-529-ANCE-2012 Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP).  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
NMX-J-612-ANCE-2018 Protección contra los choques eléctricos - Aspectos comunes para las 
instalaciones y equipos. 
NMX-J-616-ANCE-2015 Guía de aplicación de filtros y capacitores con conexión en paralelo para 
la corrección de distorsión armónica. 
NMX-J-610/4-110-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. 
NMX-J-675/1-ANCE-2015 Instalaciones eléctricas de potencia con tensiones superiores a 1 kV de 
corriente alterna - Parte 1: Reglas comunes. 
3. Definiciones 
Para la correcta aplicación de este Proyecto deben consultarse las definiciones que se indican en el 
presente capítulo, así como en la Ley de la Industria Eléctrica, y las contenidas en la NMX-J-675/1-ANCE. 
3.1 Acometida 
Conductores eléctricos que conectan las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de 
Transmisión, aérea o subterránea, al punto de recepción del suministro en la instalación del centro de carga o 
interconectan con alguna central eléctrica. 
3.2 Acometida aérea 
Conductores eléctricos de entrada vía aérea al usuario final, que van desde el último poste o poste más 
cercano u otro soporte aéreo hasta un conectador, incluyendo los empalmes, si existen, a los conductores de 
entrada de acometida en un edificio u otra estructura. 
3.3 Acometida Subterránea 
Conductores eléctricos de entrada vía subterránea al usuario final, que van desde el registro más cercano 
u otro soporte subterráneo hasta el punto de recepción del suministro, incluyendo los empalmes, si existen, a 
los conductores de entrada de acometida en un edificio u otra estructura. 
3.4 Aislamiento 
Elemento que permite una distancia dieléctrica segura a los componentes energizados del equipo, la 
estructura o conductores de redes subterráneas. 
3.5 Alimentador 
Es el circuito conectado a una sola estación, que suministra energía eléctrica a subestaciones 
distribuidoras o directamente a los Centros de Carga. 
3.6 Alta tensión 
Tensión de suministro eléctrico a niveles mayores a 35 kV y menores que 230 kV 
3.7 Apartarrayos 
Dispositivo protector autorrecuperable que limita las sobretensiones transitorias drenando a tierra la 
sobrecorriente producida. 
3.8 Arreglo de barras 
Configuración eléctrica y física de los elementos que integran una subestación, incluyendo la disposición y 
la conexión de los equipos que la conforman. El arreglo de barras de una subestación se selecciona con base 
en la confiabilidad, continuidad, flexibilidad, ubicación en la red eléctrica, aislamiento requerido, capacidad de 
potencia y análisis de su costo. 
3.9 A tierra 
Conexión conductora, intencionada o accidental, entre un circuito o equipo eléctrico y el terreno natural. 
3.10 Baja tensión 
Tensión de suministro eléctrico a niveles iguales o menores a un kilovolt. 
3.11 Barras 
Nodo eléctrico en una subestación que está identificado como una conexión común y en el cual se 
conectan los diferentes circuitos, también identificados como barras colectoras, de una subestación Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3.12 Bóveda 
Recinto subterráneo de amplias dimensiones, accesible desde el exterior, donde se colocan cables, 
accesorios y equipo de transformación, de protección y seccionamiento, en el cual se ejecutan maniobras de 
instalación, operación y mantenimiento por personal que pueda estar en su interior. 
3.13 Cables o conductores 
Aquellos capaces de conducir o transmitir la energía eléctrica. La capacidad de transmisión está en 
función de los materiales que se utilizan para su fabricación, de su área de sección transversal y de la 
temperatura de operación nominal del aislamiento, entre otros. 
3.14 Choque eléctrico 
Efecto de la circulación de la corriente eléctrica en el ser humano u otro ser vivo; ocurre cuando el cuerpo 
del ser humano o ser vivo se convierte en parte del circuito eléctrico, la corriente entra al cuerpo por un punto 
y sale por otro. Por lo general, el choque eléctrico se manifiesta cuando una persona entra en contacto con los 
cables de un circuito activo, con el cable de un circuito activo y la tierra, o con una parte metálica en contacto 
con un cable activo mientras la persona también está en contacto con la tierra o con una superficie metálica a 
diferente potencial. 
3.15 Canalización 
Combinación de ductos, bancos de ductos, registros, pozos, bóvedas y bases para equipo aparentes u 
ocultas protegen y albergan conductores 
3.16 Capacidad de conducción de corriente 
Corriente eléctrica expresada en amperes (A), que un conductor eléctrico puede conducir continuamente, 
bajo condiciones de uso normal, sin exceder su temperatura nominal. 
3.17 Carga longitudinal 
Carga debida a las componentes de las tensiones mecánicas máximas, ocasionadas por desequilibrio a 
uno y otro lado del soporte, ya sea por cambio de tensión mecánica, remate o ruptura de los conductores o 
hilos de guarda. 
3.18 Carga transversal 
Carga que produce el viento al soplar horizontal y perpendicularmente al conductor, la estructura, hilo de 
guarda y accesorios. 
3.19 Catenaria 
Curva que forma un conductor eléctrico aéreo suspendido en dos puntos de sujeción visible. 
3.20 Claro medio horizontal 
Suma de los claros adyacentes a la estructura considerada, dividida entre dos. 
3.21 Claro Promedio 
Es el claro representativo de una línea de transmisión, en el cual deben ser de un solo tipo de estructura 
(Torres o postes, mismo número de circuitos, misma disposición geométrica, mismo número de conductores 
por fase). 
El claro promedio se obtiene al dividir la longitud de la línea con el mismo tipo de estructuras entre el 
número total de éstas. 
3.22 Claro vertical 
Distancia horizontal existente entre los puntos más bajos de las catenarias adyacentes a la estructura de 
referencia. 
3.23 Conductor de puesta a tierra 
Conductor que se utiliza para conectar un equipo o el circuito puesto a tierra de un sistema de alambrado 
al electrodo o electrodos de puesta a tierra. 
3.24 Conectador 
Dispositivo metálico que establece una conexión electromecánica y continua entre partes de un mismo 
conductor o entre dos o más conductores o a una terminal. 
3.25 Conexión a tierra 
Conexión conductora, intencionada o accidental, entre un circuito o equipo eléctrico y el terreno natural o 
algún cuerpo conductor que sirva como tal.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
3.26 Cortacircuito 
Conjunto formado por un soporte para fusible con portafusible o una cuchilla de desconexión. El 
portafusible puede incluir un elemento conductor (elemento fusible) o puede actuar como cuchilla de 
desconexión mediante la inclusión de un elemento no fusible. 
3.27 Cortacircuitos fusible 
Dispositivo que mediante la fusión de uno o más de sus componentes especialmente diseñados y 
proporcionados, abre el circuito en el que se inserta mediante la interrupción de la corriente cuando ésta 
excede un valor dado durante un tiempo suficiente. El cortacircuitos fusible comprende todas las partes que 
forman el dispositivo completo. 
3.28 Cubierta exterior 
Cubierta no metálica que protege al cable de los efectos externos. 
3.29 Deflexión 
Es el ángulo de cambio de dirección en la trayectoria de la línea de transmisión. 
3.30 Deformación Plástica (CREEP) 
Es la deformación plástica que experimentan los conductores desnudos al estar instalados en forma aérea 
como resultado de una tensión mecánica aplicada en cierto plazo. A ésta se puede sumar la deformación 
plástica que ocurre durante la ocurrencia de una carga mecánica pesada en relativamente periodos breves 
(por ejemplo, el debido a un exceso de tensión durante el tendido del cable), y la deformación plástica a largo 
plazo (CREEP metalúrgico) que ocurre con la tensión mecánica diaria del conductor expuesto durante la vida 
útil de la línea de transmisión. El CREEP metalúrgico del aluminio se acelera a altas temperaturas sostenidas. 
El rango de deformación plástica permanente (CREEP) se debe considerar por lo menos con una vida útil de 
10 años. 
3.31 Densidad de rayos a tierra o nivel isoceráunico 
Número de rayos promedio por km2 por año en un lugar determinado. 
3.32 Descarga eléctrica atmosférica 
Cantidad de descargas eléctricas atmosféricas por área (en km2) y tiempo (años) en un sitio 
3.33 Derecho de vía 
Franja de terreno que se ubica a lo largo de cada línea de transmisión o de distribución de media y baja 
tensión, cuyo eje longitudinal coincide con su trazo topográfico. Su dimensión transversal varía de acuerdo 
con el tipo de estructuras, con la magnitud y desplazamiento lateral de la flecha en líneas aéreas o la 
trayectoria (canalización) de líneas subterráneas y con la tensión eléctrica de operación. El derecho de vía se 
establece para permitir la ejecución de actividades para su instalación, operación, inspección y 
mantenimiento. En el caso de líneas subterráneas, aunque no está muy claro la especificación la dimensión 
transversal a utilizar, podría ser las dimensiones de la bóveda, pozo de visita o registro más grande 
3.34 Desconectador 
Dispositivo capaz de desconectar o interrumpir, cerrar y conducir corrientes eléctricas nominales 
especificadas. 
3.35 Diagrama unifilar 
Diagrama simplificado de un sistema eléctrico que muestra, mediante una sola línea, las conexiones entre 
los dispositivos, equipos, componentes o partes de un circuito eléctrico o de un sistema de circuitos y éstos se 
representan por símbolos. 
3.36 Dispositivo 
Elemento de un sistema eléctrico destinado para conducir o controlar energía eléctrica, pero no para 
consumir energía eléctrica. 
3.37 Ducto 
Canal cerrado (o tubo) que se utiliza para alojar uno o varios cables o conductores eléctricos. 
3.38 Electrodo de puesta a tierra 
Cuerpo metálico conductor o conjunto de cuerpos conductores agrupados, en contacto último con el suelo 
y destinados a establecer una conexión con el mismo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3.39 Empalme 
Unión que se destina para asegurar la continuidad eléctrica entre dos o más tramos de conductores, la 
cual se comporta eléctrica y mecánicamente como los conductores que une. 
3.40 Estructura 
Elemento que tiene como función principal el soportar mecánicamente a los conductores eléctricos, equipo 
eléctrico, herrajes de sujeción, sus accesorios, comunicación y equipo asociado a una altura específica. 
3.41 Estructura enterrada 
Denominación genérica a las estructuras construidas de forma subterránea o enterrada y que alojan y 
conforman el sistema de cables de potencia, es decir: cimentaciones de terminales y apartarrayos, bancos de 
ductos, registros, fosas, pozos de sistema de tierras y de empalme CDFO; galerías, cárcamos de bombeo, 
trincheras y obras asociadas a todas las anteriores. 
Enlace de una central eléctrica a la RNT. El término también se refiere a los procesos relativos al 
incremento de Capacidad Instalada o Cambio del Punto de Interconexión para una Central Eléctrica y al 
requerimiento de infraestructura para la entrega de excedentes de Centrales Eléctricas de Abasto Aislado que 
pretendan interconectarse a la Red Nacional de Transmisión. 
3.42 Equipo eléctrico 
Elemento que se utiliza para propósitos tales como: generación, conversión, compensación, transmisión, 
distribución o utilización de la energía eléctrica; como, por ejemplo: máquinas eléctricas, transformadores, 
reactores, capacitores, interruptores, mecanismos de distribución y de control, instrumentos y equipos de 
medición, dispositivos de protección y de seccionamiento, sistemas de alambrado, etc. 
3.43 Equipo primario. 
Equipo eléctrico con características propis para conectarse al sistema eléctrico directamente en media o 
alta tensión, como, por ejemplo, los apartarrayos, cuchillas seccionadoras, cortacircuitos fusibles, 
transformadores de medición de corriente y tensión, transformadores de potencia, reactores, bancos de 
capacitores, seccionadores, etc. 
3.44 Extra Alta Tensión 
Tensión de suministro eléctrico de 230 kV y mayores. 
3.45 Flecha 
Distancia medida verticalmente desde el conductor hasta una línea recta imaginaria que une sus dos 
puntos de soporte. A menos que otra cosa se indique, la flecha siempre se medirá en el punto medio del claro. 
3.46 Flecha final 
Distancia entre el conductor y una línea recta imaginaria, bajo condiciones especificadas de carga y 
temperatura, después de que ha estado sujeto a las condiciones de carga mecánica prescritas para la zona 
en la que está instalado o bien después de que se le ha aplicado una carga equivalente. La flecha final incluye 
el efecto de la deformación. 
3.47 Flecha inicial 
Distancia entre el conductor y una línea recta imaginaria, que tiene el conductor antes de aplicarle 
cualquier carga externa. 
3.48 Frente muerto 
Equipo sin partes energizadas al frente, expuestas a un posible contacto por las personas. 
3.49 Fusible 
Dispositivo de protección sensible a la corriente, que interrumpe la conexión del circuito al fundirse cuando 
la sobrecorriente que circula por el mismo, excede durante cierto tiempo sus características de operación. El 
fusible es seleccionado de acuerdo a las condiciones del servicio y características del sistema eléctrico. 
NOTA- El Fusible comprende todas las partes que forman una unidad capaz de efectuar las funciones 
descritas y puede ser o no el dispositivo completo requerido para su conexión en el circuito eléctrico. 
3.50 Fusible accionado electrónicamente 
Dispositivo de protección contra sobrecorriente que consiste generalmente de un módulo de control el cual 
proporciona las características sensoras de corriente eléctrica, características tiempo-corriente 
electrónicamente derivadas, energía para iniciar el disparo y un módulo de interrupción que interrumpe la 
corriente eléctrica cuando se produce una sobrecorriente. Estos fusibles pueden operar o no como fusibles 
tipo limitador, dependiendo del tipo de control seleccionado.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
3.51 Guarda 
Elemento protector para prevenir un contacto accidental con un conductor o equipo eléctrico. 
3.52 Gas hexafluoruro de azufre (SF 6) 
Gas incoloro, inodoro y químicamente estable, no tóxico, que se almacena a presión en forma líquida en 
recipientes de acero, para utilizarse posteriormente en estado gaseoso en el equipo de las subestaciones 
eléctricas que lo contienen. Por sus propiedades se usa en los interruptores de potencia como medio de 
extinción del arco eléctrico, así como medio aislante en las subestaciones encapsuladas y en los equipos que 
se requieran con SF 6. 
3.53 Hilo de guarda 
Conductor instalado en la parte superior de la estructura y conectado al sistema de tierras, para blindar la 
instalación eléctrica, drenando a tierra las descargas atmosféricas al evitar que directamente incidan sobre los 
conductores o equipos de dicha instalación. 
3.54 Interruptor de potencia 
Dispositivo o equipo diseñado para abrir o cerrar un circuito eléctrico en condiciones normales (corrientes 
de carga) o anormales (de falla o sobrecorriente) que se presenten por un tiempo determinado; pero sin sufrir 
daños cuando se aplica correctamente dentro de su rango (características). Esta operación puede efectuarse 
en forma automática o manual (no automática). 
3.55 Línea abierta 
Línea eléctrica o de comunicación con conductores desnudos, forrados o aislados soportados 
individualmente en la estructura directamente o mediante aisladores. 
3.56 Línea aérea 
Es una que está formada por cimentaciones, estructuras metálicas, estructuras de madera o concreto, 
cables conductores, cables de guarda, cables de guarda y dieléctricos con fibras ópticas, cajas de empalme 
para Fibras Ópticas, aisladores, apartarrayos, herrajes, demás accesorios y la documentación 
correspondiente a los derechos de vía, en un nivel de tensión igual o superior a 69 kV. 
3.57 Línea de comunicación 
Línea para transmisión y recepción de señales de audio, imagen y/o datos que opera a 400 V máximos a 
tierra o 750 V entre dos puntos del circuito. 
3.58 Línea subterránea 
Línea abierta constituida por uno o varios conductores eléctricos aislados y sus accesorios 
correspondientes, sin partes energizadas expuestas, que forman parte de un circuito eléctrico y/o en 
convivencia con otro circuito eléctrico y/o líneas de comunicación, colocados bajo el nivel del suelo, en ductos 
o bancos de ductos, túneles o trincheras, registros, pozos de visita, etc. Incluye también las líneas sobre el 
nivel del suelo en canalizaciones adosadas a puentes u otro tipo de estructura similar. 
3.59 Longitud del claro 
Distancia horizontal entre dos soportes consecutivos de una línea aérea. 
3.60 Maniobra 
Acción realizada por un operador directamente o vía remota, para accionar algún elemento que pueda o 
no cambiar el estado y/o el funcionamiento de un sistema, sea eléctrico, neumático, hidráulico o de cualquier 
otra índole que forman parte de un dispositivo del sistema eléctrico. 
3.61 Media tensión 
Tensión de suministro eléctrico a niveles mayores a 1 kV y menores o iguales a 35 kV. 
3.62 Medios de desconexión 
Dispositivo o conjunto de dispositivos u otros medios en los cuales los conductores eléctricos del circuito 
pueden ser desconectados desde su fuente de suministro. 
3.63 Neutro 
Punto de referencia eléctrico cuyo potencial con respecto a tierra es igual a cero en sistemas trifásicos 
balanceados. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3.64 Pantalla metálica 
Capa metálica circundante que puede estar formada por alambres, cintas o cubiertas metálicas o una 
combinación de estos materiales no magnéticos y que forman parte de la pantalla sobre el aislamiento. Su 
función es confinar el campo eléctrico del conductor aislado y se aterriza para seguridad de los seres vivos. 
3.65 Parámetro 
Es la tensión longitudinal horizontal a la que se ve sometido el conductor sobre la densidad lineal de masa 
del mismo, bajo una condición climatológica específica. 
3.66 Pozo de visita 
Recinto subterráneo accesible desde el exterior, donde se colocan equipos, cables y sus accesorios para 
ejecutar maniobras de instalación, operación y mantenimiento por personal que pueda estar en su interior. 
3.67 Puesta a tierra 
Conectar intencionalmente la parte metálica, que en condiciones normales no conduce energía eléctrica 
de estructuras o envolventes de los equipos eléctricos al sistema de puesta a tierra. 
3.68 Rango térmico: 
Es la corriente eléctrica constante que produce la temperatura máxima permitida del conductor para 
condiciones climáticas específicas y características del conductor bajo el supuesto de que el conductor está 
en equilibrio térmico (estado estable). 
3.69 Red de puesta a tierra 
Conjunto de electrodos y conductores de puesta a tierra, verticales y horizontales enterrados y conectados 
entre sí que drenan a tierra las corrientes de descarga atmosférica, de falla y las generadas por las cargas 
eléctricas estáticas, y es un punto de conexión seguro de puesta a tierra para el personal durante maniobras 
con líneas de transmisión o circuitos de distribución aéreos o subterráneos, energizadas o desenergizadas. 
3.70 Red eléctrica 
Sistema integrado por líneas, subestaciones y equipos de transformación, compensación, protección y 
conmutación, medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otros, que permiten la transmisión y 
distribución de energía eléctrica. 
NOTA - Los términos medición, monitoreo, conmutación y operación, están fuera del campo de aplicación 
del presente Proyecto. 
3.71 Redes Generales de Distribución; RGD 
Redes eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general. 
3.72 Red Nacional de Transmisión; RNT 
Sistema integrado por el conjunto de las Redes Eléctricas que se utilizan para transportar energía eléctrica 
a las Redes Generales de Distribución y al público en general, así como las interconexiones a los sistemas 
eléctricos extranjeros que determine la Secretaría de Energía. 
3.73 Registro 
Recinto subterráneo de dimensiones reducidas, donde se coloca algún equipo, cables y accesorios para 
ejecutar maniobras de instalación, operación y mantenimiento. 
3.74 Resistencia de puesta a tierra 
Es la oposición al paso de la corriente eléctrica entre la red de puesta a tierra y un punto remoto, medida 
en Ω. 
3.75 Resistividad recomendada de diseño 
Resistividad uniforme equivalente que se obtiene mediante el promedio aritmético de los valores medidos 
mínimo y máximo de la resistividad; se expresa como sigue: 
 
3.76 Retenida 
Elemento mecánico que sirve para contrarrestar las tensiones mecánicas de los conductores eléctricos en 
las estructuras y así eliminar los esfuerzos de flexión y de torsión en el poste.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
3.77 Sistema Eléctrico Nacional; SEN 
El sistema integrado por: 
a) La Red Nacional de Transmisión; 
b) Las Redes Generales de Distribución; 
c) Las Centrales Eléctricas que entregan energía eléctrica a la Red Nacional de Transmisión o a las 
Redes Generales de Distribución; 
d) Los equipos e instalaciones del Centro Nacional de Control de la Energía utilizados para llevar a 
cabo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional; y 
e) Los demás elementos que determine la Secretaría de Energía. 
3.78 Sobrecarga 
Funcionamiento de un equipo o cable excediendo su capacidad nominal. 
3.79 Sobrecorriente 
Cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal de cables o equipos. 
3.80 Subestación eléctrica 
Conjunto de diversos equipos, sistemas y edificaciones que tienen como función la transformación de la 
energía eléctrica para elevar o reducir la tensión o realizar alguna maniobra, de acuerdo con la necesidad de 
transmisión y distribución. 
NOTA: La subestación eléctrica está constituida por los siguientes equipos: Cuchillas desconectadoras, 
Interruptores de Potencia, barras, transformadores de potencia y Distribución (Servicios Propios), 
transformadores de medición (Transformadores de Corriente-TC´s-y Transformadores de Potencial-TP´s -), 
apartarrayos, conductores eléctricos, aisladores, compensadores de reactivos, así como los sistemas de 
protección eléctrica, control y medición, equipos y redes de Comunicaciones y sistemas de adquisición de 
datos, supervisión y telecontrol, sistemas de tierras y bancos de baterías. 
3.81 Temperatura del conductor: 
Normalmente se supone que la temperatura de un conductor, Tavg, es isotérmica (es decir, sin variación de 
temperatura axial o radial). En aquellos casos donde la densidad de corriente excede 0.5 A / mm2  (1 A / 
kcmil), especialmente para aquellos conductores con más de dos capas de hilos de aluminio, la diferencia 
entre el núcleo y la superficie puede ser significativa. Además, la variación axial a lo largo de la línea puede 
ser importante. Finalmente, para cálculos transitorios donde el período de tiempo de interés es inferior a 1 
minuto con conductores no homogéneos de aluminio reforzado con acero (ACSR), los hilos de aluminio 
pueden alcanzar una temperatura alta antes del núcleo de acero relativamente no conductor. 
3.82 Tensión eléctrica (de un circuito) 
Diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos o conductores eléctricos cualesquiera pertenecientes a 
un circuito. 
3.83 Tensión eléctrica nominal 
Valor de la tensión mediante el cual se designa e identifica la instalación eléctrica o parte de la instalación 
eléctrica. 
3.84 Tensión máxima del equipo: 
Es el valor máximo eficaz de la tensión encontrada en cualquier momento y en cualquier punto de la 
instalación eléctrica, bajo condiciones normales de operación y en función del cual se ha diseñado. 
3.85 Terreno natural 
Terreno existente en el área de instalación, sin modificadores físicos químicos. 
3.86 Transición de línea 
Cambio de línea aérea a subterránea, dando continuidad, mediante una terminal; conectada directamente 
a un conductor (cable) o a un equipo de protección y/o seccionamiento. 
3.87 Uso mecánico de la estructura 
Es la conjunción de los tres parámetros: deflexión, claro medio horizontal y claro vertical. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3.88 Usuario final 
Persona física o moral que adquiere, para su propio consumo o para el consumo dentro de sus 
instalaciones, el Suministro Eléctrico en sus Centros de Carga, como participante del Mercado o a través de 
un suministrador. 
3.89 Valor nominal 
Valor de una cantidad, asignada por el fabricante, utilizada para designar e identificar un componente, 
dispositivo, equipo o un sistema. 
NOTA - El valor nominal es generalmente un valor redondeado. 
3.90 Velocidad de viento de diseño 
Velocidad real o actual, equivalente a la velocidad máxima indicada en los anemómetros de una zona 
geográfica dividida. 
3.91 Vías 
Camino. 
3.92 parte viva (energizada): 
Conductor o parte conductora que se pretende energizar en operación normal, incluyendo un conductor 
neutro, pero por convención, se exceptúa al conductor PEN, al conductor PEM o al conductor PEL. 
3.93 Punto de Conexión 
Punto en el que se conecta la Acometida, a la que se refiere la NOM-001-SEDE-2012, de un Centro de 
Carga a las Redes Nacionales de Distribución o a la Red Nacional de Transmisión. 
El punto físico en la RNT y RGD donde uno o varios Centros de Carga que pueden o no compartir 
infraestructura entre ellas, se conectan en un mismo nivel de tensión para entregar la energía eléctrica, el cual 
delimita la frontera operativa y el Transportista, Contratista o Distribuidor y los Solicitantes. Cada Centro de 
Carga tendrá su propio sistema de medición. 
NOTA - Las instalaciones eléctricas para utilización del Centro de Carga y la acometida, se regulan en la 
norma NOM-001-SEDE-2012. 
3.94 Punto de Interconexión 
Punto en el que se conectan los conductores de las Centrales Eléctricas, a las Redes Nacionales de 
Distribución o a la Red Nacional de Transmisión, para entregar la energía que producen. 
El punto físico en la RNT y RGD donde una o varias Centrales Eléctricas, que pueden o no compartir 
infraestructura entre ellas, se conectan en un mismo nivel de tensión para entregar la energía eléctrica, el cual 
delimita la frontera operativa y el Transportista, Contratista o Distribuidor y los Solicitantes. Cada Central 
Eléctrica tendrá su propio sistema de medición. 
4. Principios fundamentales 
4.1 Generalidades 
Los principios fundamentales de las instalaciones eléctricas tienen la finalidad de establecer los requisitos 
de protección para la seguridad de las personas, contra peligros y daños que pueden presentarse durante la 
operación de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión. 
La seguridad de las instalaciones y equipos eléctricos se debe mantener ante contingencias eléctricas, 
mecánicas, climáticas y ambientales que las pudieran afectar. 
Todos los requisitos referidos en el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, serán aplicables a 
Instalaciones Eléctricas Nuevas que se diseñen y construyan a partir de la entrada en vigor de esta Norma. 
4.1.1 Requisitos de seguridad 
En las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión existen los siguientes tipos de 
riesgos mayores: 
a) Las corrientes de choque eléctrico; 
b) Las temperaturas capaces de provocar quemaduras, incendios u otros efectos peligrosos; 
c) Ignición en una atmosfera potencialmente explosiva;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
d) Caídas de tensión, sobretensiones e influencias electromagnéticas que son capaces de ocasionar 
lesiones o daños; 
e) Interrupciones de la fuente de alimentación y/o interrupción de los servicios de seguridad; 
f) Formación de arcos, que son capaces de ocasionar efectos de ceguera, presión excesiva y/o gases 
tóxicos; 
g) Movimiento mecánico de equipo que está energizado. 
4.1.2 Protección contra los choques eléctricos 
La protección contra choque eléctrico, cubre lo siguiente: 
- Protección bajo condiciones normales (protección principal) se refiere como protección contra 
contacto directo; y 
- Protección contra condiciones contra falla (se designa protección contra falla) fue referida como 
protección contra contacto indirecto. 
a) Protección contra los contactos directos 
En instalaciones con tensiones de hasta 1000 volts, la protección puede obtenerse por uno de los métodos 
siguientes: 
- Previniendo que una corriente pueda pasar a través del cuerpo de una persona. 
- Limitando la corriente que pueda pasar a través del cuerpo a un valor inferior al de la corriente 
de choque. 
En instalaciones eléctricas con tensiones mayores que 1000 volts, la protección puede obtenerse por los 
medios siguientes: 
- Protección por gabinetes; 
- Protección por barreras; 
- Protección por obstáculos; y 
- Protección por la instalación fuera del alcance. 
b) Protección contra los contactos indirectos 
Las personas deben ser protegidas contra riesgos que puedan resultar por el contacto con partes 
conductoras energizadas expuestas por alguna falla o contacto de elemento ajenos a la instalación con la 
corriente eléctrica. 
Esta protección puede obtenerse por uno de los métodos siguientes: 
1) Previniendo que una corriente de falla pase a través del cuerpo de una persona. 
2) Limitando la corriente de falla que pueda pasar a través del cuerpo a un valor inferior al de 
la corriente de choque. 
3) Efectuando la desconexión automática de la alimentación en determinado tiempo, evitando 
que después de que ocurra una falla ésta pueda causar que una corriente fluya a través de 
un cuerpo en contacto con partes conductoras expuestas, cuando el valor de dicha corriente 
es igual o mayor que la corriente de choque. 
NOTA - En relación con la protección contra los contactos indirectos, la aplicación del método de conexión 
de puesta a tierra, constituye un principio fundamental de seguridad. 
4.1.3 Protección contra los efectos térmicos 
Las personas deben protegerse contra daños o lesiones que se originan por el calor o fuego que puede 
generarse o propagarse en las instalaciones eléctricas. 
La instalación eléctrica debe realizarse de forma que no exista ningún riesgo de ignición de materiales 
inflamables debido a las altas temperaturas o a los arcos eléctricos. Además, durante la operación normal del 
equipo eléctrico, no debe haber riesgo de que las personas sufran quemaduras. 
4.1.4 Protección contra sobrecorrientes 
Las personas deben ser protegidas contra lesiones y daños, ocasionados por temperaturas excesivas o 
esfuerzos electromecánicos ocasionados por cualquier sobrecorriente que pueda ocurrir en los conductores 
energizados. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Esta protección puede obtenerse, por uno de los métodos siguientes: 
a) La desconexión automática antes de que la sobrecorriente alcance un valor peligroso considerando 
su duración. 
b) Limitando la máxima sobrecorriente a un valor seguro considerando su duración. 
Los dispositivos de protección deben proveerse para desconectar cualquier sobrecorriente en los 
conductores del circuito antes que una corriente pueda causar daños en detrimento del aislamiento, de las 
conexiones, de las terminales o del material alrededor de los conductores, debido a efectos térmicos o 
mecánicos. 
4.1.5 Protección contra las corrientes de falla 
Los conductores y otros elementos destinados a conducir corrientes de falla deben ser del material y 
características adecuadas, de tal forma que sean capaces de conducir las corrientes de falla máximas 
calculadas y por el tiempo de duración esperado según el ajuste de protecciones, sin sufrir deterioro o 
calentamiento excesivo que resulte peligroso para las personas y/o las instalaciones. 
Es importante para la seguridad de los seres vivos, conocer los efectos que pudieran tener sobre las 
personas y seres vivos, las corrientes de fuga y de descarga estáticas. 
4.1.6 Protección contra sobretensiones 
Las personas deben ser protegidas contra lesiones, y daños que sean consecuencia de una tensión 
eléctrica que exceda el valor nominal, motivada por fenómenos atmosféricos, electricidad estática, fallas en la 
operación de los equipos de interrupción o bien por fallas entre partes vivas de circuitos alimentados a 
tensiones diferentes. 
4.1.7 Requisitos eléctricos 
Los requisitos eléctricos se relacionan, por ejemplo, con los métodos de conexión del neutro y métodos de 
puesta a tierra, que son fundamentales para evitar condiciones de choque eléctrico, este Proyecto considera 
los siguientes: 
4.1.7.1 Método de conexión del neutro 
El método de conexión del neutro debe considerar lo siguiente: 
a) Selección del nivel de aislamiento; 
b) Características de los límites de sobretensión de los dispositivos; como son los apartarrayos; 
c) Selección de los relevadores de protección; 
d) Magnitud de las corrientes de falla a tierra; y 
e) Diseño del sistema de puesta a tierra. 
4.1.7.2 Clasificación de la tensión 
Los usuarios deben definir la tensión nominal y la tensión máxima de funcionamiento de su sistema. Con 
base a la tensión máxima de funcionamiento, debe seleccionarse la tensión mayor para la instalación. 
NOTA - Para la clasificación de las tensiones eléctricas véase la NMX-J-098-ANCE-2014. 
4.1.7.3 Corriente normal de operación 
Cada sistema debe diseñarse y construirse para que la corriente, bajo condiciones normales de operación, 
no exceda la corriente de diseño del sistema. 
NOTA - Para mayor referencia sobre distorsión armónica véase NMX-J-616-ANCE-2015. 
4.1.7.4 Corriente de cortocircuito 
Las instalaciones deben protegerse con equipos o dispositivos de desconexión automática, para liberar 
(desconectar) las fallas. La selección del equipo o dispositivo depende del método de conexión del neutro a 
tierra, sus características nominales de tensión y corriente, así como de la corriente de falla en el punto del 
sistema donde vayan a instalarse. 
Para el propósito de la presente norma, deben considerarse los tipos de cortocircuito entre: 
a) Tres fases; 
b) Fase a fase; 
c) Fase a tierra; y 
d) Doble fase a tierra.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Las instalaciones deben protegerse con equipos de desconexión automática, para desconectar las 
corrientes de falla. La selección del dispositivo depende del método de conexión del neutro a tierra. 
El valor normalizado de la duración máxima de la corriente de cortocircuito es 1,0 s. 
NOTA 1 -  En caso de utilizar un valor diferente al de 1,0 s, se recomienda utilizar uno de los valores 
siguientes 0,5 s, 2,0 s y 3.0 s. 
NOTA 2 -  La duración del cortocircuito puede determinarse considerando el tiempo de apertura del 
dispositivo que libera la falla. 
Deben considerarse: 
- El método para calcular las corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos en corriente alterna. 
(c.a.); y 
- Los métodos para el cálculo de fallas de corriente de cortocircuito. 
4.1.7.5 Frecuencia nominal del sistema 
En el SEN, las instalaciones deben diseñarse para la frecuencia nominal de 60 Hz, 
4.1.7.6 Efecto corona 
Para seguridad de las instalaciones eléctricas, en el diseño y construcción es necesario contemplar el 
efecto corona que se presenta en conexiones eléctricas de alta tensión y en los aislantes eléctricos que 
proporcionan soporte mecánico de los mismos. El diseño y construcción de los soportes mecánicos de 
conductores eléctricos de alta tensión debe tomar en cuenta las especificaciones de valor máximo de efecto 
corona en soportes aislantes según las normas internacionales correspondientes. 
4.1.7.7 Campos eléctricos y magnéticos 
El diseño y construcción de las instalaciones eléctricas debe ser tal que los niveles que la emisión de 
campos electromagnéticos en las instalaciones eléctricas sujetas al presente Proyecto, no excedan los límites 
de emisiones electromagnéticas establecidos en Normas Oficiales Mexicanas o en normas internacionales 
aplicables. Entre ellos: Disposición Técnica del Instituto Federal de Telecomunicaciones  DT IFT-012-SCFI 
2019: Límites máximos de emisiones radioeléctricas no ionizantes de los productos, equipos, dispositivos o 
aparatos electrotécnicos; NOM-013-STPS-1993. Deberán seguir lo dispuesto en la NMX-J-610/4-110-ANCE-
2009, para los métodos de medición, así como los niveles recomendados para los campos eléctricos y 
magnéticos. 
4.1.7.8 Sobretensiones 
Los equipos eléctricos deben ser protegidos contra las sobretensiones, originadas por maniobra de cierre 
o apertura de interruptores y/o equipo de seccionamiento o por descargas atmosféricas, que puedan superar 
los niveles de tensión nominal o de diseño del sistema. 
4.1.7.9 Armónicos 
Deben considerarse los efectos de los armónicos en corriente y tensión en las instalaciones eléctricas. El 
análisis de armónicos puede requerirse para determinar medidas correctivas que son necesarias para cumplir 
con los reglamentos y/o asegurar la correcta operación de todo el sistema eléctrico. 
4.1.8 Requisitos mecánicos 
Los equipos y estructuras de soporte, incluyendo sus cimientos, deben soportar las tensiones mecánicas a 
las que pueden estar sometidos. 
Es necesario evaluar varias combinaciones de cargas y basar el cálculo en la carga total resultante. Estas 
combinaciones deben incluir las cargas que ocurren en condiciones normales, así como las cargas que 
dependen de condiciones climáticas o extraordinarias. En cada uno de estos dos casos, deben analizarse las 
diferentes combinaciones de cargas y debe utilizarse el caso más desfavorable para determinar los esfuerzos 
mecánicos de las estructuras. 
En el caso de carga, deben considerarse las cargas siguientes: 
a) Carga muerta; 
b) Carga por tensión; 
c) Carga por montaje (construcción); 
d) Carga por hielo; 
e) Carga por viento; y 
f) Cargas por movimientos sísmicos. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
NOTA - Se recomienda considerar esfuerzos y cargas eventuales que pudieran aplicarse durante la 
construcción o el mantenimiento. Algunos equipos pueden afectarse por cargas cíclicas (consultar las 
especificaciones de los equipos). 
En casos excepcionales, debe considerarse que la carga muerta y la carga de tensión, actúan 
simultáneamente con el mayor de los esfuerzos ocasionales siguientes: 
a) Esfuerzo por maniobra de cierre o apertura; 
b) Esfuerzo por cortocircuito; y 
c) Esfuerzo por la pérdida de la retenida. 
4.1.8.1 Carga por tensión 
La tensión de carga debe calcularse por la tensión mecánica máxima en la que se encuentra el conductor, 
bajo las condiciones locales más desfavorables. Las posibles combinaciones incluyen, por ejemplo: 
a) 10 °C sin hielo y sin viento; 
b) 5 °C con hielo y sin viento; y 
c) + 5 °C con viento. 
4.1.8.2 Carga de montaje 
NOTA - La carga de montaje es al menos de un 1,0 kN aplicada a la posición más crítica de una estructura 
de soporte. 
4.1.8.3 Carga por hielo 
En regiones donde pueda presentarse hielo debe tomarse en cuenta la carga resultante sobre los 
conductores flexibles, rígidos y barras colectoras. 
En caso de no existir datos o estadísticas de la región puede considerarse una capa de hielo de 1 mm,  10 
mm o 20 mm. 
NOTA - La densidad del hielo puede considerarse de 913 kg/m3. 
4.1.8.4 Carga por viento 
Deben considerarse las cargas por viento en la topografía del lugar y la altura de las estructuras. Debe 
considerarse la dirección del viento más desfavorable. 
4.1.8.5 Esfuerzos por maniobra de cierre o apertura 
En el diseño de los soportes, deben considerarse los esfuerzos por maniobra de apertura o cierre. El 
fabricante del equipo de interrupción, debe determinar dichos esfuerzos e indicarlos en la placa de datos del 
equipo eléctrico. 
4.1.8.6 Esfuerzo por cortocircuito 
Deben considerarse los efectos mecánicos que se producen por los efectos de un cortocircuito. 
4.1.8.7 Esfuerzo por pérdida de la retenida 
Una estructura debe diseñarse para soportar la pérdida del cable de la retenida, cuando lo utilice, como 
resultado del rompimiento del aislador o del cable, lo cual representa el caso más desfavorable. 
4.1.8.8 Vibración 
Debe considerarse la vibración causada por el viento, por esfuerzos electromagnéticos y por el tráfico; por 
ejemplo: tránsito de vehículos y del ferrocarril. El equipo eléctrico debe estar diseñado para soportar las 
vibraciones, lo cual debe indicarse en el instructivo y en su ficha técnica. 
4.1.8.9 Cargas en las estructuras de soporte 
Las estructuras de soporte deben diseñarse para soportar las cargas a las cuales estarán sometidas.               
De igual manera deben considerarse los factores de seguridad por sobrecarga. 
4.1.9 Requisitos climáticos, ambientales y sísmicos 
Las instalaciones y equipos eléctricos deben ser capaces de operar bajo las condiciones ambientales, que 
se mencionan a continuación.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
En el caso de la presencia de líquidos (por condensación o precipitación pluvial), partículas, polvo, 
elementos corrosivos y/o atmósferas peligrosas éstos deben considerarse en la selección del equipo eléctrico. 
La clasificación de las áreas o zonas peligrosas es responsabilidad del propietario de la instalación de 
acuerdo con el Capítulo 5 de la NOM-001-SEDE-2012 y la NMX-J-675/1-ANCE-2015. 
4.1.9.1 Condiciones en interiores 
Debe considerarse lo siguiente: 
a) La vibración debida a causas externas al equipo o a la actividad sísmica; 
b) Los disturbios electromagnéticos; 
c) La altitud cuando sea mayor que 1 000 m sobre el nivel del mar; y 
d) La humedad relativa. 
4.1.9.2 Condiciones en exteriores 
Debe considerarse lo siguiente: 
a) La temperatura ambiente máxima durante el verano y mínima durante el invierno; 
b) La radiación solar; 
c) Los disturbios electromagnéticos; 
d) La altitud cuando sea mayor que 1 000 m sobre el nivel del mar; 
e) La humedad relativa; 
f) La presencia de la condensación o de la precipitación, incluyendo la precipitación en forma de rocío, 
niebla, lluvia, nieve, hielo o escarcha; 
g) Cuando el aire del ambiente este contaminado por polvo, humo, gases corrosivos o inflamables, 
vapores o sal; y 
h) La vibración debido a causas externas al equipo o la actividad sísmica. 
NOTA - La radiación ultravioleta puede dañar algunos materiales sintéticos. 
4.2 Diseño 
4.2.1 Generalidades 
Para el diseño de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión, deben 
considerarse los requisitos siguientes: 
a) Protección de las personas de acuerdo con lo establecido en 4.1.1; y 
b) Funcionamiento satisfactorio de las instalaciones de acuerdo con el uso previsto. 
La información básica para el diseño de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de 
Transmisión se indican de 4.1.2. a 4.1.4. 
NOTA - Se recomienda tomar previsiones sobre futuras ampliaciones o expansiones de las instalaciones, 
con objeto de garantizar la seguridad en las instalaciones eléctricas. 
Para fines de evaluación de la conformidad de las disposiciones de carácter prescriptivo del presente 
Proyecto, es aceptable cualquier diseño y construcción, sin importar su tecnología, en tanto se cumplan y 
garanticen los principios básicos de seguridad contenidos en el presente Capítulo, es decir, las 
especificaciones de diseño y construcción son de carácter enunciativo mas no limitativo. 
4.2.2 Condiciones ambientales 
En las instalaciones eléctricas, deben considerarse en el diseño de la instalación y la selección del equipo 
las condiciones ambientales a las cuales pueda someterse, éstas, son necesarias no sólo para un 
funcionamiento apropiado, sino también para asegurar la confiablidad de las medidas de protección para la 
seguridad que cumplen los principios fundamentales establecidos en las normas oficiales y mexicanas 
aplicables. 
4.2.3 Área de la sección transversal de los conductores 
El área de la sección transversal de los conductores debe determinarse en función de: 
a) Su temperatura máxima admisible; 
b) La caída de tensión admisible; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
c) Porcentaje de regulación; 
d) Los esfuerzos electromecánicos que puedan ocurrir en caso de un cortocircuito; 
e) Otros esfuerzos mecánicos a los que puedan someterse los conductores; 
f) Valor máximo de la impedancia con respecto al funcionamiento de la protección contra el 
cortocircuito; y 
g) Capacidad de conducción de corriente. 
h) La disposición geométrica del conductor. 
4.2.4 Tendido y tensionado de las líneas y métodos de instalación 
El tendido de líneas y los métodos de instalación dependen de: 
a) La naturaleza del lugar; 
b) La naturaleza de las estructuras que soportan las líneas; 
c) La accesibilidad de las líneas a las personas;  
d) La tensión eléctrica; 
e) Los esfuerzos electromecánicos que ocurren durante un cortocircuito; y 
f) Otros esfuerzos a los cuales puedan exponerse las líneas durante su instalación o en servicio. 
4.2.5 Dispositivos de protección 
Las características de los equipos de protección, deben determinarse con respecto a su función y 
diseñarse contra los efectos siguientes: 
a) Sobrecorriente (sobrecarga o cortocircuito, véase definiciones en el Capítulo 3); 
b) Corriente de falla a tierra; 
c) Sobretensión; 
d) Baja tensión; 
e) Ausencia de tensión; 
f) Fallas entre fases; 
g) Alta temperatura; 
h) Vibración eólica; 
i) Variaciones de frecuencia; y 
j) Disturbios en el SEN. 
Los equipos de protección deben operar a los valores de corriente, tensión y tiempo, los cuales se adaptan 
a las características de los circuitos y a los peligros posibles. 
4.2.6 Control de emergencia 
Debe instalarse un dispositivo de desconexión fácilmente reconocible y operable para que en caso de 
emergencia se interrumpa inmediatamente la tensión de suministro. 
4.2.7 Dispositivos de desconexión 
Deben proveerse dispositivos de desconexión para poder desconectar la instalación eléctrica para 
proporcionar seguridad y realizar el mantenimiento, las pruebas o procedimientos de verificación, localización 
de fallas y reparaciones. 
4.2.8 Prevención de las influencias mutuas 
La instalación eléctrica debe estar dispuesta de forma que no haya influencia mutua perjudicial entre la 
instalación eléctrica y las instalaciones no eléctricas circundantes. 
4.2.9 Accesibilidad de los equipos eléctricos 
Los equipos eléctricos deben estar dispuestos para permitir tanto como sea necesario: 
a) Espacio suficiente para realizar la instalación inicial y el posterior reemplazo del equipo eléctrico; 
b) Accesibilidad para la operación, pruebas, inspección, mantenimiento y reparación.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
4.2.10 Método de puesta a tierra 
El método de puesta a tierra del neutro influye de manera sustancial en el nivel de la corriente de falla y en 
la duración. Además, el método de puesta a tierra del neutro es relevante con respecto a lo siguiente: 
- Selección del nivel de aislamiento; 
- Características de los dispositivos de protección; 
- Selección de los relevadores de protección; y 
- Diseño del sistema de puesta a tierra. 
4.2.11 Proyecto eléctrico 
Para el diseño de las instalaciones de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de 
Transmisión, contempladas en este Proyecto, deben contar con un proyecto eléctrico el cual puede ser, de 
manera enunciativa mas no limitativa: diagramas unifilares, planos de planta y elevación, memorias  técnico-
descriptivas, memorias de cálculo, entre otros. 
Para la elaboración de los planos eléctricos debe utilizarse la simbología de la NMX-J-136-ANCE-2019. 
4.3 Selección del equipo eléctrico 
4.3.1 Generalidades 
En las instalaciones eléctricas a que se refiere esta NOM deben utilizarse materiales y equipos eléctricos 
que cumplan con las normas oficiales mexicanas, con las normas mexicanas y, a falta de éstas, deben 
ostentar las especificaciones internacionales, con que cumplen, las del país de origen o a falta de éstas, las 
del fabricante o las del Transportista o Distribuidor. 
4.3.2 Características 
Cada equipo eléctrico que se selecciona debe corresponder a las condiciones y características previstas 
para la instalación eléctrica (véase 4.1.2); éstas deben estar de acuerdo con las normas para cada  equipo 
eléctrico. 
4.3.2.1 Tensión 
Los equipos eléctricos deben proveerse para el valor máximo de la tensión a la cual van a operar (valor 
eficaz en corriente alterna), así como también a las sobretensiones que pudieran ocurrir. 
NOTA - Para ciertos equipos eléctricos puede ser necesario tomar en cuenta la tensión eléctrica más baja 
que pudiera presentarse. 
4.3.2.2 Corriente eléctrica 
Todos los equipos eléctricos deben seleccionarse considerando el valor máximo de la intensidad de 
corriente (valor eficaz en corriente alterna), que conducen en servicio normal, y considerar la corriente que 
pueda conducir en condiciones anormales (sobrecorriente y corriente de cortocircuito) y el periodo (por 
ejemplo, tiempo de operación de los dispositivos de protección, si existen) durante el cual puede esperarse 
que fluya esta corriente. 
4.3.2.3 Frecuencia 
Dado que la frecuencia tiene una influencia sobre las características de los equipos eléctricos, la 
frecuencia nominal de los equipos eléctricos debe corresponder a la frecuencia susceptible de producirse en 
el circuito. Para la frecuencia nominal del sistema, véase 4.1.7.5. 
4.3.2.4 Potencia 
Todos los equipos eléctricos, deben seleccionarse sobre la base de sus características de potencia, se 
adecuan para el servicio requerido del equipo, tomando en cuenta el factor de carga y las condiciones 
normales de servicio. 
4.3.3 Condiciones de la instalación 
Todos los equipos eléctricos deben seleccionarse de forma que sean capaces de soportar los esfuerzos y 
las condiciones ambientales (véase 4.1.8. y 4.1.9, respectivamente) del lugar en donde se van a instalar y a 
las que serán sometidos. 
4.3.4 Prevención de los efectos nocivos 
Todos los equipos eléctricos tienen que seleccionarse de manera que causen los menores efectos nocivos 
al SEN durante el servicio normal, incluyendo las operaciones de interrupción. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
En este contexto, los factores que pueden tener una influencia son: 
a) Factor de potencia; 
b) Corrientes inducidas; 
c) Cargas asimétricas; 
d) Distorsión armónica; y 
e) Variación de la tensión. 
4.4 Construcción, verificación y puesta en servicio de las instalaciones eléctricas destinadas a las 
actividades del servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica 
4.4.1 Construcción 
La construcción de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión deben 
realizarse por personal calificado y con materiales aprobados. 
Las características del equipo eléctrico, una vez que se seleccionan de acuerdo con lo que se establece 
en 4.3, no deben modificarse o reducirse durante el proceso de instalación. 
NOTA - Pueden realizarse cambios en los equipos, siempre y cuando las características no disminuyan o 
afecten el desempeño de los demás equipos eléctricos y materiales. 
Los conductores deben identificarse de acuerdo con las secciones aplicables de este Proyecto. 
Las conexiones entre conductores y otros equipos eléctricos, deben realizarse de tal manera que los 
contactos sean seguros y duraderos. 
Los equipos eléctricos deben instalarse de forma que no se afecten las condiciones de diseño de dichos 
equipos. 
Los equipos eléctricos susceptibles de provocar altas temperaturas o arcos eléctricos, deben colocarse o 
protegerse para eliminar cualquier riesgo de ignición de materiales inflamables. Cuando la temperatura de 
cualquier parte expuesta del equipo eléctrico sea susceptible de provocar lesiones a las personas, estas 
partes deben colocarse o protegerse para prevenir cualquier contacto accidental. 
En caso de una adición o una modificación a una instalación existente, los valores asignados y las 
condiciones de los materiales existentes serán analizados considerando la carga adicional y las condiciones 
modificadas. Además, las conexiones a tierra y arreglos de puesta a tierra necesarios serán apropiadas a las 
medidas de protección seleccionadas para la seguridad. 
4.4.2 Inspección 
Las instalaciones de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión deben ser 
verificadas por las Unidades de Inspección aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía, de 
conformidad con el capítulo 7, previo a su puesta en servicio de las instalaciones eléctricas, para comprobar la 
adecuada ejecución de los trabajos de acuerdo con este Proyecto. 
4.4.3 Puesta en servicio 
Las instalaciones las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión deben probarse y 
verificarse previo a su puesta en servicio y después de cualquier modificación, para comprobar la ejecución de 
los trabajos de acuerdo con este Proyecto. 
4.5 Compatibilidad 
4.5.1 Compatibilidad de las características 
Es conveniente que se tomen en cuenta las características de compatibilidad, así como posibles 
emisiones electromagnéticas generadas por la operación del equipo que se conectará a la instalación. 
Estas características incluyen, por ejemplo: 
- Sobretensiones transitorias; 
- Caídas de tensión; 
- Cargas desequilibradas; 
- Cargas con fluctuaciones rápidas; 
- Corrientes de arranque; 
- Corrientes armónicas;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
- Componentes de corriente continua; 
- Oscilaciones de alta frecuencia; 
- Corrientes de fuga; 
- Necesidad para conexiones adicionales a tierra; 
- Corrientes excesivas en el conductor de protección o conductor de puesta a tierra, puesto a tierra, 
pero no debidas a fallas. 
5. Redes generales de distribución 
5.1 Subestaciones 
5.1.1 Generalidades 
El presente capítulo contiene requisitos de seguridad que deben aplicarse a las Subestaciones eléctricas 
de distribución con voltajes en el lado secundario de los transformadores de potencia menores a 69 kV. 
Las subestaciones eléctricas de distribución son las que tienen el objeto de adecuar la potencia eléctrica 
en niveles de tensión de 2,4 kV, 6,6 kV, 13,8 kV, 23 kV y 34,5 kV, para prestar el servicio público de 
distribución de energía eléctrica, la cuales son alimentadas por líneas de transmisión en niveles de tensión de  
69 kV, 85 kV, 115 kV y 138 kV. 
5.1.1.1 Requisitos generales 
La subestación debe contar con los elementos mínimos siguientes: 
a) Equipo primario. El equipo debe ser aprobado y cumplir con la capacidad interruptiva conforme al 
nivel de cortocircuito en el punto de la instalación; 
b) Protección en subestaciones eléctricas de distribución. Los alimentadores de alta y media tensión, 
transformadores de potencia, barras de alta tensión con más cuatro líneas conectadas y barras de 
media tensión, deben contar con protecciones primarias y secundarias o de respaldo; 
c) Protección contra sobretensiones. Debe existir una coordinación de aislamiento; 
d) Sistema de tierras; 
e) Sistemas de control, comunicación y medición. 
En las instalaciones eléctricas a las que se refiere el presente Proyecto deben utilizarse materiales y 
equipos (productos) que cumplan con las normas oficiales mexicanas, con las normas mexicanas o 
especificaciones técnicas emitidas por la Comisión Federal de Electricidad en tanto la autoridad competente 
emita aquellas que las sustituya. 
Los equipos de medición que se requieran para la determinación de los parámetros de las instalaciones 
deben estar calibrados por un laboratorio acreditado o trazables a patrones nacionales o internacionales, 
evidenciando documentalmente con los informes de calibración. 
5.1.2 Protección contra contacto directo 
Las instalaciones eléctricas deben prevenir que las personas no toquen de manera voluntaria o 
involuntaria las partes vivas (energizadas) dentro de las zonas delimitadas que ofrecen condiciones 
adecuadas de seguridad para las personas. 
Para cuando se realicen trabajos de operación y/o mantenimiento en los equipos eléctricos de 
subestaciones eléctricas de distribución debe proveerse protección para las partes vivas, las partes de 
aislamiento en buen estado de funcionamiento y las partes que pueden considerarse que queden energizadas 
de forma involuntaria. 
Como ejemplos de tales partes, son los siguientes: 
a) Partes vivas expuestas; 
b) Partes de instalaciones donde las cubiertas metálicas o pantallas conductoras de los cables 
subterráneos han sido removidas; 
c) Cables subterráneos y accesorios sin cubiertas metálicas aterrizadas o pantallas semiconductoras 
aterrizadas; 
d) Terminales o cubiertas conductoras de cables, si se encuentran sometidas a tensiones eléctricas; 
e) Cuerpos aislantes de los componentes, por ejemplo, equipos eléctricos con aislamiento a base de 
resina epóxica fundida; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
f) Estructura o tanque de los capacitores, convertidores, transformadores de medida, los cuales pueden 
llevar una tensión peligrosa durante la operación normal; 
g) Devanados de reactores con núcleo de aire. 
La protección puede ser lograda por diferentes medidas, dependiendo si la instalación está localizada en 
un área cercana de operación eléctrica o no. 
La información sobre protección contra choque eléctrico se encuentra en la norma IEC 61140 en el 
capítulo 5 subcapítulo 5.1 y capitulo 6 subcapítulo 6.4. 
5.1.2.1 Medidas de protección contra contacto directo 
Los tipos de protección reconocidos, son los siguientes: 
a) Protección por gabinetes; 
b) Protección por barreras; 
c) Protección por obstáculos; 
d) Protección por la instalación fuera de alcance. 
5.1.2.2 Criterios para las medidas de protección contra contacto directo 
Los criterios para las medidas de protección contra contacto directo descrita en el numeral 8.2.1.2 de la 
norma NMX-J-675-ANCE-2015 son de obligatoriedad para que se cumpla con la protección contra contacto 
directo de subestaciones eléctricas de distribución. 
5.1.2.3 Requisitos de protección 
Los requisitos de protección se establecen en el numeral 8.2.2 de la norma NMX-J-675/1-ANCE-2015, son 
de obligatoriedad para que se cumplan los requisitos de protección. 
5.1.2.4 Protección durante la operación normal 
Para las medidas de protección en una instalación deben tomarse en cuenta la necesidad de acceso para 
propósitos de operación y mantenimiento, éstos son: 
a) Mantenimiento al equipo eléctrico. 
b) Inspección de la subestación. 
c) Corrección de anomalías y reparación fallas. 
d) Toma de lecturas, mediciones y estados de los elementos de la subestación. 
e) Restablecimiento de la subestación ante fallas eléctricas. 
En donde se tienen equipos con una cercanía y similitudes físicas tales que se pueda prestar a un error o 
confusión al momento de manipularlos, se debe de proveer de obstáculos que permitan acceder únicamente 
al equipo que se pretende manipular. Estos obstáculos pueden ser cadenas o cercas removibles. 
5.1.3 Medios para proteger a las personas en caso de contacto indirecto 
Se define como contacto indirecto el "contacto de personas con elementos accidentalmente energizados". 
Tiene lugar al tocar ciertas partes que habitualmente no están diseñadas para el paso de la corriente eléctrica, 
pero que pueden quedar en tensión por algún defecto en el aislamiento exponiendo las partes energizadas. 
Así también debe ser necesario proteger a las personas contra contactos indirectos por objetos metálicos 
situado en la proximidad de partes energizadas no aisladas, y que presenta un riesgo apreciable de 
encontrarse unido eléctricamente con estas partes activas, a consecuencia de un fallo de los medios de 
fijación. 
Las medidas pasivas que se deben implementar para evitar el contacto indirecto son las siguientes: 
- Recubrimiento o aislamiento de las partes energizadas 
- Colocación de obstáculos, barreras y señalética 
- Distancias mínimas de seguridad. 
Las medidas activas que se deben implementar para evitar el riesgo de contacto indirecto son las 
siguientes: 
- Diseño de sistemas de tierra. 
- Calculo de coordinación de aislamiento.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
- Blindaje de las instalaciones eléctricas. 
- Sistemas de protección a base de dispositivos electrónicos inteligentes y equipos de seccionamiento 
(interruptores de potencia, fusibles de potencia, apartarrayos, entre otros). 
5.1.4 Medidas para proteger a las personas que trabajan en las instalaciones eléctricas 
Las subestaciones eléctricas de distribución deben construirse considerando las medidas necesarias para 
la protección de las personas, que trabajan en o sobre las instalaciones eléctricas. 
También debe tomarse en cuenta las normas y procedimientos aplicables para la operación y 
mantenimiento de las subestaciones eléctricas de distribución. 
Dependiendo de los procedimientos de operación y mantenimiento aplicables a la subestación eléctrica de 
distribución, las medidas mínimas a considerar son las siguientes: 
- Desconexión de equipo eléctrico: Proveer de los medios de desconexión necesarios y disponer 
físicamente del equipo eléctrico dentro de la subestación eléctrica de distribución de tal forma que no 
implique ningún riesgo para el personal de operación y mantenimiento al momento de realizar los 
trabajos. 
- Dispositivos para prevenir el cierre no intencional de los equipos de desconexión: Se deben 
considerar dispositivos de desconexión que cuente con un bloqueo para evitar su reconexión una vez 
desconectados. 
- Partes con movimientos repentinos 
- Identificación del equipo eléctrico: Todo equipo eléctrico debe de estar identificado de la tal forma 
que no se preste a la confusión al momento de la operación o mantenimiento del mismo. 
- Tarimas y tapetes aislantes. 
5.1.4.1 Desconexión de equipo eléctrico 
Para el diseño de las subestaciones eléctricas de distribución se debe de considerar la disposición física 
del equipo eléctrico (Transformadores de potencia, interruptores de potencia, cuchillas seccionadoras, entre 
otros) de tal forma que para los trabajos de mantenimiento y operación sea posible desenergizar el equipo 
eléctrico y aislarlo de la operación de la subestación eléctrica de distribución. 
Esto puede lograrse por medio de cuchillas desconectadoras sin carga o cuchillas desconectadoras con 
carga o por la desconexión de una parte de la instalación, por ejemplo, quitar los puentes eléctricos o cables 
de potencia. 
Donde pueda todavía permanecer una tensión en el equipo después de la desconexión completa de la 
instalación, por ejemplo, los capacitores, deben estar provistos de dispositivo para descargarlos. 
Para los Interruptores de potencia que se instalan en las subestaciones eléctricas de distribución, deben 
instalarse cuchillas desconectadoras en ambos extremos del interruptor. 
5.1.4.2 Dispositivos para prevenir el cierre no intencional de los equipos de desconexión 
Deben ser provistos de dispositivos apropiados para dar la fuerza de actuación inoperativa (esto es la 
fuerza de un resorte, presión de aire, energía eléctrica) o el control de los mecanismos usados por la 
operación de los interruptores para propósito de desconexión. Se requiere que estos dispositivos puedan ser 
bloqueados. 
Donde partes removibles tales como fusibles o tornillos en los interruptores de partición metálica extraíbles 
se usan para realizar la desconexión y se reemplazan con tornillos con capuchón e insertos de espacios 
vacíos, estos tornillos e insertos deben ser de manera que puedan removerse utilizando una herramienta 
apropiada, tal como una llave. 
La operación manual de las cuchillas debe incluir el uso de dispositivos de bloqueo mecánico para 
prevenir la reconexión. 
5.1.4.3 Partes con movimientos repentinos 
Todas las partes que se muevan repentinamente y que puedan lastimar a personas que se encuentren 
próximas, deben protegerse por medio de barreras que restrinjan el acceso a la zona donde se desplacen 
estos elementos. 
5.1.4.4 Identificación del equipo eléctrico 
Todo el equipo eléctrico en subestaciones eléctricas de distribución debe estar debidamente identificado, 
usando placas, etiquetas, rótulos o algún otro medio permanente que permita distinguirlo fácilmente, tanto 
respecto de su funcionamiento como del circuito al que pertenece. El método lógico de identificación uniforme 
en todo el equipo instalado en una subestación o en un grupo de instalaciones encuentra descrito en el 
numeral 5.1.8 de esta norma. 
Esta identificación no debe colocarse sobre cubiertas removibles o puertas que puedan ser 
intercambiadas. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
5.1.4.5 Tarimas y tapetes aislantes 
Estos medios de protección no deben usarse como substitutos de los elementos de protección que se 
indican en las secciones anteriores. 
Las tarimas deben ser de material aislante sin partes metálicas, con superficie antiderrapante y con orillas 
biseladas. Los tapetes también deben ser de material aislante. 
En subestaciones eléctricas de distribución de tipo interior, las tarimas o tapetes deben instalarse 
cubriendo la parte frontal de los equipos de accionamiento manual, que operen a más de 1 000 V entre 
conductores; su colocación no debe presentar obstáculo en la apertura de las puertas de los gabinetes. 
5.1.4.6 Señalética en Cuarto de baterías 
Deben de tener señalética referente a que hacer durante y después de un posible contacto en ojos y/o piel 
con el electrolito de la batería acido plomo, así como colocar la señalética correspondiente del Kit lava ojos 
aun cuando éste puede ser portátil, en caso de ser batería acido plomo, adicionalmente, señalar el equipo de 
protección personal que se requiere para realizar una actividad dentro del cuarto de baterías. El método lógico 
de identificación uniforme en todo el equipo instalado en una subestación o en un grupo de instalaciones 
encuentra descrito en el numeral 5.1.8 de esta norma. 
5.1.5 Protección contra descargas atmosféricas directas 
Las descargas atmosféricas constituyen uno de los mayores peligros para los sistemas eléctricos, en 
particular para aquellos que, como las subestaciones eléctricas de distribución de tipo exterior, se encuentran 
expuestos a los embates del clima. 
Si bien es imposible eliminar la posibilidad de que una descarga atmosférica incida sobre un elemento de 
una subestación eléctrica de distribución o que interfiera con su operación, a través de un sistema de blindaje 
se puede reducir la posibilidad de que la corriente producida por una descarga atmosférica fluya a través de 
alguna parte energizada del sistema. 
Los sistemas de blindaje son un conjunto de elementos físicos (hilos de guarda o puntas pararrayos), 
dispuestos de manera tal, que cuando ocurra una descarga atmosférica estos elementos sean los primeros en 
recibir dichas descargas y drenarla a tierra, evitando así que las descargas incidan sobre los equipos de la 
subestación. 
Los sistemas de blindaje están conformados principalmente por dos partes: 
- Los cables de guarda 
- Las bayonetas 
Dependiendo del tamaño de la subestación, se puede emplear cualquiera de estos dos dispositivos o 
ambos, los cables de guarda deben cumplir con la función principal de proteger a los conductores de fase de 
la subestación y las bayonetas deben de cubrir las zonas que no se encuentren protegidas por el cable de 
guarda y con esto garantizar la seguridad de las personas que se encuentren cerca de las instalaciones. 
5.1.6 Protección contra incendio 
5.1.6.1 Generalidades 
Una subestación de distribución requiere de múltiples medidas de seguridad ante los diversos accidentes 
o fallas que pueden ocurrir en los equipos y accesorios instalados durante su operación; por lo que, durante 
su diseño, se deben emplear sistemas que brinden esa seguridad que le permita elevar su grado de 
confiabilidad. 
El sistema contra incendio aplicable para Subestaciones eléctricas de distribución es un sistema pasivo 
(no automático) que incluye componentes tales como: extintores, detectores de humo, sellos y puertas 
cortafuego, extractores, mamparas protectoras, canalizaciones circundantes a equipos con aceite y fosas 
contenedoras de disposición final del fluido. 
Los componentes de este tipo de sistema deben ubicarse cercanos a las zonas de alto riesgo o alta 
posibilidad de incendios. El diseño del sistema contra incendios se debe realizar tomando en cuenta la guía 
CFE H1000-41 “Prevención, Control y Extinción de Incendios en Subestaciones Eléctricas de Distribución”. 
Se debe cuidar que, en caso de incendios, estén colocadas las señalizaciones de las rutas de evacuación 
y éstas conduzcan al punto de reunión, por ello deberán de estar libre de obstáculos los caminos de rescate, 
ubicación de extintores y las salidas de emergencia. 
En equipos eléctricos donde exista un riesgo potencial de chispas, arco eléctrico, explosión o temperatura 
elevada, por ejemplo: Transformadores, interruptores, cuchillas desconectadoras, bancos de capacitores y 
fusibles, no deben utilizarse en áreas operativas sujetas a incendio, a menos que la construcción de equipos 
sean de manera que los materiales inflamables tengan resistencia al fuego.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Si esto no puede ser garantizado, deben tomarse precauciones especiales, y necesariamente aplicar 
dispositivos contra incendio, separaciones resistentes al incendio, válvulas de alivio, gabinetes y 
contenedores. 
5.1.6.2 Sistema de extinción del fuego 
Deben colocarse extintores, tantos como sean necesarios de acuerdo con la guía CFE H1000-41 
“Prevención, Control y Extinción de Incendios en Subestaciones Eléctricas de Distribución”, en lugares 
claramente marcados, situando dos cuando menos en puntos cercanos a la entrada de las subestaciones 
eléctricas de distribución. 
Los agentes extinguidores a usarse en Subestaciones eléctricas de distribución son: 
a) Bióxido de Carbono ( CO2). 
b) Polvo químico seco 
Estos agentes no son conductores de electricidad; siendo el bióxido de carbono y el polvo químico seco, 
los agentes utilizados para combatir fuegos de equipo eléctrico. La colocación estratégica recomendable de 
estos equipos es la siguiente: 
- Extintores de polvo químico ABC de 70 kg tipo carretilla con cubierta protectora fija, se recomienda 
colocar una unidad por cada cuatro bahías en área de acometidas de alta tensión y una unidad por 
cada transformador de potencia sumergido en aceite aislante. 
- Extintores de bióxido de carbono y polvo químico seco, de 6 kg, en el interior de las casetas (control, 
tablero de media tensión y edificio de
 ). 
- Extintores de bióxido de carbono y polvo químico seco, de 9 kg, en el exterior de las casetas (control, 
tablero de media tensión y edificio de
 ). 
Los extintores deben revisarse periódicamente para que estén permanentemente en condiciones de 
operación y no deben estar sujetos a cambios de temperatura mayores que los indicados por el fabricante. 
5.1.6.3 Medidas preventivas contra incendio en caseta 
La seguridad en las casetas de control de las subestaciones eléctricas de distribución reviste especial 
importancia, debido a que en éstas se encuentran centralizados los sistemas y equipos de protección, control 
y medición de la instalación, los cuales intervienen directamente en la operación del equipo primario de la 
misma y sus equipos asociados. 
Las medidas preventivas contra incendio aplicables son las siguientes: 
1) Materiales de construcción. 
 Para la construcción de la caseta de la subestación y del cuarto de baterías, los materiales a utilizar 
deben ser no combustibles y resistentes al fuego. Se debe evitar la instalación de plafones falsos o 
cualquier otro tipo de acabados inflamables 
2) Barreras cortafuego. 
 Se requiere instalar barreras cortafuego en las salidas y llegadas de los cables de potencia, control y 
señalización por trinchera o por charola, así como entre los pasos por otros cuartos. Las barreras 
cortafuego tienen la función de proteger y seccionar las áreas, así como controlar la propagación del 
fuego. 
Los materiales utilizados para las barreras cortafuegos deben realizar tres funciones básicas: 
a) Detener la propagación del calor del fuego. 
b) Restringir y detener la diseminación del humo que se produce por el incendio. 
c) Restringir y detener la diseminación de los productos tóxicos emanados de la combustión. 
3) Tableros de protección, control y medición. 
 El alambrado utilizado debe ser del tipo antiflama, retardante al fuego, tal como se indica en la norma 
NMX-J-438-ANCE. 
 Deben sellarse todos los ductos y pasos de cables entre gabinetes, utilizando agentes pasivos contra 
incendio. 
4) Sala de baterías 
 Debido a que los bancos de baterías de Plomo-Acido contienen un electrolito compuesto por 76 % de 
agua y 27 % de ácido sulfúrico y cuando suministran carga a los diversos equipos, aumenta su 
temperatura provocando, una reacción que origina el desprendimiento de gases de hidrógeno los 
cuales al llegar a concentraciones del 4 % o mayores del volumen total del cuarto, son altamente 
explosivos; representando un elevado riesgo para la instalación y el personal. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 Debe instalarse una puerta cortafuego de acceso a la sala de baterías que lo aísle del exterior y que 
soporte el fuego como mínimo una hora, así como un medidor de nivel de hidrogeno y uno de 
temperatura. 
 Además, se requiere un doble sistema de ventilación-extracción de aire, un extractor para mantener 
limpio y bien ventilado el interior de la habitación, evitando concentraciones de hidrógeno mayores de 
1 % en volumen. El extractor de respaldo debe operar automáticamente por alto nivel de 
concentración de hidrógeno (mayor al 1 % en volumen) y si se presenta el caso, por falla del 
extractor principal. 
 En caso de instalar banco de baterías tipo sellados se podrá omitir el inciso 4 de este apartado. 
5) Detectores 
 Instalar medidores de humo tipo fotoeléctrico distribuidos en la caseta de control, tableros de media 
tensión y edificio de la subestación blindada en
 . La ubicación, cantidad y características de los 
elementos del sistema contra incendio extintores dentro de la subestación eléctrica, debe cumplir lo 
indicado en la guía CFE H1000-41 “Prevención, Control y Extinción de Incendios en Subestaciones 
Eléctricas de Distribución”. 
5.1.6.4 Transformadores 
La norma IEC 61100 clasifica a los líquidos aislantes de acuerdo con el punto de inflamación y al valor 
calórico neto (calor de combustión). 
El peligro de incendio asociado con los transformadores en las instalaciones de tipo exterior e interior 
depende de la capacidad nominal del equipo, del volumen y del tipo de medio ambiente, el tipo y proximidad, y 
exposición de los equipos aledaños y estructuras. El uso de uno o más medidas de protección reconocidas, 
deben aplicarse de acuerdo con la evaluación del riesgo. 
Las fosas comunes de confinamiento o captación, si se requieren para varios transformadores, deben 
colocarse con la finalidad de que un incendio en un equipo no se propague a otro. 
Lo mismo aplica para fosas individuales de confinamiento, las cuales se conectan a las fosas de captación 
de otros transformadores; para este propósito puede utilizarse, por ejemplo, capas de grava o tubos rellenos 
con líquido. Se prefieren los arreglos que tienden a minimizar el peligro de incendio cuando se filtra el fluido. 
I) Instalaciones tipo exterior 
 La distribución de los equipos eléctricos de una subestación eléctrica tipo exterior debe ser tal que el 
incendio de un transformador con un volumen de líquido de más de 1 000 litros no cause un peligro 
de incendio a otros transformadores y objetos. Para este propósito, debe ser necesario que se tenga 
una distancia de separación, G. Los valores guía se establecen en la Tabla 1. En el caso de los 
transformadores con volumen de líquido abajo de 1 000 litros, que se instalan cerca de paredes 
combustibles, debe ser necesario aplicar las precauciones contra incendio especiales, dependiendo 
de la naturaleza y uso del edificio. 
 La reducción de la distancia G1/G2 debe establecerse entre las partes involucradas. 
 Si no es posible tener una distancia de separación como se indica en la  Tabla 1, deben proveerse 
paredes de separación resistentes al incendio, con las dimensiones y criterios siguientes: 
a) Paredes de separación entre transformadores (véase  Figura 1 ). 
 Ejemplo: REI 60: 
1) Altura: parte superior del tanque conservador (si existe), de otra manera es la parte superior 
del tanque principal del transformador; 
2) Longitud: ancho o longitud del dique de captación. 
b) Paredes de separación entre transformadores y edificios (véase Figura 2 ). 
 Por ejemplo: REI 60; si no se proveen paredes de separación contra incendio adicionales, debe 
incrementarse la capacidad de resistencia al incendio de las paredes del edificio. Ejemplo:  REI 
90  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 NOTAS: “REI” Representa la resistencia al fuego de un elemento constructivo bajo los criterios “R”, 
“E” e “I”, donde:  
R es la capacidad del elemento constructivo de soportar, durante un periodo de tiempo y sin 
pérdida de la estabilidad estructural, la exposición al fuego en una o más caras, bajo 
acciones mecánicas definidas. 
E es la capacidad que tiene un elemento constructivo con función separadora, de soportar la 
exposición solamente en una cara, sin que exista transmisión del fuego a la cara no 
expuesta debido al paso de llamas o de gases calientes que puedan producir la ignición de 
la superficie no expuesta o de cualquier material adyacente a esa superficie. 
I es la capacidad del elemento constructivo de soportar la exposición al fuego en un solo 
lado, sin que se produzca la trasmisión del incendio debido a una transferencia de calor 
significativa desde el lado expuesto al no expuesto. 
 REI 60 indica que un elemento constructivo mantiene los 3 criterios durante 60 minutos. 
Tabla 1.- Guía de valores de distancias de separación para transformadores que se instalan en 
exteriores 
Tipo de transformador Volumen de líquido 
aislante Distancia en aire G1 para otros 
transformadores o superficies 
del edificio no combustibles Distancia en aire  G2 
para superficies del 
edificio combustibles 
l m m 
Transformadores 
sumergidos en aceite 
aislante (O) 1000 <...< 2000 
2000 S ...< 20000 
20000 S ...< 45000 
>45 000 3 
5 
10 
15 7,5 
10 
20 
30 
Transformadores 
sumergidos en liquido 
menos inflamable (K), sin 
protección mejorada 1000 <...< 3 800 
>3 800 1,5 
4,6 7,5 
15 
Transformadores 
sumergidos en liquido 
menos inflamable (K), con 
protección Distancia en aire “G1" a la superficie de una edificación o transformadores adyacentes 
Horizontal m Vertical m 
0,9 1,5 
NOTAS 
1  Protección mejorada significa: 
a) Resistencia a la ruptura del tanque; 
b) Válvula de alivio de sobrepresión del tanque; 
c) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud baja; 
d) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud alta; 
2 Los materiales no combustibles pueden ser elegidos de acuerdo con la norma EN 13501·1[36) 
 
 
Figura 1 - Separación de muros entre transformadores Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
 
 
 
 
  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
 
 
 
Figura 2 a) - Protección contra el fuego entre el transformador y la construcción de la  superficie de 
un material no combustible 
 Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
 
 
Figura 1.- Protección contra incendio entre transformador y edificio 
 En donde: 
● Para separaciones G1 y G2, véase Tabla 1.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
● Sector a.  El muro en esta área debe diseñarse con una resistencia mínima al fuego de 90 min 
(REI 90); 
● Sector b.  El muro en esta área debe diseñarse con materiales no combustibles; 
● Sector c.  Sin requisitos de protección contra fuego 
 NOTA -  Debido al el riesgo del fuego vertical propagado por el sector c aplica solo en la dirección 
horizontal 
II) Instalaciones tipo interior en áreas de operación eléctrica 
 Los requisitos mínimos para la instalación de transformadores en interior están dados en la Tabla 2. 
Tabla 2.- Requisitos mínimos para la instalación de transformadores tipo interior 
Tipo de transformador Volumen de líquido I Salvaguarda 
Transformadores 
sumergidos en aceite 
aislante (O) <1 000 El 60 respectivamente REI 60 
>1 000 El 90 respectivamente REI 90 o El 60 
respectivamente REI 60 y 
Transformadores 
sumergidos en liquido 
menos inflamable (K) Tensión máxima/ Corriente 
nominal  
(Sin restricciones) El 60 respectivamente REI 60 o 
protección del rociador automático 
Transformadores 
sumergidos en liquido 
menos inflamable (K), con 
protección <10MVA and  
Um<38kV El 60 respectivamente REI 60 o una 
distancia de separación de 0,9 m 
horizontalmente y 1,5 m verticalmente 
0,9 Paredes no combustibles 
NOTAS 
Protección mejorada significa: 
a) Resistencia a la ruptura del tanque; 
b) Válvula de alivio de sobrepresión del tanque; 
c) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud baja; 
d) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud alta; 
 
Las puertas deben tener una resistencia al incendio de al menos 60 minutos. Las puertas que abren por el 
lado de afuera son adecuadas si los materiales y la construcción son retardantes al incendio. Se permiten 
realizar aberturas de ventilación necesarias para la operación de los transformadores. Cuando se diseñan las 
aperturas, se debe considerar el posible escape de los gases calientes. 
III) Incendio en la vecindad de transformadores. 
 Las consideraciones para incendios en la vecindad de transformadores se establecen en el capítulo 
8.7.2.5 de la norma NMX-J-675/1-ANCE-2015 son de obligatoriedad para que se cumplan con dichas 
consideraciones. 
5.1.6.5 Cables 
Los cables que van en trincheras y en edificios deben tenderse de manera que cumplan con las 
regulaciones respecto a la seguridad contra incendios de los edificios, para que no sean adversamente 
afectados. 
Se recomienda la separación física o realizar diferentes rutas para los circuitos de control con respecto a 
los circuitos de fuerza y de potencia de los equipos, si es necesario, preservar la integridad de los últimos tan 
separado como sea posible, para evitar el daño a los circuitos control. 
Para evitar la propagación de incendio, lo orificios por donde atraviesan los cables que van de un cuarto a 
otro deben de instalarse barreras y sellos cortafuego. 
Debe de protegerse contra la exposición al calor del incendio y contra el escurrimiento o derrame de aceite 
aislante en combustión, por medio de ductos sellados. Se debe evitar que las trincheras y charolas tengan 
comunicación con la fosa de captación de aceite. 
Donde sea necesario dadas las dimensiones de lugar, la cantidad de cable y el riesgo de incendio, deben 
de instalarse alarmas contra incendio en las fosas de cable de potencia. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
5.1.6.6 Otros equipos con líquidos inflamables. 
Los equipos eléctricos que contienen más 100 L de líquido inflamable (aceite dieléctrico y ácidos) pueden 
requerir de medidas contra incendios dependiendo de su naturaleza, el uso que se le dé y su localización. 
Todos estos equipos deben de estar ubicados en un mapa de riesgo donde se identifique que son 
inflamables; este mapa debe de estar a la vista del personal de visita y del personal que opere y de 
mantenimiento a la instalación. 
5.1.7 Protección y mitigación por fugas de gas SF6 
5.1.7.1 Generalidades del gas SF6  
El hexafluoruro de azufre es un gran aislante y extintor de arco que abre nuevos modelos en la fabricación 
de equipos eléctricos desde 1960. Este gas permite, entre otras aplicaciones, la operación con alta seguridad. 
El SF6 tiene un alto potencial de calentamiento global, cuyo valor aproximado es de 22 800 veces más potente 
que el CO2. Pero aun así esta tecnología puede ayudar a preservar el medio ambiente, ya que las tecnologías 
más antiguas, como aceite aislante, generan residuos altamente contaminantes. El SF6 manejado 
adecuadamente tiene una tasa de fuga admisible de sólo un 0,5% por año. 
5.1.7.2 Subestaciones eléctricas de distribución encapsuladas en gas SF6 
Las subestaciones eléctricas de distribución en SF6, deben tener un medio de ventilación natural, 
instalando ventanas en toda la periferia del cuarto que alberga la subestación en SF6 con una altura al piso 
máxima de 50 cm, para que en caso de cualquier fuga de SF6, el ambiente pueda ventilarse por medios 
naturales en un corto tiempo. 
Los edificios para subestaciones eléctricas de distribución encapsuladas en gas SF6 deben contar con lo 
siguiente: 
1) Debe instalarse un sistema de ventilación forzada, ventiladores o extractores, dentro del cuarto de la 
subestación en SF6, para ser activados de forma manual y automática cuando se sobrepasen los 
límites de concentración permisibles, o bien cuando se requiera que entre el personal a realizar 
tareas de reparación o mantenimiento; 
2) En lugares dentro de la subestación que contengan equipos en SF6, debe tener un medio para 
detectar la concentración máxima permitida de SF6 en el ambiente; y 
3) Deben instalarse letreros de “PELIGRO POR RIESGO DE ASFIXIA”, para alertar al personal que 
proceda a realizar revisiones, mantenimiento o maniobras en las subestaciones eléctricas de 
distribución de SF6. 
5.1.7.3 Contención para equipo exterior y fugas del gas SF6 
Para el caso de equipos que contengan SF6 que no estén en instalaciones cerradas, se recomienda tener 
un medio para detectar fugas de gas SF6 en el ambiente, debido al alto potencial de calentamiento global y la 
posible contaminación a través de las fugas, el proceso debe mantenerse con la máxima hermeticidad. Para el 
control hay tres tecnologías que se utilizan para la detección de fugas de SF6: 
- Detección de SF6 con espectrofotometría (NDIR - Sensor infrarrojo no dispersivo). 
- Detección de gas con cámara por infrarrojos 
- Detección de los iones de gas en vacío. 
Previo a la puesta en servicio de la subestación se deberá verificar con alguna de las 3 tecnologías 
mencionadas anteriormente, de que no existan fugas de gas SF6 en los equipos de acuerdo con las 
recomendaciones del fabricante. 
5.1.7.4 Falla por pérdida de gas 
  y sus productos de descomposición 
El problema solo se produce si existe humedad u oxígeno en la cámara al reaccionar con el gas SF6.  En 
este caso se generan fluoruros altamente agresivos, corrosivos y tóxicos. 
Además, un alto contenido de humedad puede ser absorbida por el polvo de fluoruros de metal y por lo 
tanto crear un “camino conductor” para la energía eléctrica. Por lo tanto, lo esencial en el mantenimiento de 
los equipos de SF6 es garantizar la funcionalidad, la seguridad, prevenir la humedad y el oxígeno mezclado 
con SF6. 
Productos de descomposición peligrosos: 
- Óxidos de azufre, Compuestos de azufre: Difluoruro de tionilo, Decafluoruro de diazufre 
- Fluoruro de hidrógeno (HF) gaseoso.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
El gas usado SF6. se puede almacenar en tanques apropiados para gas en una proporción segura de 1 kg 
de SF6. por litro de volumen. 
La identificación de los equipos que contienen SF6. es de acuerdo con el tipo de señalética establecida en 
la NOM-018-STPS-2015. 
Equipo(s) de seguridad personal para el manejo de residuos de descomposición del gas en edificios de 
subestaciones eléctricas de distribución encapsuladas en gas SF6. 
- La subestación eléctrica de distribución debe contar con una alarma audible (sonora) y óptica con luz 
intermitente, para el acceso a la Subestación eléctricas de distribución y realizar mantenimiento o 
cualquier maniobra en el área de equipos con SF6. Esta alarma y luz intermitente deben estar 
ubicadas estratégicamente. 
- En el caso de las subestaciones eléctricas de distribución que cuentan con sistemas de control por 
botoneras, las cuchillas a tierra deben tener una caja de protección plástica o algún otro tipo de 
protección en estos botones de mando. 
5.1.8 Identificación de equipo y señalización 
5.1.8.1 Generalidades 
Se requiere de una identificación clara, precisa y homologada de los equipos eléctricos en las 
subestaciones eléctricas de distribución para evitar la operación incorrecta cuando se realicen labores de 
operación y mantenimiento. 
También de se debe de señalizar cada una de las áreas de la subestación, así como colocar letreros de 
seguridad, para prevenir de los posibles riesgos al personal que ingrese a las subestaciones eléctricas de 
distribución. 
Las señales, placas y letreros deben ser de material durable y no corrosivo e impresos de forma que no se 
pueda borrar sus caracteres. 
El estado de operación de los dispositivos de control y distribución debe mostrarse claramente por los 
indicadores, excepto cuando los contactos principales sean visibles por el operador. 
5.1.8.2 Nomenclatura 
Para la segura y adecuada operación, la nomenclatura para identificar tensiones, subestaciones eléctricas 
de distribución y equipo eléctrico será uniforme en todas las subestaciones eléctricas de distribución que se 
conecten al SEN. 
La nomenclatura de la subestaciones eléctricas de distribución y de sus equipos eléctricos asociados se 
designará por parte del CENACE a propuesta y solicitud de CFE Distribución, y esta debe ser conforme a lo 
indicado en el apartado 7 “Nomenclatura” del “Manual Regulatorio de Coordinación Operativa” que se 
encuentra en la cuarta sección de 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” 
5.1.8.3 Señalamientos de Seguridad, Higiene y Protección Civil. 
Los señalamientos de seguridad, higiene y protección civil sirven para recordar o advertir a las personas 
en general, las acciones que deben acatarse para evitar condiciones que representen riesgo para su salud e 
integridad física, así como ubicar equipos para la respuesta a emergencias. 
Las señales de protección civil se clasifican de acuerdo con el tipo de mensaje que proporcionan, 
conforme a lo siguiente: 
- Señales informativas 
- Señales informativas de emergencia 
- Señales de precaución 
- Señales prohibitivas o restrictivas 
- Señales de obligación 
La ubicación de señales se colocará de acuerdo con un análisis de las condiciones y características del 
sitio o instalación a señalizar, considerando lo siguiente: 
- Las señales informativas se deben colocar en el lugar donde se necesiten, permitiendo que el 
observador tenga tiempo suficiente para captar y comprender el mensaje. 
- Las señales de precaución se deben colocar donde exista un riesgo, para advertir de su presencia al 
observador y le permita con tiempo suficiente captar y comprender el mensaje sin exponer su salud e 
integridad física. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
- Las señales prohibitivas o restrictivas se deben colocar en el punto donde exista la limitante, con el 
propósito de evitar la ejecución de un acto inseguro. 
- Las señales de obligación se deben colocar en el lugar donde sea exigible realizar la acción que la 
misma señal indica. 
En cuanto a este apartado respecta, se debe de cumplir lo indicado en la NOM-003-SEGOB-2011 
“Señales y avisos para protección civil. - Colores, formas y símbolos a utilizar”, la especificación CFE-H1000-
26 “Señales de seguridad, higiene y protección civil”, así como considerar lo establecido y hasta donde sea 
aplicable la NOM-018-STPS-2015, “Sistema armonizado para la identificación y comunicación de peligros y 
riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo” y la NOM-026-STPS-2008 “Colores y 
señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías”. 
5.2 Líneas de media y baja tensión 
5.2.1 Protección contra contacto directo 
El objetivo de esta sección establecer los requisitos mínimos para las líneas de media y baja tensión, así 
como, la convivencia con líneas de telecomunicación y sus equipos, con la finalidad de obtener seguridad y 
protección para las personas. 
Las líneas deben cumplir con: 
a) Requisitos de posición de las redes aéreas 
 Las líneas aéreas instaladas en una sola estructura deben cumplir con: 
1) Los circuitos no deben llevar dos niveles de tensión diferentes en un mismo nivel; 
2) Las líneas aéreas que tengan diferentes circuitos a diferentes tensiones, en una misma 
estructura, deben acomodarse de manera que el circuito con mayor tensión esté arriba; 
3) Las líneas aéreas que tengan en la misma estructura circuito de comunicación, los circuitos 
eléctricos deben estar en los niveles superiores. 
b) Requisitos generales de las separaciones de los conductores 
 En el diseño de las líneas áreas deben considerarse lo siguiente: 
1) Separación y espaciamientos. Para referirse a las distancias entre conductores y sus soportes, 
estructuras, construcciones, nivel de suelo se utiliza el término separación y espaciamiento. 
Debe entenderse que una separación es la distancia de superficie a superficie y en un 
espaciamiento la distancia es de centro a centro. 
 Para propósitos de medición de las separaciones, los herrajes y accesorios que estén 
energizados deben considerarse como parte integral de los conductores. Las bases metálicas de 
los apartarrayos y equipos similares deben considerase como parte de la estructura de soporte. 
2) Cables eléctricos aislados. La separación para estos tipos de cable, así como en sus empalmes 
y derivaciones, debe ser menor que la establecida para conductores desnudos con la misma 
tensión eléctrica. 
i. Cables de cualquier tensión eléctrica. Con cubierta o pantalla metálica continua 
efectivamente puesta a tierra, o bien cables diseñados para operar en un sistema de 
conexión múltiple a tierra con una tensión de 22 kV o menos, que tengan una pantalla 
semiconductora sobre el aislamiento combinada con un adecuado sistema metálico para 
descarga, cuando estén soportados y cableados junto con un mensajero neutro (desnudo)- 
puesto a tierra efectivamente. 
ii. Cables con cualquier tensión eléctrica. No incluidos en el inciso anterior, que tengan una 
pantalla semiconductora continua sobre el aislamiento combinada con un adecuado sistema 
metálico para descarga, cuando estén soportados y cableados junto con un mensajero 
desnudo puesto a tierra efectivamente. 
iii. Cables aislados sin pantalla sobre el aislamiento. Los cuales operen a tensiones eléctricas 
no mayores que 5 kV entre fases, o que 2,9 kV de fase a tierra. 
3) Conductores forrados. Los conductores forrados deben ser considerados como desnudos para 
todos los requisitos de separaciones. 
 El espaciamiento para conductores forrados puede ser menor que el mínimo requerido para 
conductores desnudos, siempre y cuando cumpla con los requisitos mínimos de seguridad y que 
su cubierta proporcione suficiente resistencia dieléctrica para evitar cortocircuitos en caso de 
contacto momentáneo entre conductores, o entre éstos y el conductor conectado a tierra o con 
ramas de árboles.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
4) Conductores neutros. Los conductores neutros deben tener la misma separación que los 
conductores de sus respectivos circuitos. Se exceptúan los conductores neutros efectivamente 
conectados a tierra a lo largo de la línea, cuando estén asociados con circuitos hasta de 22 kV a 
tierra, los cuales pueden considerarse, para fines de fijar su separación y altura, como 
conductores de circuitos de hasta 750 V entre fases. 
5) Circuitos de corriente alterna o corriente continua. Los requisitos generales son aplicables tanto 
a circuitos de corriente alterna como de corriente continua. En los circuitos de corriente continua 
deben aplicarse las mismas separaciones establecidas para los circuitos de corriente alterna, 
que tengan la misma tensión eléctrica (valor pico) a tierra. 
c) Requisitos generales para los conductores de las líneas aéreas 
1) Capacidad de conducción de corriente de conductores Al seleccionar los conductores no deben 
sobrepasar su capacidad de conducción de corriente. 
La Tabla 3 muestra los valores máximos de capacidad de conducción de corriente, para los 
conductores desnudos que se utilizan usualmente en las líneas aéreas. 
Tabla 3 - Capacidad de conducción de corriente en conductor 
Conductores para líneas aéreas 
Tamaño o designación 
Cobrea) ACSR Aluminio 
mm2 AWG 
O 
kcmil 
8,37 8 90 --- --- 
13,3 6 130 --- 98 
21,2 4 180 140 130 
33,6 2 240 180 180 
53,5 1/0 310 230 235 
67,4 2/0 360 270 275 
85 3/0 420 300 325 
107 4/0 490 340 375 
135 266,8 --- 460 445 
171 336,4 --- 530 520 
242 477 --- 670 650 
322 636 --- 780 --- 
403 795 --- 910 --- 
484 954 --- 1 010 --- 
564 1 113 --- 1 110 --- 
635 1 351 --- 1 250 --- 
765 1 510,5 --- 1 340 --- 
806 1 590 --- 1 380 --- 
Consideraciones: 
Temperatura total máxima en el conductor: 75 °C. 
Temperatura ambiente: 25 °C. 
Velocidad del viento: 0,6 m/s. 
Factor de emisividad: 0,5. 
Frecuencia: 60 Hz. 
a) Conductor de cobre duro con 97.3% de conductividad. 
b) Los valores de conducción pueden cambiar de acuerdo con la configuración de  
los conductores. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
2) Identificación. Se recomienda que todos los conductores de las líneas eléctricas y de 
comunicación estén tendidos en la misma estructura y conserven la misma posición en todo el 
trayecto, excepto cuando se requieran transposiciones. 
3) Conexiones y derivaciones. Las conexiones y derivaciones de los equipos de las líneas deben 
estar libres de obstáculos para que sean fácilmente accesibles al personal calificado. Los 
conductores que se utilicen para derivaciones deben colocarse de manera que no lleguen a 
tocar a otros conductores, por los movimientos laterales o por presentar excesiva catenaria, lo 
anterior no debe reducir el espacio de trabajo, véase 5.2.11.2. En condiciones de restricciones 
de espacio se podrán instalar líneas aéreas con dos niveles de tensión a diferentes alturas, con 
el de mayor nivel de tensión en la parte superior. 
4) Arboles próximos a conductores. Los árboles, que están próximos a los conductores, deben 
podarse para evitar: 
i. El movimiento de las ramas o el de los propios cables o conductores, que pueda ocasionar 
fallas a tierra o entre las fases; y 
ii. En caso de desprendimiento que las ramas puedan caer encima de las líneas aéreas. 
NOTA - Se recomienda que la poda se realice con las indicaciones de protección al medio ambiente 
con objeto de combinar la necesidad de coexistencia de las líneas aéreas y la naturaleza. 
d) Requisitos generales para los aisladores, herrajes, postes y equipo 
1) Aisladores. Los aisladores que se utilicen en las líneas aéreas deben ser aprobados  para ese 
uso. 
 Los aisladores deben seleccionarse basándose en: 
i. La tensión nominal a plena carga del circuito. Los aisladores además de cumplir con su 
función electromecánica deben tener características que hagan posible su reemplazo 
fácilmente, durante los trabajos de mantenimiento; y 
ii. La altura sobre el nivel del mar, el nivel de contaminación y la distancia de fuga. 
iii. Los aisladores deben soportar basándose en: 
iv. Las sobretensiones que pueden originarse por descargas atmosféricas y por maniobra; y 
v. Las cargas originadas por viento y hielo sobre el cable o conductor. 
2) Herrajes. Los herrajes deben seleccionarse de acuerdo con la carga a sujetar y el material a 
donde va a ser instalado. 
3) Postes. Los postes deben seleccionarse de acuerdo con la carga a soportar y las condiciones a 
las que van a ser o estar sometidos. 
4) Equipo de protección o seccionamiento. El equipo eléctrico conectado en las líneas debe cumplir 
con: 
i. Accesibilidad. Todos los equipos eléctricos que se conectan a las líneas deben ser 
fácilmente accesibles por personas calificadas, deben cumplirse con los espacios para su 
operación y mantenimiento, para mayor información, véase 5.2.11.1; y 
ii. Identificación de la posición del equipo de operación. Los equipos de protección y 
seccionamiento conectados al circuito deben indicar claramente su posición de “abierto” o 
“cerrado”, ya sea que se encuentre dentro de envolventes o estén descubierto. 
 Los equipos de protección o seccionamiento para operar en las líneas aéreas de forma 
remota o automática deben proveerse con medios que impidan que se efectué la operación 
remota o automática en caso de mantenimiento o trabajos en el circuito. 
5) Transformadores y equipo eléctrico instalados en postes. La parte más baja del transformador y 
de los equipos instalados en postes deben estar a una altura mínima de 4.45 m en lugares 
transitados por peatones y 4.6 m en lugares transitados por vehículos. 
e) Requisitos generales para la puesta a tierra 
1) Métodos. Las conexiones de puesta a tierra deben efectuarse de conformidad con los métodos 
que se indican en 5.2.9.2.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
2) Partes no portadoras de corriente eléctrica. Las estructuras metálicas, postes, canalizaciones, 
equipo, soportes, cables mensajeros, cubiertas de cables aislados, palancas y manijas deben 
estar puesta a tierra. 
3) Excepción: Esta conexión puede omitirse cuando lo requiera la operación del equipo, siempre 
que exista protección que impida el contacto de las personas con las partes metálicas, o bien 
cuando estén, a una altura mayor que 2,9 m. 
4) Retenidas. Las retenidas deben cumplir con lo que se indica en el inciso anterior, cuando sujeten 
estructuras que soporten circuitos que operan con tensiones mayor que 300 V, o estén 
expuestas a contacto con dichos circuitos. 
Estos requisitos pueden omitirse en los siguientes casos: 
i. Cuando la retenida tenga uno o varios aisladores; y 
ii. Cuando la estructura soporte exclusivamente cables aislados. 
5.2.2 Separación de los conductores en la misma estructura 
Los requisitos que se establecen a continuación son separaciones mínimas entre conductores de líneas 
aéreas, eléctricas y de comunicación, así como las distancias de los soportes, mensajeros, cables de guarda, 
cuando están instalados en la misma estructura. 
Para fines de aplicación en los cables aislados de uno o varios conductores que se indican en 5.2.1 b) 2) y 
3), así como los conductores que están en grupo, soportados por aisladores o mensajeros, deben 
considerarse como un solo conductor, aun cuando estén formados por varios conductores individuales de 
diferentes polaridades o fases. 
La tensión entre conductores de diferentes fases y distintos circuitos debe considerarse como la tensión 
mayor que resulte de lo siguiente: 
a) La diferencia vectorial de los conductores; y 
b) La tensión de fase a tierra del circuito con mayor tensión. 
NOTA - La palabra soporte se considera como el conjunto de elementos que sostienen directamente a los 
conductores, por ejemplo, las crucetas, los bastidores u otros medios similares. 
5.2.2.1 Separaciones horizontales entre conductores de línea 
La separación horizontal mínima debe ser en: 
a) Soportes fijos. Los conductores del mismo o de diferente circuito en soportes fijos (con aisladores 
rígidos) deben tener una separación en sus soportes, igual o mayor, al de los valores obtenidos por 
la separación horizontal mínima o separación de acuerdo con la flecha. 
 No deben aplicarse estas separaciones si los conductores son cables aislados, para mayor 
información véase 5.2.1 b) 2), o si son conductores forrados en un mismo circuito y cumple  con 5.2.1 
b) 3). 
 Por lo tanto, debe considerarse la: 
1) Separación horizontal mínima. Debe cumplir con los valores mínimos indicados en la Tabla 4, 
véase la Figura 3. 
Tabla 4 - Separación horizontal (H) mínima de los conductores en la misma estructura d) 
Línea Tensión Separación 
Comunicación abierta  150 mm 
 75 mm 
Transporte eléctrico Hasta 750 V 150 mm 
750 V hasta 8,7 kV 300 mm 
Del mismo circuito Hasta 8,7 kV 300 mm 
8,7 kV hasta 50 kV c) 
De diferentes circuitos Hasta 8,7 kV 300 mm 
8,7 kV hasta 50 kV c) Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
a) Separación mínima para conductores sin aislamiento. 
b) Separación mínima para conductores con aislamiento rígido. 
c) 300 mm + 10 mm/ kV (V-8,7 kV) 
 En donde: 
V, es la tensión de línea a línea en kV. 
d) Todas las tensiones son de fase a fase, excepto para los alimentadores 
para transporte eléctrico, los cuales son tensiones de fase a tierra, en caso 
de ser necesario determinar la separación para conductores de la misma  
fase, pero de diferente circuito, el conductor con menor tensión debe 
considerarse como un conductor puesto a tierra. 
 
2) Separación de acuerdo con la flecha. El valor mínimo debe determinarse por la ecuación ( 1)  y 
(2). 
i. Para conductores de tamaño nominal menor que 33,6 mm2 (2 AWG): 
 (1) 
 
ii. Para conductores de tamaño nominal mayor o igual que 33,6 mm 2 (2 AWG): 
 (2) 
 
En donde: 
● S es la separación, en mm. 
● V es la tensión entre los dos conductores de fase, para los que se calcula  la 
separación, excepto el caso de alimentadores de transporte eléctrico, en donde la 
tensión eléctrica es de fase a tierra, en kV. 
● f es la flecha en mm, del conductor con mayor flecha en el claro, a una  temperatura 
de 16 °C y con una tensión mecánica de 25 % a la ruptura, en mm. 
Una vez determinados los valores, deben compararse con la Tabla 5, en caso de que los valores sean 
menores a los de la Tabla 5, debe utilizarse el valor de la Tabla. 
Tabla 5 - Separación horizontal mínima (S) entre conductores en sus soportes fijos de acuerdo  con su 
flecha 
Flecha (m) Separación “S” en mm 
1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 
Tensión eléctrica 
(entre fases) V Ecuación 1 Hasta 33,6 mm2 (2 AWG) Ecuación 2 Mayor que 33,6 mm 2 (2 
AWG) 
6 600 450 660 810 960 1 050 410 500 570 630 680 
13 800 510 710 860 980 1 090 470 550 620 690 740 
23 000 580 780 930 1 050 1 160 540 620 690 760 810 
34 500 660 810 1 020 1 140 1 250 630 710 780 840 900 
 
b) Aisladores de suspensión. Cuando se utilicen aisladores de suspensión con movimiento libre, la 
separación entre los conductores debe aumentarse para que, al inclinarse una cadena de aisladores 
hasta 30° con la vertical, la separación sea igual o mayor que la obtenida en 5.2.2.2 a) 
 NOTA -  El Angulo máximo de la cadena de aisladores se considera de 30° de la vertical.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
5.2.2.2 Separación vertical entre conductores de línea 
La separación vertical entre conductores de línea localizados en diferentes niveles de una misma 
estructura debe cumplir con: 
a) Separación de conductores. Los conductores del mismo o diferente circuito con tensiones de hasta 
34,5 kV deben cumplir con las separaciones que se indican en la Tabla 6. 
 Excepción 1 -  Los conductores soportados por bastidores verticales, o por ménsulas separadas 
colocadas verticalmente, deben tener los espaciamientos que se indican en la Tabla 8. 
 Excepción 2 -  Este requisito no se aplica a conductores forrados del mismo circuito, que se indican 
en 5.2.1 b) 3). 
Tabla 6 - Separación vertical (V) mínima de los conductores en la misma estructura b) 
Tensión de la 
línea abierta De comunicación Conductores eléctricos en niveles inferiores 
Generales Utilizado en la 
operación de 
líneas eléctricas  Menor que 
1 kV 1 kV a 
13 kV 13 kV a 
23 kV 23 kV a 
34,5 kV 
Menor que 1 kV 1,0 m 0,4 m 0,4 m a) a) a) 
1 kV-13 kV 1,0 m 0,4 m 0,4 m 1,4 m 1,4 m  
13 kV-23 kV 1,5 m 1,0 m 1,4 m 1,4 m 1,4 m  
23 kV-34,5 kV 1,5 m 1,0 m 1,4 m 1,4 m 1,4 m 1,4 m 
a) Para líneas con cables de guarda, éste debe tener una separación como mínimo a 1,0 m entre las fases  
b) Las tensiones son de fase a fase. 
 
b) Separaciones adicionales. Los conductores soportados a diferentes niveles en la misma estructura y 
tendidos con distintas flechas deben tener una separación vertical en sus soportes, para que la 
separación mínima entre los conductores, en cualquier punto del claro, sea como mínimo la 
siguiente, (considerando que el conductor superior y el inferior tienen su flecha final sin carga, a una 
temperatura de 50 °C y de 16 °C, respectivamente): 
Para tensiones eléctricas menores que 34,5 kV entre conductores, puede aplicarse el 75 % de la 
separación entre soportes indicada en la Tabla 6; y 
5.2.2.3 Separación entre conductores de línea en diferentes niveles de la misma Estructura  Ningún otro 
conductor debe estar dentro del área marcada con línea punteada en la Figura 3, en la cual V y H deben 
determinarse con base en la separación vertical y horizontal que se establecen en 5.2.2.1 y 5.2.2.2. 
 
En donde: 
● V es la separación mínima vertical (V). 
● H es la separación mínima horizontal (H). 
Figura 3 - Distancias de separación entre conductores  
5.2.2.4 Separación en cualquier dirección de conductores a soportes, estructura, otros conductores 
verticales o derivados, mensajeros y retenidas sujetos a la misma estructura. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
La separación en cualquier dirección y en la misma estructura debe cumplir con: 
a) Soportes fijos. La separación no debe ser menor que la indicada en la Tabla 7. 
b) Aisladores de suspensión. Cuando se usen aisladores de suspensión que puedan oscilar libremente, 
la separación mínima debe incrementarse, considerando que la cadena de aisladores forme un 
ángulo de 30° con la vertical, cuando la separación no sea igual o mayor que la que se indica en la 
Tabla 7. 
Tabla 7 - Separaciones mínimas de los conductores en cualquier dirección 
Separación de los 
conductores de 
líneas entre Tipo En estructuras que soportan 
líneas de: Línea de distribución o transmisión 
Solo de 
comunicación Comunicación y 
electricidad Menor que 
8,7 kV Mayor que 8,7 kV 
hasta 34,5 kV 
Conductores 
verticales o 
derivados Del mismo 
circuito 75 mm 75 mm 75 mm 75 mm + 6,5 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) 
De diferente 
circuito 75 mm 75 mm 150 mm a) 150 mm + 10 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) 
Retenidas Paralela a la 
línea 75 mm 150 mm 300 mm 300 mm + 10 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) 
Tipo ancla 75 mm 150 mm a) 150 mm 150 mm + 6,4 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) 
Otras 75 mm 150 mm a) 150 mm 150 mm + 10 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) 
Superficie de 
crucetas Crucetas 75 mm b) 75 mm b) 75 mm f) y g) 75 mm + 5 mm/Kv (VLL 
- 8,7 kV) f) y g) 
Superficie de 
estructuras Que soportan 
líneas de 
comunicación o 
eléctricas  125 mm b) 125 mm c) f) 
y g) 125 mm + 5 mm/kV 
(VLL - 8,7 kV) f) y g) 
Otras 75 mm b) - 75 mm f) y g) 75 mm + 5 mm/kV  (VLL 
- 8,7 kV)f) y g) 
 
En estructuras que soporten líneas de comunicación y eléctricas, en las que sus retenidas pasen a 300 mm o menos de 
los conductores eléctricos y de comunicación a la vez, dichas retenidas deben ser protegidas con una cubierta aislante 
adecuado en el tramo cercano al conductor eléctrico. Esto no es necesario si la retenida está efectivamente puesta a 
tierra, o tiene un aislador tipo retenida, localizado a un nivel menor del conductor eléctrico de comunicación más alto. 
Los conductores de comunicación pueden sujetarse en soportes colocados en la base a los lados de las crucetas, o en 
la superficie de postes. 
Esta separación solamente aplica a conductores eléctricos colocados en la misma estructura debajo de conductores de 
comunicación. Cuando los conductores eléctricos estén arriba de los de comunicación, esta distancia puede reducirse a 
75 mm, excepto para conductores eléctricos de hasta 1 000 V, cuya separación puede reducirse a 25 mm. 
Para conductores de circuitos con tensión mayor que 34,5 kV, la separación adicional debe incrementarse a 3% por 
cada 300 mm de altura en exceso de 1 000 m sobre el nivel del mar. Todas las separaciones para tensión mayor que 
34,5 kV, deben determinarse con base en la tensión máxima de operación. 
Para los circuitos de 1000 V o menos, esta separación puede reducirse a 75 mm. 
Un conductor neutro que esté puesto a tierra efectiva a lo largo de la línea y asociado con circuitos de hasta 22 kV a 
tierra, puede sujetarse directamente a la estructura. 
Para líneas eléctricas abiertas de 1 000 V o menos y cables eléctricos de cualquier tensión, de tipos descritos  en 5.1.2 
b), esta separación puede reducirse a 25 mm. 
En circuitos con conductor neutro efectivamente puesto atierra, que cumpla con lo indicado en la sección 5.1.2 b) 4), 
puede utilizarse a la tensión de fase a neutro para determinar la separación entre los conductores de fase y la superficie 
de las crucetas. 
NOTA - La tensión indicada en esta tabla es de fase a fase, por lo tanto V L-L es la tensión de fase a fase de la línea. 
5.2.2.5 Separación entre circuitos de diferentes tensiones eléctricas instalados en la misma estructura  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Los circuitos eléctricos con tensión eléctrica hasta 34,5 kV entre conductores, pueden colocarse en la 
misma cruceta, con circuitos de tensión eléctrica superior o inferior, siempre que se cumpla con una o más de 
las condiciones siguientes: 
a) Los circuitos deben instalarse en lados opuestos de la estructura; 
b) Los circuitos en crucetas voladas o soportadas en sus dos extremos. Deben estar separados por una 
distancia mínima requerida por el espacio para subir, de acuerdo con la Tabla 8; 
c) Los conductores de menor tensión deben ocupar las posiciones más próximas a la estructura, y los 
de mayor tensión las posiciones más distantes; y 
d) Uno de los dos circuitos de comunicación para la operación de líneas eléctricas y el otro circuito 
eléctrico menor que 8,7 kV, siempre que los dos se instalen de acuerdo con lo especificado en  
5.2.2.5 a) o b) y pertenezcan a la misma empresa. 
5.2.2.6 Separación entre conductores soportados por bastidores verticales 
Los conductores pueden instalarse a una separación vertical menor que la que se indica en 5.2.2.2 cuando 
estén colocados en bastidores verticales o en ménsulas separadas colocadas verticalmente, que estén 
firmemente sujetos a un lado de la estructura y se cumpla con las siguientes condiciones: 
a) La tensión eléctrica máxima entre conductores no debe ser mayor que 750 V, excepto cuando se 
trate de cables aislados de los tipos descritos en 5.2.1 b) 1) y 2), los cuales pueden ser de cualquier 
tensión eléctrica; 
b) Todos los conductores deben ser del mismo material; y 
c) La separación vertical entre conductores no debe ser menor la indicada en la Tabla 8. 
Tabla 8 - Separaciones mínimas de los conductores en la misma estructura soportados  por bastidores 
verticales 
Longitud del claro Separación entre los 
conductores 
Hasta 45 m 0,10 m 
Mayor que 45 m hasta 60 m 0,15 m 
60 m a 80 m 0,20 m 
80 y 90 m 0,30 m 
 
Excepción -  Si los conductores tienen separadores intermedios adecuados, el espaciamiento vertical 
puede ser como mínimo 0,10 m, en cualquier caso. 
5.2.2.7 Separación de conductores fijos (instalados) en edificios o puentes 
Los conductores eléctricos desnudos que estén sujetos en forma permanente a edificios deben ser de 
tensión no mayor que 300 V a tierra, a menos que estén debidamente protegidos, aislados o sean 
inaccesibles. La separación de los conductores a la superficie del edificio no debe ser menor que la que se 
indica en la Tabla 7, para separaciones de conductores a sus soportes. 
5.2.2.8 Separación vertical entre conductores, entre conductores suministradores y equipo de 
comunicaciones, entre equipos eléctricos y equipos de comunicación 
a) La separación debe aplicarse a las partes metálicas no portadoras de corriente del equipo, soportes 
metálicos para cables aislados o conductores, así como brazos metálicos de soporte que estén 
sujetos a soportes metálicos o bien colocados a una distancia menor que 2,5 m de los tanques y 
bastidores de los transformadores y mensajeros no puestos a tierra; y 
b) Las separaciones deben ser las indicadas en la Tabla 9. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 9 - Separación vertical entre conductores suministradores y equipo de comunicaciones o entre 
equipo suministrador y conductores o equipo de comunicaciones a) 
Tensión Separación vertical 
0 V (Conductores puestos a tierra, 
mensajeros y soportes) 75 mm 
Mayor que 0 hasta 8,7 kV 1 000 mm 
Mayor que 8,7 kV 
 
a) Las tensiones eléctricas son entre fases para circuitos no conectados  
efectivamente a tierra y de fase a tierra para circuitos efectivamente conectados  
a tierra y para otros circuitos donde las fallas a tierra sean aisladas con  
interruptor automático. 
 
5.2.2.9 Separación de conductores verticales y derivados a otros conductores y superficies en la misma 
estructura. 
Las separaciones entre conductores verticales y derivados a otros conductores o superficies en la misma 
estructura deben cumplir con: 
a) Se permite colocar circuitos de la misma tensión eléctrica o del inmediato superior en un mismo 
ducto, si los conductores son aislados; 
b) Se permite colocar pares de conductores de comunicación sujetos directamente a estructuras o a 
mensajeros; 
c) Se permite colocar directamente en la estructura conductores de conexión de puesta a tierra, 
conductores neutros, conductores aislados o canalizaciones eléctricas; y 
d) Los circuitos aislados de 600 V y que no excedan de 5 000 V pueden colocarse en el mismo circuito 
del cable de control con el cual están asociados. 
1) Conductores eléctricos verticales y derivados 
i. Separaciones generales. Las separaciones no deben ser menores que las que se 
especifican en la Tabla 10, o en 5.2.2.4. 
Tabla 10 - Separación vertical de los conductores y derivados con respecto a las superficies, 
mensajeros y retenidas en la misma estructura 
Separación de conductores 
verticales y derivados a: Hasta 8,7 kV a) Mayor que 8,7 kV hasta 34,5 kV a) 
Superficie de soportes 75 mm b) y c) 75 mm + 5 mm/kV (V LL - 8.7 kV) 
Mensajeros y retenidas 150 mm 150 mm + 10 mm/kV (V LL - 8.7 kV) d) 
a) Las tensiones eléctricas son entre fases 
b) Véase 5.2.2.9 c) 
c) Para circuitos eléctricos de hasta 750 V esta separación puede reducirse a 25 mm 
d) La constante puede reducirse de 65 mm por kV para retenida de ancla 
e) La separación adicional para tensiones mayores que 34,5 kV debe incrementarse un 3 % por cada 
300 mm de altura en exceso de 1 000 m sobre el nivel del mar 
NOTA - La tensión indicada en esta tabla es de fase a fase, por lo tanto V L-L es la tensión de fase a fase.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
ii. Casos especiales. Se refieren solamente a los tramos de estructuras por donde suben 
trabajadores, cuando los conductores estén energizados. 
1. Cables aislados y conductores de conexión de puesta a tierra. Los conductores 
verticales aislados y los conductores de conexión de puesta a tierra pueden instalarse, 
sin protección aislante adicional, siempre y cuando el espacio para subir y los 
conductores de línea estén en el lado opuesto de la estructura. 
2. Conductores para conectar lámparas de alumbrado público. Cuando se conecten 
luminarios de alumbrado público directamente a líneas eléctricas, en postes que se 
usen exclusivamente para estas líneas, puede hacerse dicha conexión bajando 
conductores en línea abierta, desde la cruceta del poste al extremo del luminario, 
siempre que estos conductores queden firmemente sujetos en ambos extremos y que 
guarden las distancias mínimas que se indican en la Tabla 10. 
3. Conductores de menos de 300 V. Los conductores eléctricos verticales o derivados de 
menos de 300 V a tierra, pueden llevarse en cables múltiples sujetos directamente a la 
superficie de la estructura o de la cruceta, y no debe sufrir abrasión en los puntos de 
sujeción. 
 Cada conductor de estos cables que no esté puesto a tierra efectivamente, o todo el 
cable en conjunto, debe tener una cubierta aislante para 1 000 V. 
2) Conductores de comunicación verticales y derivados 
i. La separación de conductores desnudos verticales y derivados, con respecto a otros 
conductores de comunicación, retenidas, cables de suspensión o mensajeros, debe ser 
cuando menos de 75 mm. 
ii. Los conductores de comunicación aislados verticales y derivados pueden fijarse 
directamente a la estructura. Su separación vertical a cualquier conductor eléctrico (siempre 
que no se trate de conductores verticales o de conexiones a luminarios) debe ser cuando 
menos de 1 000 mm para tensión eléctrica hasta de 8,7 kV entre fases, y de 1 500 mm para 
tensiones mayores que 8,7 kV. 
5.2.3 Separación entre los conductores soportados en diferentes estructuras 
5.2.3.1 Requisitos generales 
Los cruces del mismo circuito deben conectarse formando circuitos derivados radiales. Los cruzamientos 
de conductores deben hacerse sujetándose en la misma estructura; de no ser posible debe mantenerse la 
separación cumpliendo con lo siguiente: 
a) Las separaciones deben determinarse en el punto de mayor acercamiento entre los dos conductores; 
b) Ambos conductores deben analizarse desde su posición de reposo hasta un desplazamiento 
ocasionado por una presión de viento de 29 kg/m2, con flecha inicial a 16 °C sin viento y con flecha 
final a 50 °C sin viento. La presión de viento puede reducirse a 20 kg/m2 en áreas protegidas por 
edificios u otros obstáculos. Cuando se usen aisladores de suspensión con movimiento libre el 
desplazamiento de los conductores debe incluir la inclinación de la cadena de aisladores. 
 Con objeto de poder determinar la posición relativa que resulte con la menor separación deben 
calcularse las separaciones entre conductores en sus diferentes posiciones, desde el reposo hasta 
su máximo desplazamiento; 
c) La dirección supuesta del viento debe ser la que produzca la separación más crítica; 
d) No se requiere incrementar la flecha cuando la temperatura del conductor no exceda de 50 °C y los 
claros sean iguales o menores que los claros siguientes: 
1) Hasta de 75 m para la Zona I; y 
2) Hasta de 100 m para todas las otras zonas. 
e) Cuando la temperatura máxima de los conductores sea de 50 °C o menor y el claro sea mayor que el 
claro básico, la flecha a la mitad del claro debe incrementarse como sigue: 
1) Cuando el cruzamiento ocurra a la mitad del claro del conductor superior, su flecha debe 
incrementarse en 1,0 cm (o 1,5 cm en la Zona I), por cada metro en exceso del claro básico. 
Este incremento no requiere ser mayor que el resultado de la diferencia aritmética entre las 
flechas finales, que se calculan para el claro en reposo y temperaturas en el conductor de 15 °C 
y 50 °C, y Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
2) Para claros a nivel, cuando el cruzamiento no se localice a la mitad del claro del conductor 
superior, el incremento anterior puede reducirse multiplicando por los factores de la Tabla 11. 
Tabla 11- Factores para incrementos en las flechas 
Distancia en el punto de 
cruce en % Factor 
5 0,19 
10 0,36 
15 0,51 
20 0,64 
25 0,75 
30 0,84 
35 0,91 
40 0,96 
45 0,99 
50 1 
NOTA -  Pueden interpolarse los valores intermedios, sin  
embargo, pueden seleccionar el valor inmediato superior. 
 
5.2.3.2 Separación horizontal 
La separación horizontal en cruzamientos o entre conductores adyacentes soportados en diferentes 
estructuras, debe ser cuando menos de 1,50 m para tensiones eléctricas hasta 23 kV entre conductores. La 
tensión eléctrica entre conductores de diferentes fases de distintos circuitos debe tomarse como la diferencia 
vectorial de la tensión eléctrica de ambos circuitos. Para conductores de la misma fase, pero de diferentes 
circuitos, el conductor con menor tensión eléctrica debe considerarse como puesto a tierra. 
NOTA - El desfasamiento de 180 ° se considera apropiado cuando la relación de fasor real se desconoce. 
Para tensiones eléctricas mayores que 23 kV, la separación total es igual a: 
 (3) 
 
En donde: 
● 
  es la diferencia vectorial de la tensión eléctrica de ambos circuitos, en kV. 
5.2.3.3 Separación vertical 
La separación vertical entre conductores que se crucen o se encuentren adyacentes, soportados en 
diferentes estructuras, debe ser al menos las separaciones que se indica en la Tabla 12. 
Excepción:  No se requiere de una separación vertical entre los conductores que están interconectados 
eléctricamente en el cruce. 
Para tensiones eléctricas mayores que 23 kV, la separación total es igual a: 
 (4) 
 
En donde: 
● 
  es la diferencia vectorial de la tensión de ambos circuitos, en kV.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 12 - Separación vertical entre conductores instalados en diferentes estructuras 
Tipo Retenidas 
cables de 
guarda y 
conductores 
de neutro Líneas de 
comunicación y 
mensajeros Aisladores 
con tensión 
de 0 V a 1 
kV Líneas 
(aisladas o 
forradas) con 
tensión de 0 V 
a 1 kV y 
aisladores con 
tensión mayor 
que 1 kV Conductores 
de distribución 
en línea abierta 
con una 
tensión mayor 
que 1 000 V 
hasta 23 kV Conductores de 
distribución o 
suministro de 
trolebuses, 
trenes, y sus 
retenidas y 
mensajeros. 
Líneas con tensión de 13 
kV, 23 kV o 34,5 kV 1,2 m 1,8 m 1,2 m 1,2 m 1,2 m 1,8 m 
Líneas (aisladas o 
forradas) con tensión de 0 
V a 1 kV y aisladores con 
tensión mayor que 1 kV 0,60 m 0,60 m 0,60 m 0,60 m 1,2 m 1,2 m 
Aisladores con tensión de 0 
v a 1 kV 0,60 m 0,60 m 0,60 m 1,2 m 1,2 m 1,2 m 
Líneas de comunicación y 
mensajeros 0,60 m 0,60 m 0,60 m 1,2 m 1,8 m 1,2 m 
Retenidas, cables de 
guarda y conductores de 
neutro 0,60 m 0,60 m 0,60 m 0,60 m 1,2 m 1,2 m 
NOTA: Las tensiones eléctricas son entre fases para circuitos no conectados a tierra y de fase a tierra para circuitos conectados a tierra y 
otros donde las fallas sean aisladas con interruptores automáticos 
 
5.2.4 Otras separaciones 
5.2.4.1 Generalidades 
Las separaciones básicas horizontal y vertical de edificios, construcciones o anuncios, se aplican bajo las 
condiciones siguientes: 
a) Separación horizontal. Debe aplicarse con el conductor desplazado de su posición en reposo por un 
viento a una presión de 29 kg/m2 con flecha final y a 16 °C. Esta presión de viento puede reducirse a 
19 kg/m 2 en áreas protegidas por edificios u otros obstáculos. El desplazamiento del conductor debe 
incluir la inclinación de la cadena de aisladores de suspensión con movimiento libre. 
b) Separación vertical. Debe considerarse: 
1) A una temperatura de 50 °C en los conductores, con flecha final, sin deflexión por viento. 
2) Para los claros básicos como se indica a continuación: 
i. Hasta de 75 m para la Zona de carga I (véase Figura 4); y 
ii. Hasta de 100 m para todas las otras zonas. 
c) Transición entre separaciones horizontal y vertical. Debe mantenerse la distancia resultante de 
proyectar como radio la separación vertical sobre la separación horizontal. Véase Figura 4. 
 
Figura 4 - Transición entre separaciones horizontales y verticales Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
5.2.4.2 Separación de conductores a estructuras de otras líneas 
Los conductores de una línea que pasen próximos a una estructura de una segunda línea, deben estar 
separados de cualquier parte de esta estructura por las distancias mínimas siguientes: 
a) Separación horizontal de 1,50 m para tensiones hasta 20 kV a tierra; 
b) Separación vertical de 1,40 m para tensiones menores que 20 kV a tierra; 
c) Separación horizontal de 1,50 m para líneas de comunicación a líneas eléctricas de media tensión; y 
d) Separación vertical de 1,20 m para líneas de comunicación a líneas eléctricas de media tensión. 
Excepción:  Cuando la tensión entre los conductores no exceda de 300 V a tierra y los cables aislados 
sean los que se indican en 5.2.1 b) 2), la separación vertical y horizontal pueden reducirse a un mínimo  de 
0,6 m y 0,90 m respectivamente, medidas a 15 °C sin deflexión por viento. 
5.2.4.3 Separaciones de conductores a edificios y otras estructuras excepto puentes  
a) Cuando los edificios sean de 3 pisos o 15 m de altura, los conductores deben dejar un espacio libre 
mínimo de 1,8 m entre el conductor más cercano y el edificio. 
 Excepción -  Este requisito no debe aplicarse cuando por limitaciones de espacio no es posible 
ubicar los conductores en otra posición. 
 Por otra parte, las estructuras de la línea áreas deben separarse de las tomas de agua contra 
incendio por una distancia mínima de 1 m. 
b) La separación de los conductores a la superficie de los edificios u otras construcciones, por ejemplo, 
anuncios, chimeneas, antenas y tanques de agua, debe ser la que se indica en la Tabla 13, véase  la 
Figura 5; 
Tabla 13 - Distancias de separación de conductores a edificios u otras construcciones 
Separación Horizontal Vertical 
Literal B A C 
Espacio No 
accesible 
a 
personas Accesible 
a 
personas Anuncios, 
chimeneas, 
antenas y 
tanques de 
agua No 
accesible 
a 
personas Anuncios, 
chimenea, 
antenas y 
tanques de 
agua Accesible 
a personas  Sobre 
techos 
accesibles a 
tráfico 
vehicular 
Retenidas, hilos 
de guarda, 
neutros y cables 
eléctricos 
aislados 0 a  750 
V 1,40 m a) 1,40 m 0,9 m 0,9 m 0,9 m 3,2 m 4,7 m 
Cables aislados 
de distribución de 
750 V 1,70 m a) 1,70 m 1,70 m a) 3,2 m 1,8 m 3,5 m 5,0 m 
Conductores 
desnudos de 0 V 
hasta 750 V 1,70 m a) 1,70 m 1,70 m a) 3,2 m 1,8 m 3,5 m 5,0 m 
Conductores de 
línea abierta de 
750 V hasta 23 
kV 2,30 m b) 2,30 m 2,3 m b) 3,8 m 2,45 m 4,1 m 5,6 m 
Conductores de 
línea abierta  de 
23 kV hasta 34,5 
kV 2,5 m 2,5 m 2,5 m 4,0 m 2,5 m 4,3 m 5,8 m 
Partes vivas 
rígidas no 
protegidas mayor 
que 750 V hasta 
34,5 kV 2,0 m b) 2,0 m 2,0 m b) 3,6 m 2,5 m 4,0 m 5,5 m 
NOTA - Esta tabla no aplica a distancias de separación para puentes, para mayor información véase 5.2.4.4.  
a) Cuando el espacio disponible no permita el valor indicado en la tabla, la separación puede reducirse a un valor 
mínimo de 1,0 m. 
b) Para poder aplicar esta condición el claro interpostal no debe ser mayor que 50 m. Cuando el espacio disponible no 
permita el valor indicado en la tabla, la separación puede reducirse a un valor mínimo de 1,5 m  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Cuando la separación anterior no pueda lograrse, los conductores eléctricos deben colocarse en 
estructuras tipo voladas o bien aislarse para la tensión de operación, puede modificarse la trayectoria 
del circuito o utilizar las líneas o cables subterráneos. 
d) Para conductores fijos (instalados) a edificios, véase 5.2.2.7. 
e) Un techo, balcón o área es considerada accesible a personas, si el medio de acceso es a través de 
una puerta, rampa o escalera permanente. 
 
Figura 5 - Distancias de separación de conductores a edificios u otras construcciones  
En donde: 
A. es la separación vertical, en m. 
B. es la separación horizontal, en m. 
C. es la separación vertical, en m. 
NOTA - La Figura indica la distancia mínima de separación entre la primera fase y la construcción, la figura 
solamente es de carácter informativo. Considerando que existen banquetas con dimensiones iguales o 
mayores a 1,5 m. 
5.2.4.4 Separación de conductores a puentes 
Los conductores deben cumplir con los requisitos siguientes: 
a) Separaciones básicas. Los conductores eléctricos que pasan abajo, arriba o cerca de un 
puente, deben tener la separación vertical y horizontal no menor que las indicadas en la 
Tabla 14. 
Excepción:  Este requisito no debe aplicarse a retenidas, mensajeros, cables de guarda, neutros como se 
indica en 5.2.1 b) 2) y 4). 
Tabla 14 - Separación de conductores a puentes 
Separaciones Conductores Conductores de 
comunicación no 
aislados Línea Partes vivas 
rígidas no 
protegidas Aislada Abierta 
de 0 V 
hasta 750 
Va) Hasta 
750 V a) 
y b) Más de 
750 V 
hasta 20 
kV a) Hasta 
750 V 
a) Más de 
750 V 
hasta 20 
kV a) 
Sobre puentes c) Fijos al puente 0,9 m 0,9 m 1,07 m 1,7 m 0,9 m 1,5 m 
No fijos al puente 3 m 3 m 3.2 m 3,8 m 3 m 3,6 m 
Lateral, abajo o 
dentro de la 
estructura (partes 
del puente 
accesibles, 
incluyendo 
salientes y 
paredes) c) Fijos al puente 0,9 m 0,9 m 1,07 m 1,7 m 0,9 m 1,5 m 
No fijos al puente 1,5 m 1,5 m 1,7 m 2,3 m 1,5 m 2 m 
Lateral, abajo o Fijos al puente 0,9 m 0,9 m 1,07 m 1,7 m 0,9 m 1,5 m Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
dentro de la 
estructura (partes 
del puente no 
accesibles) d) No fijos al puente 1,2 m 1,2 m 1,4 m 2 m 1,2 m 1,8 m 
a) Las tensiones eléctricas son de fase a tierra. 
b) Los cables aislados son los que se indican en 5.2.1 b) 2) y los conductores neutros son los que se indican en 5.2.1 b) 
4). 
c) Cuando la línea esté sobre lugares transitados, ya sea encima o cerca del puente, se aplican también los requisitos 
que se indican en 5.2.2.2 
d) Los apoyos de puentes de acero, hechos sobre pilares de ladrillo, concreto o mampostería, que requieran acceso 
frecuente para inspección, deben considerarse como partes fácilmente accesibles. 
 
b) Separaciones adicionales 
 Las separaciones adicionales deben aplicarse a claros mayores que los claros básicos. 
Cuando la temperatura máxima de diseño del conductor sea de 50 °C o menor, y el claro 
sea mayor que 100 m (o 75 m en la Zona de carga I), debe aplicarse a la separación vertical 
un incremento de 1,0 cm por cada metro en exceso de 100 m (o 75 m en la Zona de carga I) 
del claro. Este incremento no requiere ser mayor que la diferencia aritmética entre las 
flechas finales que se calculan para el claro del conductor sin deflexión por viento  a 15 °C y 
50 °C. 
 Excepción: Las separaciones no requieren incrementarse cuando los claros sean iguales o 
menores que 100 m (75 m en la zona de carga I) y la temperatura del conductor no sea 
mayor que 50 °C. 
 Para claros a nivel, cuando la separación no se localice a la mitad del claro, el incremento 
anterior puede reducirse multiplicando por los factores que se indican en la Tabla 9. 
c) Para conductores alimentadores del trolebús ubicados abajo del puente. Debe colocarse 
una protección aislante para evitar que en caso de que se zafe el trole del transporte haga 
contacto simultáneamente con el conductor alimentador y la estructura del puente. 
5.2.4.5 Separación de las estructuras con respecto a vías férreas, carreteras y aguas navegables 
Estos requisitos aplican a las distancias mínimas que deben guardar las estructuras de líneas aéreas, 
incluyendo sus retenidas y anclas, a vías férreas, carreteras y aguas navegables. Las distancias deben 
considerarse en forma horizontal y se establecen sólo desde el punto de vista de seguridad. 
Independientemente, deben observarse las disposiciones vigentes en materia de derechos de vía. 
5.2.4.6 Separación con respecto a vías férreas y carreteras 
Cuando las líneas aéreas estén paralelas o crucen vías férreas o carreteras, las estructuras deben 
instalarse en el límite del derecho de vía del ferrocarril o carretera de que se trate. En ningún caso la distancia 
desde cualquier parte de una estructura al riel más cercano, o al límite exterior del acotamiento más próximo, 
debe ser menor que 3,50 m. 
Excepción:  En caso de que las estructuras se instalen dentro del derecho de vía se solicitará el permiso 
ante la dependencia o entidad correspondiente. 
5.2.4.7 Separación con respecto a aguas navegables 
a) Aguas navegables. Se recomienda que la distancia horizontal de las estructuras al límite más 
cercano de la zona de navegación de ríos, lagos y canales, sea mayor que la altura de las 
estructuras; y 
b) Aguas no navegables. Para ríos y arroyos las estructuras deben colocarse a 20 m como mínimo del 
límite máximo histórico que alcance el espejo del agua. 
5.2.4.8 Altura de los conductores y de las partes vivas de los equipos, sobre el suelo, agua y vías férreas 
Estos requisitos aplican para determinar la altura mínima que deben tener los conductores desnudos y 
cables aislados de líneas aéreas, con respecto al suelo, al agua y a la parte superior de rieles, así como a la 
altura mínima de partes energizadas del equipo sobre el suelo.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Las alturas básicas deben ser como mínimo las que se indican en la Tabla 15 y deben aplicarse bajo las 
condiciones siguientes: 
a) A una temperatura de 50 °C sin desplazamiento por el viento, 
b) A una Temperatura máxima de operación del conductor para el cual la línea es destinada a operar, si 
la temperatura es mayor que 50 °C, con y sin desplazamiento por el viento; y 
c) Flecha final, en reposo. 
5.2.4.9 Alturas adicionales para conductores 
Las alturas que se indican en la Tabla 13 no deben incrementarse cuando los claros sean iguales o 
menores que los que se indican en 5.2.3.1 d) y la temperatura del conductor no exceda de 50 °C. 
Tabla 15 - Altura mínima de los conductores y cables sobre el suelo, agua o vías férreas 
 Espacios no 
transitados 
por 
vehículos Vías 
férreas Carreteras, 
calles, 
callejones, 
caminos 
vecinales Aguas 
no 
navega
bles A lo 
largo de 
caminos 
y zonas 
rurales A lo largo 
de 
carreteras, 
calles y 
callejones 
en zonas 
urbanas Aguas navegables 
Área 
hasta 
8 ha Área 
8 ha 
hasta 
80 ha Área 80 
ha 
hasta 
800 ha Área 
mayor 
que 800 
ha 
Conductores 
desnudos con 
tensiones de 13 
kV, 23 kV y 34,5 kV  7,0 m 9,0 m 7,0 m 5,5 m 6,0 m 7,0 m 6,5 m 9,5 m 11,6 m 13,0 m 
Conductores de 
comunicación, 
retenidas, 
mensajeros, 
neutros y cables 
eléctricos aislados 
de guardas con 
tensiones de 13 
kV, 23 kV y 34,5 kV  5,5 m 8,0 m 5,5 m 4,0 m 4,5 m 5,5 m 5,6 m 8,1 m 9,9 m 11,7 m 
Conductores 
desnudos y 
aislados de 0 a 
1000 V 5,5 m 8,0 m 5,5 m 4,6 m 4,5 m 5,5 m 5,3 m 8,0 m 9,6 m 11,4 m 
 
5.2.4.10 Alturas adicionales para conductores 
Las alturas que se indican en la Tabla 13 no deben incrementarse cuando los claros sean iguales o 
menores que los que se indican en 5.2.3.1 d) y la temperatura del conductor no exceda de 50 °C. 
a) Para tensiones mayores que 22 kV 
 La altura mínima indicada en la Tabla 13 debe incrementarse; 
 (5) 
5.2.4.11 Altura de partes vivas de equipo instalado en estructuras 
La altura mínima sobre el suelo, de partes vivas no protegidas del equipo, se indica en la Tabla 14. 
a) Para tensiones mayores que 22 kV 
 La altura mínima indicada en la Tabla 16 debe incrementarse de acuerdo a la ecuación (5). Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 16 - Altura mínima sobre el suelo a equipo y partes vivas del equipo en estructuras 
Superficie bajo las partes 
vivas Equipo (gabinetes, 
soportes, plataformas, 
entre otros) 
efectivamente puesto a 
tierra Partes vivas rígidas no 
protegidas de 0 V a 1 kV 
y en caso de equipos no 
puestos a tierra 
conectados a circuitos de 
no más de 1 kV Partes vivas rígidas no 
protegidas de más de 1 
kV hasta 35 kV y en caso 
de equipos no puestos a 
tierra conectados a 
circuitos de más de 1 kV 
a 34,5 kV 
Carretera, calles, 
callejones y caminos 
vecinales, terrenos 
sujetos al paso de 
vehículos. 4,6 m 4,9 m 5,5 m 
Espacios no transitados 
por vehículos 4,45 m 4,45 m 4,45 m 
NOTA 1:  Las alturas antes mencionadas no consideran los posibles cambios de nivel de la superficie en 
carreteras, calles, callejones, entre otros. 
NOTA 2:  Las tensiones eléctricas son entre fases. 
 
5.2.5 Cargas mecánicas en las líneas aéreas 
Las líneas áreas deben resistir las condiciones mecánicas propias y las debidas a las condiciones 
meteorológicas a las que estarán sometidas, más los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 18, 
de acuerdo con el lugar a donde se va a instalar. 
En cada región del país las líneas aéreas pueden estar sometidas a diferentes cargas mecánicas, 
considerando mayor espesor de hielo, menor temperatura o mayor velocidad del viento, las instalaciones 
deben diseñarse considerando las condiciones extra de carga, conservando los factores de seguridad para la 
sobrecarga correspondiente. 
5.2.5.1 Zonas de cargas mecánicas 
Estos requisitos aplican a las líneas aéreas, las cuales deben diseñarse considerando el cálculo mecánico 
a las que estarán sometidas de acuerdo a la región donde serán instaladas. 
En la Figura 6, se indican las diferentes zonas de cargas mecánicas y sus temperaturas mínimas, las 
cuales se describen a continuación: 
a) Zona I. Región Norte (Baja California, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y parte de Sonora y 
Durango). 
b) Zona II. Región Centro Norte (Aguascalientes y parte de Zacatecas, Durango y San Luis Potosí). 
c) Zona III. Región Centro Sur (parte de Oaxaca y Chiapas). 
d) Zona IV. Región Central (Guanajuato, Querétaro, Estado de México, Ciudad de México, Tlaxcala, 
Morelos y parte de Zacatecas, San Luis Potosí, Jalisco, Michoacán, Hidalgo, Puebla, Veracruz y 
Guerrero). 
e) Zona V. Región Costera (Baja California Sur, Sinaloa, Nayarit, Colima, Tamaulipas, Tabasco, 
Campeche, Yucatán y parte de Quintana Roo, Sonora, Jalisco, Michoacán, Guerrero, Oaxaca, 
Chiapas y Veracruz). 
f) Zona VI. Región Especial (parte de Oaxaca, Tamaulipas, Veracruz y Quintana Roo). 
Si una línea aérea cruza dos o más zonas de carga, debe soportar las cargas correspondientes a dichas 
zonas. 
En cada región del país las líneas aéreas pueden estar sometidas a diferentes cargas mecánicas, 
considerando mayor espesor de hielo, menor temperatura o mayor velocidad del viento; las instalaciones 
deben diseñarse considerando las condiciones extras de carga, conservando los factores de seguridad para la 
sobrecarga correspondiente.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
Figura 6 - Zona geográfica de las cargas mecánicas  
 
5.2.5.2 Cálculo de cargas mecánicas 
Las líneas eléctricas deben proyectarse y diseñarse con las condiciones meteorológicas específicas y 
generales a las cuales pueden estar sometidas. 
a) Condiciones generales. Para las condiciones generales de seguridad deben utilizarse los valores que 
se indica en la Tabla 17. 
Tabla 17 - Condiciones meteorológicas para condiciones generales 
Velocidad 
regional (VR) 
km/h Altitud para 
viento 
máximo 
msnm Viento 
reducido 
km/h Altitud a) para 
Viento reducido 
Msnm Temperatura 
media anual °C  Tipo de terreno  
120 0 109 987 16° Plano y 
Ondulado Zona 
rural 
a) Se considera este valor debido a que el hielo se presenta por lo general en zonas altas. 
NOTA: Para velocidad regional, se consideró la ciudad de Chilpancingo Guerrero 
 
b) Condiciones específicas. Para condiciones específicas de seguridad deben utilizarse los valores de 
la Tabla 18, que corresponde a las condiciones meteorologías específicas de cada zona geográfica, 
para mayor información véase Figura 6. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 18 - Condiciones meteorológicas para el cálculo de cargas mecánicas. 
Zona de carga 
mecánica Temperatura 
°C Velocidad de viento 
de diseño (km/h) Espesor de la capa de hielo 
sobre (mm) 
Cables Componentes 
horizontales 
I -10 90 6 8 
II -10 90 - - 
III -5 90 - - 
IV -5 70 - - 
V 7 100 - - 
VI 5 105 - - 
Para altitudes mayores que 2 500 m, debe investigarse respecto a depósitos de hielo en  
cables y estructuras. 
Para cualquiera de las zonas (excepto la Zona I), pueden considerarse los espesores de 
hielo de la Zona I, con una temperatura de -5 °C. 
La densidad del hielo se considera de 913 kg/m 3. 
 
5.2.5.3 Presión de viento 
La presión del viento sobre las líneas aéreas debe calcularse, según la superficie de que se trate, por 
medio de las siguientes ecuaciones: 
a) Sobre conductores. Superficies de alambres y cables P = 0.00482 
  
b) Sobre estructuras. Se debe considerar que la ráfaga de viento cubre totalmente la estructura, 
aplicando un factor de 1.3 a la velocidad de diseño. Para estructuras metálicas (torres), se debe 
aplicar adicionalmente un factor de arrastre de 1.6 a la presión de viento. 
Las ecuaciones aplicables resultan: 
Superficies cilíndricas (postes) P = 0.00815 
  
Superficies planas (torres) P = 0.0130 
  
Donde: 
● "P" es la presión de viento, en kg/ m2 del área resultante del producto del claro medio horizontal 
por el diámetro del conductor y 
● "V" es la velocidad de viento de diseño, en km/h. 
5.2.5.4 Cargas en los cables 
La carga total para calcular la tensión mecánica máxima de los cables es igual que el resultado de la suma 
del peso del cable más la fuerza producida por el viento actuando horizontalmente y en ángulo recto con la 
línea, a la temperatura y velocidad de viento que se indican en la Tabla 16. 
En caso de existir carga de hielo en la zona, debe calcularse para una presión de viento de 20 kg/m² sobre 
conductores con hielo, debiéndose tomar la mayor tensión mecánica que resulte entre este valor y el 
resultante con la máxima velocidad de viento sin hielo. 
5.2.5.5 Cargas en las estructuras y en sus soportes 
Las cargas que actúan sobre las estructuras de las líneas soportes de los conductores, conductores y en 
cables de guarda, se calculan de la siguiente manera: 
a) Carga vertical. La carga vertical sobre cimientos, postes, crucetas, alfileres, aisladores y accesorios 
de sujeción de los conductores y cables de guarda debe considerarse como el peso propio de éstos, 
más el de los conductores, cables de guarda y equipo que soporten (y, en su caso, carga de hielo),  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
considerando además los efectos que pueden resultar por diferencias de nivel entre los soportes de 
los mismos. 
 La carga vertical sobre un soporte debida a los conductores o cables de guarda, se calculan 
multiplicando el claro vertical por el peso unitario del cable correspondiente. 
b) Carga transversal de viento. La carga transversal sobre la estructura debida al viento sobre los 
conductores y cables de guarda se calcula multiplicando el claro medio horizontal por el diámetro del 
conductor por la presión del viento. 
 La carga transversal sobre postes debe calcularse considerando su área proyectada, perpendicular a 
la dirección del viento. 
 La carga transversal sobre estructuras de deflexión es igual al producto de la suma vectorial de las 
cargas transversales en los conductores y cables de guarda, originada por el cambio de dirección de 
la línea, más la carga originada por la acción del viento actuando perpendicularmente sobre todos los 
cables y sobre la estructura. 
 Para el cálculo más exacto de la carga originada por la acción del viento en estructuras de deflexión, 
debe considerarse la superficie proyectada de los cables, perpendicular a la dirección del viento. 
c) Carga longitudinal. En el caso de estructuras de remate debe considerarse la carga longitudinal. 
 Excepción.  No es necesario considerar carga longitudinal en los soportes entre tramos rectos de 
línea para líneas aéreas con una tensión hasta 34,5 kV. 
d) Carga longitudinal por ruptura de cables 
 Para tensiones hasta 34,5 kV. No es necesario considerar la ruptura de conductores; 
e) Aplicación simultánea de cargas. Para obtener la resistencia originada por la aplicación de cargas, 
debe considerarse lo siguiente: 
 Para tensiones hasta 34,5 kV 
 Para calcular la resistencia transversal deben considerarse las cargas vertical y transversal actuando 
simultáneamente. 
 Para calcular la resistencia longitudinal debe considerarse solamente la carga longitudinal. 
 Excepción:  En el caso de ruptura de cables en estructuras tipo H semiflexibles, deben considerarse 
solamente las cargas vertical y longitudinal actuando simultáneamente. 
5.2.6 Retenidas 
5.2.6.1 Generalidades 
a) En los postes de madera y de concreto debe considerarse que las retenidas llevan la resultante de la 
carga total en la dirección en que actúen; 
b) En líneas que crucen sobre vías férreas, las estructuras adyacentes deben resistir la carga 
transversal y la carga longitudinal indicada en 5.2.5.5; con el factor de sobrecarga de 1.5. Para 
cumplir con el requisito puede utilizarse retenidas transversales y longitudinales opuestas a la vía; 
c) Para mantener los cables en la posición correcta y/o proteger el poste se requiere instalar herrajes 
aprobados para este fin; 
d) El cable de acero, herrajes y aisladores deben tener una resistencia mecánica igual o mayor que el 
cable de la retenida; y 
e) En lugares expuestos al tránsito de vehículos y peatones, el extremo de todas las retenidas fijadas al 
piso, debe tener un resguardo visible y resistente al impacto con una longitud de 2,0 m. 
5.2.6.2 Aisladores para retenidas 
a) Resistencia mecánica. Los aisladores para retenidas deben tener resistencia mecánica a la 
compresión igual o mayor que el cable de la retenida. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Tensión eléctrica de flameo. La tensión eléctrica de flameo en seco de los aisladores debe ser como 
mínimo el doble de la tensión eléctrica nominal entre las fases de la línea y la de flameo en húmedo 
debe ser como mínimo la tensión nominal. 
c) Uso de aisladores en retenidas 
1) Los aisladores deben instalarse a una altura no menor que 2,50 m del nivel del piso; 
2) Cuando una retenida no esté efectivamente conectada a tierra y pase cerca de conductores o 
partes descubiertas energizadas con tensiones mayores que 300 V, debe instalarse aislamiento 
en ambos lados de manera que el tramo de la retenida expuesto a contacto con dichos 
conductores o partes energizadas quede aislado. Para mayor información véase 5.2.1 e 3) para 
puesta a tierra de retenidas; y 
3) Para retenidas instaladas en líneas abiertas de 0 V a 300 V debe instalarse un aislador aprobado 
o bien conectarse a tierra. 
5.2.6.3 Diseño de la retenida 
Para el diseño de la retenida debe considerarse lo siguiente: 
a) El poste sólo debe considerar cargas de compresión y no de flexión. 
b) La retenida sólo debe considerarse cargas de tensión. 
c) Velocidad de viento de 120 km/h con: 
i. Hielo y sin hielo; 
ii. Contaminación y Zona Normal; 
iii. Viento máximo a 0° C sin hielo; y 
iv. Viento reducido a -10° C con hielo. 
5.2.6.4 Retenidas para estructuras 
Las retenidas para estructuras deben ser tangente, deben diseñarse con base en la tensión  horizontal 
máxima de los cables, en sus dos variantes de viento máximo a 0° C sin hielo y viento reducido con hielo a -
10°C. 
5.2.6.5 Retenidas para estructuras de deflexión 
Las retenidas para estructuras en deflexión, deben diseñarse con base en lo siguiente: 
a) La fuerza transversal que se debe a la acción del viento sobre los cables y aisladores; 
b) La componente transversal que se produce por la tensión máxima de los conductores que se debe a 
la deflexión de la línea. 
c) Zona con contaminación. Para zona con contaminación, debe utilizarse cable de acero recubierto con 
cobre soldado (ACS); 
d) Para zona sin contaminación se debe utilizar cable de acero galvanizado. 
e) Perno ancla. El perno ancla debe trabajar longitudinalmente y debe quedar orientado al punto de 
sujeción de la retenida en el poste; 
f) Resistencia mecánica. Las resistencias mecánicas del cable para la retenida, el perno ancla, ancla y 
el empotramiento, deben seleccionarse a partir de la resultante de la tensión mecánica de los 
conductores, así como la resistencia de cada uno de los elementos; y 
g) Resistencia de trabajo. La resistencia de trabajo del conjunto de una retenida debe determinarse por 
la correcta selección y ensamble de los elementos de la retenida, así como por la mano de obra que 
se utiliza para dar profundidad y compactación a la cepa. 
5.2.7 Espaciamiento entre las líneas aéreas y redes de telecomunicaciones  
El diseño y disposición de las líneas de distribución de media y baja tensión puede admitir redes de 
telecomunicaciones (RT), siempre y cuando no se afecte su función de distribuir la energía eléctrica y/o se 
supere el esfuerzo mecánico permitido por la estructura, además deben considerarse los espacios disponibles 
en el cuerpo de la estructura para la instalación del neutro corrido en caso de que éste no exista.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Debe considerarse el espacio para trabajar, 5.2.11.2, que se requiere para atender la operación y 
mantenimiento de las líneas de media y baja tensión, de modo que la ubicación y localización del cable de la 
RT no interrumpa y cause daño o entorpezca en forma alguna la continuidad del servicio público de energía 
eléctrica, además debe considerarse que las maniobras que tengan que realizar los trabajadores del 
concesionario no obstaculicen o perjudiquen de alguna manera el equipo eléctrico instalado. 
5.2.7.1 Arreglos para el montaje e instalación de la red de telecomunicaciones en las estructuras de las 
líneas de distribución 
Para mantener las condiciones de seguridad y continuidad en la operación de las RGD, cada poste tendrá 
asignado el uso de un espacio para la instalación de redes de telecomunicaciones, el cual estará conformado 
por una distancia de 40 centímetros máximo a lo largo del poste y en cada cara del poste (calle o carretera y 
acera). 
Invariablemente deberá iniciar con la altura del libramiento para red de telecomunicaciones a 5.5 metros 
con respecto al piso, considerando la flecha máxima, donde se alojarán solamente los cables que pertenecen 
a la red de telecomunicaciones que las estructuras existentes tengan la capacidad de soportar. En ningún 
caso, la suma total de los pesos de los cables principales utilizados por todos los concesionarios podrá 
exceder de 1,000 kg/km. 
Siempre deberá encontrarse por debajo de las líneas de media y baja tensión. El espacio para la 
instalación de red de telecomunicaciones se muestra en la Figura 7. 
 
Figura 7 - Altura dela red de telecomunicaciones 
5.2.7.2 Espaciamiento entre las líneas aéreas y redes de telecomunicaciones 
Los cables de la red de telecomunicaciones se podrán ubicar del lado adyacente a la calle o carretera, 
siempre y cuando se cumpla con los libramientos para conductores y cables aéreos de 5,5 metros para cruce 
de calles y que se conservará sobre aceras. Esta distancia debe mantenerse para la flecha máxima del primer 
cable de telecomunicaciones instalado en el límite inferior. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
De conformidad con la Figura 8, dentro de los 40 cm establecidos para instalar las redes de 
telecomunicaciones, cada concesionario dispondrá de un espacio de 5 cm en donde podrá instalar su cable 
de telecomunicaciones. Asimismo, de permitirse un segundo cable para la red de telecomunicaciones, éste 
deberá ser proyectado a la misma altura en la cara opuesta del poste donde está instalado el primer cable de 
telecomunicaciones. De permitirse un tercer cable, éste deberá instalarse arriba de uno de los dos primeros 
respetando el espacio de 5 cm de la red inmediatamente inferior más los 5 cm de separación entre redes, y el 
cuarto a la misma altura del tercero en la cara opuesta y así sucesivamente. El número de redes estará 
limitado por el peso de los cables, que en suma no deben exceder 1,000 kg/km y los espacios de 5 cm de 
instalación que tiene cada red de telecomunicaciones dentro de los 40 cm de espacio en cada cara del poste; 
lo que se agote primero. 
En la estructura del poste, deberá instalarse el cable de la red de telecomunicaciones con una separación 
de 1 metro con respecto a la línea de baja tensión. Asimismo, a lo largo del claro interpostal, se debe 
conservar una distancia mínima de separación de 30 cm con la flecha de la línea de baja tensión. En ningún 
caso la flecha podrá ser mayor a 1%. Cuando se instale el primer cable de telecomunicaciones, éste debe 
cumplir con la altura mínima permitida ya sea para cruce de calle, carretera o en acera (5,5 m) y con la 
distancia de libramiento a piso de conductores de acuerdo con la Tabla 15. De no existir líneas de baja 
tensión en el poste se dejará el espacio suficiente para poder alojarlas en el futuro, respetando siempre el 
espacio de instalación definido para la red de telecomunicaciones. La disposición que debe mantener el cable 
de la red de telecomunicaciones, con respecto a las líneas de media y baja tensión se muestra en la Figura 9. 
 
Figura 8 - Orden de la red de telecomunicaciones 
 
Figura 9 - Espaciamiento entre conductores y red de telecomunicaciones  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Los accesorios de la red de telecomunicaciones deberán instalarse a una distancia mínima de 1 metro a 
cada lado de la cara exterior del poste. A lo largo de dicho espacio no se deberán instalar otros equipos, 
dispositivos o accesorios de ninguna clase con excepción de herrajes, remates preformados, cinchos y 
separadores para unir los cables de la red de telecomunicaciones. Con lo anterior se procura el espacio 
suficiente para que se puedan realizar los trabajos de mantenimiento de las RGD sin interferencias u 
obstáculos. La disposición de los accesorios se muestra en la Figura 10. 
 
Figura 10 - Espaciamientos en el poste 
5.2.8 Líneas y redes subterráneas 
La presente sección establece los requisitos mínimos de seguridad que deben considerarse para 
salvaguardar a las personas que pueden ocasionarse por las líneas y redes subterráneas y sus equipos, 
durante el diseño, la instalación, puesta en servicio y mantenimiento. 
5.2.8.1 Requisitos generales para las líneas y redes subterráneas por canalización 
En el diseño de las líneas y redes alojadas en canalizaciones deben considerar los requisitos mínimos 
para soportar las condiciones a las cuales pueden estar sometidas y poder salvaguardar la seguridad de las 
personas, por lo tanto, deben cumplir con lo siguiente. 
a) Cables o conductores. Los cables o conductores deben seleccionarse considerando los esfuerzos 
mecánicos, térmicos, ambientales y eléctricos a los que pueden estar sometidos durante la 
instalación y operación. 
 Los cables o conductores deben seleccionarse para resistir la magnitud y duración de las corrientes 
de falla. 
 Deben proporcionarse cubiertas, chaquetas o ambos cuando sea necesario para proteger el 
aislamiento o la pantalla contra la humedad u otras condiciones ambientales adversas. 
b) Trayecto. Las canalizaciones, los cables o conductores deben instalarse de forma que sean 
sometidos lo menos posible a disturbios. Se debe evitar el trazo por instalaciones que pudieran dañar 
las líneas por contaminación, como son: refinerías, gasolineras o cualquier otro establecimiento que 
pudiera ocasionar derrames inundando pozos de visita o bancos de ductos, dañando los cables y 
accesorios. Por ningún motivo se debe compartir o conectar la obra civil con cualquier otro servicio, 
como drenaje pluvial, aguas negras u otras instalaciones. 
 Los cables o conductores deben instalarse en forma recta para evitar daños al conductor. 
 Excepción -  Cuando se requieren curvas, el radio debe ser lo suficientemente largo para no dañar al 
conductor, en ningún caso este radio debe ser menor a 12 veces el diámetro externo del cable. 
 Los sistemas de cable deben colocarse de forma que se permita el acceso seguro para la 
construcción, inspección y mantenimiento. 
c) Condiciones naturales. Deben evitarse en lo posible que la trayectoria de la canalización subterránea 
atraviese terrenos inestables (pantanosos, lodosos, entre otros) o altamente corrosivos. Si es Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
necesario construir a través de estos terrenos, debe hacerse de forma que se evite o reduzca al 
mínimo el movimiento o la corrosión. 
d) Condiciones específicas 
1) Carreteras y calles. Cuando en las calles donde no existan banquetas, la canalización debe 
instalarse al límite de predio. 
Cuando las canalizaciones se ubiquen a lo largo de las carreteras, las canalizaciones deben 
instalarse al límite del derecho de vía. 
Excepción -  Puede instalarse dentro de los límites del carril, siempre y cuando no pueda 
cumplirse lo indicado anteriormente. 
NOTA 1 -  Se recomienda revisar la información del derecho de vía de autopistas y vías férreas. 
NOTA 2 -  Antes de iniciar con la construcción de los proyectos de la red eléctrica subterránea se 
deberá realizar la gestión ante las dependencias locales, municipales, estatales o federales 
según se trate, presentando el proyecto ejecutivo con el trazo y área de afectación para el 
emplazamiento y construcción de la obra respetando las distancias mínimas de separación entre 
sistemas, esto incluye las zonas urbanas y rurales. Se deberá realizar gestiones y obtención de 
permisos ante el municipio, delegaciones o alcaldías y dependencias tales como; CONAGUA, 
PEMEX, INAH, GAS NATURAL, FIBRA OPTICA, entre otros, para la obtención de los permisos 
y acuerdos con dichas dependencias según se trate, llegando a un consenso para algún 
requerimiento particular de la obra, para garantizar la convivencia y seguridad de ambas 
instalaciones. 
2) Puentes y túneles. Cuando los bancos de ductos sean instalados en estas estructuras, deben 
alojarse bajo de o al lado de estas construcciones previendo que la instalación de los ductos no 
interfiera con el tránsito de vehículos, personas y animales, incluyendo accesos seguros para la 
inspección y mantenimiento tanto de las estructuras, como de la trayectoria de los ductos. Se 
deberán utilizar ductos de acero galvanizado. 
3) Cruces de vías o similares. En los cruces de vías, para calles pavimentadas, las canalizaciones 
deben tener una profundidad mínima de 0,90 m, para calle no pavimentadas, las canalizaciones 
deben tener una profundidad mínima de 1,3 m. 
 NOTA -  Se recomienda evitar en la medida de lo posible que la canalización esté ubicada en la 
pista. 
 En caso de ser necesario el uso de registros éstos deben seleccionarse de acuerdo con el tipo 
de lugar a ser instalados. 
4) Cruce por aguas navegables. Las canalizaciones deben seleccionarse para que resistan la 
erosión a la que pueden estar sometidos. 
 Los cables no deben instalarse donde normalmente los barcos anclan. 
5.2.8.2 Requisitos de conductores para líneas y redes subterráneas 
a) Sección transversal de conductores 
i. Circuitos de media tensión. 
En la siguiente tabla se muestran secciones transversales de conductores de aluminio o cobre. 
Tabla 19 - Sección transversal de conductores para circuitos de media tensión 
Sección transversal mm2 Conductor 
53,5 (1/0 AWG) Aluminio 
85,0 (3/0 AWG) Aluminio 
253,4 (500 kcmil) Aluminio o cobre 
380,0 (750 kcmil) Aluminio o cobre 
506,7 (1000 kcmil) Aluminio o cobre 
 
ii. Circuitos de baja tensión. 
En la siguiente tabla se muestran secciones transversales de conductores de aluminio.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 20 - Sección transversal de conductores para circuitos de baja tensión 
Sección transversal mm 2 Conductor 
53,5 (1/0 AWG) Aluminio 
85,0 (3/0 AWG) Aluminio 
177,3 (350 kcmil) Aluminio 
iii. Acometidas en baja tensión. 
Para proporcionar las acometidas en baja tensión, se utilizarán las siguientes secciones transversales con 
conductores de aluminio: 
Tabla 21 - Sección transversal de conductores para acometidas en baja tensión 
Sección transversal mm2 Conductores 
13,3 (6 AWG) Unipolar, Duplex, Triplex y Cuádruplex 
21,15 (4 AWG) Unipolar, Duplex, Triplex y Cuádruplex 
33,6 (2 AWG) Unipolar, Triplex y Cuádruplex 
53,5 (1/0 AWG) Unipolar, Triplex y Cuádruplex 
85,0 (3/0 AWG) Unipolar, Triplex y Cuádruplex 
177,3 (350 kcmil) Unipolar y Cuádruplex 
 
iv. Acometidas en baja tensión a concentración de medidores. 
Para proporcionar las acometidas en baja tensión de los transformadores a concentración de medidores 
se utilizará sólo cable de cobre con aislamiento THHW-LS con las siguientes secciones transversales: 
Tabla 22 - Calibres de cables para concentración de medidores 
Capacidad del Transformador Calibre del conductor THHW-LS 600V COBRE 
75 kVA (K0000-08 ó 22) 2 conductores designación 33,6 mm2 (2 AWG) por fase 
112 kVA (K0000-08 ó 22) 2 conductores designación 53,5 mm2 (1/0 AWG) por fase 
150 kVA (K0000-08 ó 22) 2 conductores designación 85,0 mm2 (3/0 AWG) por fase 
225 kVA (K0000-08 ó 22) 2 conductores designación 152,6 mm2 (300 kcmil) por fase 
300 kVA (K0000-05 ó 07) 2 conductores designación 253,4 mm2 (500 kcmil) por fase 
500 kVA (K0000-05 ó 07) 2 conductores designación 506,7 mm2 (1000 kcmil) por fase 
 
b) Nivel de aislamiento. 
 Todos los cables deben tener un nivel de aislamiento del 100%, excepto en salidas de subestaciones 
de distribución y transiciones aéreo-subterráneo-aéreo en libramientos, en donde se debe emplear 
un nivel de aislamiento del 133%. En todos los casos el aislamiento de los cables a emplearse será 
de sección reducida (alto gradiente). 
c) Capacidad de conducción de corriente de conductores. Al seleccionar los conductores no deben 
sobrepasar su capacidad de conducción de corriente. Las siguientes tablas muestran los valores 
máximos de capacidad de conducción de corriente y fueron calculadas con los siguientes 
parámetros: Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
- Temperatura de interfase ducto terreno 50 ºC. 
- Temperatura ambiente del terreno 25 ºC. 
- Resistividad térmica del terreno 120 ºC-cm/W. 
- Pantalla puesta a tierra en 2 o más puntos. 
- Ductos en arroyo 
Tabla 23 - Factor de carga 50% Cables AL-XLP-15-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 187 154 134 123 113 
3/0 85 237 195 170 155 143 
250 127 291 240 208 190 174 
300 152 319 263 228 208 191 
350 177 347 284 246 225 206 
500 253 414 340 294 269 246 
750 380 60 509 417 360 328 307 
1000 507 75 593 484 416 379 355 
 
Tabla 24 - Factor de carga 75% Cables AL-XLP-15-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 171 135 114 103 93 
3/0 85 216 171 144 129 117 
250 127 263 208 175 157 142 
300 152 288 227 191 172 155 
350 177 313 245 206 185 167 
500 253 371 292 245 220 198 
750 380 60 453 355 297 266 240 
1000 507 75 523 409 341 305 275 
 
Tabla 25 - Factor de carga 100% Cables AL-XLP-15-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 155 119 98 87 78 
3/0 85 195 149 123 109 98 
250 127 237 181 149 132 118  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
300 152 259 197 162 144 129 
350 177 280 212 175 155 139 
500 253 331 252 207 184 164 
750 380 60 401 305 250 222 198 
1000 507 75 461 349 285 253 226 
Tabla 26 - Factor de carga 50% Cables AL-XLP-25-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 186 153 133 122 112 
3/0 85 236 194 168 154 141 
250 127 290 238 206 188 172 
300 152 
60 320 262 226 207 189 
350 177 348 283 244 223 203 
500 253 415 339 292 266 248 
750 380 507 413 354 322 293 
1000 507 75 590 479 409 371 337 
 
Tabla 27 - Factor de carga 70% Cables AL-XLP-25-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 170 135 113 102 92 
3/0 85 215 170 142 128 115 
250 127 262 207 173 155 140 
300 152 
60 288 227 190 170 153 
350 177 313 244 204 183 164 
500 253 371 291 243 217 198 
750 380 450 352 293 261 234 
1000 507 75 520 404 335 299 267 
 
Tabla 28 - Factor de carga 100% Cables AL-XLP-25-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 
50 154 118 97 86 77 
3/0 85 194 148 122 108 96 
250 127 236 180 148 131 116 Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
300 152 
60 259 197 161 153 127 
350 177 280 211 173 153 137 
500 253 331 251 205 181 163 
750 380 399 302 246 218 193 
1000 507 75 458 345 281 248 220 
Tabla 29 - Factor de carga 50% Cables AL-XLP-35-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 50 186 152 132 120 110 
3/0 85 
60 237 194 167 152 138 
250 127 290 237 204 185 168 
300 152 318 260 223 202 184 
350 177 
75 350 283 242 220 199 
500 253 417 339 289 261 236 
750 380 509 411 358 315 284 
1000 507 100 594 478 403 362 325 
 
Tabla 30 - Factor de carga 75% Cables AL-XLP-35-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 50 170 134 112 100 90 
3/0 85 
60 215 169 141 126 113 
250 127 262 206 171 153 137 
300 152 287 225 187 167 149 
350 177 
75 314 243 202 180 161 
500 253 372 289 240 213 190 
750 380 451 349 292 255 226 
1000 507 100 522 401 329 290 257 
 
Tabla 31 - Factor de carga 100% Cables AL-XLP-35-100 
Calibre 
conductor Área 
transversal  Diámetro 
del ducto Ampacidad (A) 
Número de circuitos 
AGW ó kcmil  mm2 mm 1 2 3 4 5 
1/0 53,5 50 154 117 96 85 76 
3/0 85 
60 194 148 121 107 95 
250 127 236 179 146 129 114  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
300 152 257 195 159 140 124 
350 177 
75 281 210 171 151 133 
500 253 331 249 202 178 157 
750 380 399 299 244 212 186 
1000 507 100 459 342 275 240 211 
5.2.8.3 Requisitos específicos para las líneas de media y baja tensión subterráneas 
Las líneas de media y baja tensión subterráneas deben cumplir con los siguientes requisitos. 
5.2.8.4 Separaciones mínimas con otros sistemas 
La distancia entre las canalizaciones y otras estructuras subterráneas que se ubican en forma paralela 
debe tener la separación necesaria que permita el mantenimiento de las instalaciones sin dañar las 
estructuras paralelas. Un banco de ductos que cruce sobre otra estructura debe tener una separación de 
forma que se evite el daño de ésta. 
Cuando un banco de ductos cruce un pozo, una bóveda o por el techo de túneles de tránsito vehicular, 
éstos pueden estar soportados directamente en el techo. En todo caso, los bancos de ductos deben 
protegerse con una barrera que impida el contacto directo con ellos. 
5.2.8.5 Profundidad de entierro 
La distancia entre la parte superior de una canalización y la superficie debajo de la cual se instala debe ser 
suficiente para proteger el cable o conductor del daño impuesto por el uso esperado de la superficie. 
Los cables o conductores deben cumplir con las profundidades mínimas de entierro que se indican en la 
Tabla 32. 
Tabla 32 - Profundidad mínima para canalizaciones, cables o conductores 
Tensión de fase a fase Profundidad de entierro 
0 V a 600 V 600 mm 
601 V a 34500 V 750 mm 
NOTA 1 -  Cuando existan conflictos con otros sistemas subterráneos, la 
profundidad de entierro puede reducirse a un valor no menor que 450 mm en 
conductores con tensión menor que 150 V a tierra. 
NOTA 2 -  Para terrenos con materiales de escombros, rellenos sanitarios, 
escurrideros debe incrementarse el valor 200 mm en cada profundidad. 
 
5.2.8.6 Excavaciones y rellenos  
a) Trincheras o zanjas. El fondo de las trincheras o zanjas debe estar limpio, relativamente plano y 
compactado a 90 % PROCTOR. Cuando la excavación se haga en terreno rocoso, el cable, 
conductor, ducto o banco de ductos debe colocarse sobre una capa protectora de material de relleno 
limpio y compactado de 0,05 m. 
b) Relleno. El relleno debe estar libre de materiales que puedan dañar a los cables, conductores, ductos 
o bancos de ductos. Para el relleno se podrá utilizar material producto de la excavación si éste no 
contiene materia orgánica o expansiva y que no contenga boleo mayor a 19 mm (3/4 de pulgada). De 
no cumplir con lo anterior se deberá utilizar material de banco. El relleno debe efectuarse en capas 
no mayores de 15 cm de espesor, con la humedad óptima para obtener una compactación del 90% 
PROCTOR en áreas de banquetas y a 95% PROCTOR en la última capa para áreas de rodamiento. 
5.2.8.7 Ductos y sus acoplamientos 
a) Generalidades. 
1) El material de los ductos debe ser resistente a esfuerzos mecánicos, a la humedad y al ataque 
de agentes químicos del medio donde quede instalado; 
2) El material y la construcción de los ductos debe seleccionarse y diseñarse en forma que la falla 
de un cable en un ducto, no se extienda a los cables de ductos adyacentes; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3) Los ductos o bancos de ductos deben diseñarse y construirse para soportar las cargas 
exteriores a que pueden quedar sujetos, la carga de impacto puede ser reducida un tercio por 
cada 30 cm de profundidad, de forma que no necesita considerarse la carga de impacto cuando 
la profundidad es de 0.90 m o mayor 
4) El acabado interior de los ductos debe estar libre de asperezas o filos que puedan dañar los 
cables; y 
5) El área de la sección transversal de los ductos debe ser tal que, de acuerdo con su longitud y 
curvatura, permita instalar los cables sin causarles daño. 
b) Condiciones generales 
1) Acoplamientos. Los tramos de ductos deben quedar unidos de forma que no queden 
desviaciones en los acoplamientos entre uno y otro tramo. No deben usarse materiales que 
puedan penetrar al interior de los ductos, formando protuberancias al solidificarse y que puedan 
causar daño a los cables. 
2) Puentes. Cuando se tengan bancos de ductos instalados en puentes metálicos, el banco de 
ductos debe tener la capacidad de permitir la expansión y contracción de la estructura del 
puente. Los bancos de ductos que pasen a través de los estribos del puente deben instalarse de 
forma que se evite o resista cualquier hundimiento debido a un asentamiento del suelo. 
3) Registros, pozos, bóvedas y otros recintos. Los ductos a la entrada de registros, pozos, bóvedas 
y otros recintos, deben quedar en terreno perfectamente compactado o quedar soportados 
adecuadamente para evitar esfuerzos cortantes en los mismos. 
 El extremo de los ductos dentro de los registros, pozos, bóvedas y otros recintos, debe tener los 
bordes redondeados y lisos para evitar daño a los cables, debiendo sellarse éste para evitar la 
filtración de agua. En los casos donde se construyan en terreno con nivel freático muy alto, debe 
eliminarse el cárcamo, debiendo quedar la losa inferior completamente sellada para evitar 
filtraciones al interior. 
 Se recomienda que los ductos se instalen con una pendiente de 0.25 % como mínimo, para 
facilitar el drenado en el caso de terrenos con alto nivel freático. 
4) Ductos. Los ductos incluyendo sus extremos y curvas, deben quedar fijos por el material de 
relleno, envolvente de concreto, anclas u otros medios, como el fleje de plástico con hebilla de 
acero cada 3 metros como máximo, de forma que se mantengan en su posición original bajo los 
esfuerzos impuestos durante la instalación, operación y mantenimiento de los cables u otras 
condiciones. 
c) Condiciones específicas (líneas subterráneas por canalización) 
1) Media tensión. Por disipación térmica en alta y media tensión eléctrica debe usarse un ducto por 
cable el cual no exceda el 53 % del factor de relleno. 
2) Baja tensión. Debe instalarse un ducto por circuito. Cuando se instalen 2 cables por ducto el 
factor de relleno debe ser 31 %. Para más de 2 cables en un ducto debe cumplirse con el factor 
de relleno del 40 %. 
 Por viabilidad de instalación de los cables, la suma de sus diámetros debe ser menor que el 
diámetro interior del ducto. 
 NOTA -  Para más información véase la Tabla 1 de Capitulo 10 de la NOM-001-SEDE-2012. 
5.2.8.8 Registros, pozos y bóvedas 
a) Localización. La localización de los registros, pozos y bóvedas debe ser tal que su acceso desde el 
exterior quede libre y sin interferir con otras instalaciones. Debe evitarse, en lo posible, que en 
carreteras queden localizados en la carpeta asfáltica, o en carriles para estacionamiento y en vías de 
ferrocarril en el terraplén. Cuando se ubiquen en carriles de estacionamiento, deben construirse de 
acuerdo al diseño en arroyo. Para líneas de media y baja tensión deben ubicarse preferentemente en 
banqueta y al límite de predios. 
b) Protección. Cuando los registros, pozos y bóvedas estén con el acceso abierto, deben colocarse 
medios adecuados de protección y advertencia para evitar accidentes.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Desagüe. En los registros, pozos y bóvedas instalados en terrenos con nivel freático alto, debe 
dejarse el cárcamo cerrado e introducir el cable de puesta a tierra mediante un ducto colocado  a 
0,10 m de la parte superior del registro, pozo o bóveda. En terrenos con nivel freático bajo el 
cárcamo se deja abierto. No debe existir comunicación con el sistema de drenaje sanitario. 
d) Ventilación. Cuando los pozos, bóvedas y túneles tengan comunicación con galerías o áreas 
cerradas transitadas por personas, deben tener un sistema adecuado de ventilación hacia el exterior. 
e) Detección de gases. Cuando se requiera entrar en algún pozo o bóveda, debe ventilarse 
previamente. Si se sospecha que existen en el ambiente gases explosivos o tóxicos, debe 
determinarse y comprobarse mediante equipo correspondiente si el ambiente es tolerable por el ser 
humano. 
f) Obstrucción de accesos. Los accesos a registros, pozos de visita o bóvedas no deben ser obstruidos 
por construcciones, estructuras, instalaciones provisionales, equipos semifijos o cualquier otra 
instalación. 
g) Resistencia mecánica. Los registros, pozos de visita y bóvedas deben diseñarse y construirse para 
soportar todas las cargas estáticas y dinámicas que puedan actuar sobre su estructura. 
 Las cargas estáticas incluyen el peso propio de la estructura, el del equipo, el del agua sobre las 
paredes, pisos interiores y losas, el del hielo y otras cargas que tengan influencia sobre la misma 
estructura. 
 Las cargas dinámicas incluyen principalmente el peso de vehículos en movimiento y cargas por 
impacto que actúen sobre la estructura. 
 La resistencia de los registros, pozos y bóvedas deben cumplir con el Articulo 923-16 de la  NOM-
001-SEDE-2012. 
h) Dimensiones. Las paredes interiores de los registros deben dejar un espacio libre cuando menos 
igual que el que deja su tapa de acceso, y su altura debe ser tal que permita a una persona trabajar 
desde el exterior o parcialmente introducida en ellos. 
 En los pozos y bóvedas, además del espacio ocupado por cables y equipo, debe dejarse espacio 
libre suficiente para trabajar. La dimensión horizontal de este espacio debe ser cuando menos de 
0,90 metros y la vertical de 1,80 m. 
 En el caso de líneas de comunicación, las dimensiones mínimas de dicho espacio deben ser: la 
horizontal de 0,80 metros y la vertical de 1,20 m. 
i) Acceso 
1) El acceso a los pozos debe tener un espacio libre mínimo de 56 cm x 65 cm si es rectangular, o 
de 84 cm de diámetro si es circular. En el caso de líneas de comunicación dicho espacio debe 
ser de 40 cm x 50 cm si es rectangular. El acceso debe estar libre de protuberancias que puedan 
lesionar al personal o que impidan una rápida salida. 
2) El acceso a pozos y bóvedas no debe ser localizado directamente sobre los cables o equipo. 
Cuando el acceso interfiera con algún obstáculo, puede quedar localizado sobre los cables, si se 
cumple con alguna de las siguientes medidas: 
- una señal de advertencia adecuada; 
- una barrera de protección sobre los cables; o 
- una escalera fija. 
3) En bóvedas puede tenerse otro tipo de aberturas localizadas sobre el equipo, para facilitar su 
operación desde el exterior. 
j) Tapas. Las tapas deben ser antiderrapantes y contar con un recubrimiento adecuado a las 
condiciones térmicas, químicas, mecánicas y ambientales del lugar; asimismo, deben tener una 
identificación visible desde el exterior que indique el tipo de instalación o la empresa a la que 
pertenecen. Deben tener bisagra antirrobo. 
k) Puertas de acceso a túneles y bóvedas. 
1) Las puertas de acceso deben localizarse de forma que se provea un acceso seguro; 
2) Las puertas de acceso del personal a las bóvedas no deben localizarse o abrir directamente 
sobre el equipo o cables. Las aperturas de otros tipos (no para acceso del personal) en las Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
bóvedas, pueden ubicarse sobre el equipo para facilitar el trabajo, reemplazo o instalación del 
mismo. 
3) Cuando las puertas de túneles y bóvedas dentro de edificios estén accesibles al público, deben 
estar cerradas con llave, a menos que persona autorizada impida la entrada al público; y 
4) Estas puertas deben diseñarse de forma que una persona pueda salir rápidamente, aun cuando 
la puerta esté cerrada desde el exterior. 
5.2.8.9 Empalmes y conectadores separables de media tensión de frente muerto para cables 
Los empalmes que se emplean en los cables de media tensión deben ser producto aprobado. 
Deben quedar localizados dentro de los registros, pozos o bóvedas. 
Los conectadores separables de media tensión deben ser intercambiables al conectarse entre sí y 
geométricamente compatibles para diferentes fabricantes. Adicionalmente, los diseñados para operar con 
carga en cualquier condición, con el fin de garantizar la seguridad del personal que opera las instalaciones, 
deben satisfacer las pruebas de apertura y cierre con carga y de apertura y cierre contra falla. 
5.2.8.10 Terminales de media tensión 
Las terminales que se emplean en los cables de media tensión deben ser producto aprobado. 
Las terminales de media tensión deben: 
a) Soportar sin dañarse, la magnitud y duración de las corrientes de falla que se presenten durante su 
operación; y 
b) Quedar instalados en las estructuras de transición aéreo-subterráneas. 
5.2.8.11 Transiciones de un sistema aéreo a un sistema subterráneo 
Es una conexión eléctrica de un sistema aéreo a un sistema subterráneo del mismo nivel de tensión debe 
diseñarse y construirse para soportar los esfuerzos combinados de tipo mecánico, térmico, eléctrico y de 
penetración de humedad hacia el cable del sistema al que va a estar conectado, así como los efectos del 
medio ambiente del lugar de ubicación. 
a) Transiciones en baja tensión. Es una conexión mecánica aislada de un sistema aéreo a un sistema 
subterráneo en la misma tensión sin que se produzcan esfuerzos eléctricos derivados de corte del 
cable aislado en baja tensión. 
b) Transiciones en media. La separación entre partes vivas de una terminal o de diferentes terminales 
con respecto a su propia estructura, debe ser adecuada al NBAI de la terminal. 
 En aquellos lugares donde la separación entre partes con diferente potencial eléctrico sea menor 
para la tensión y NBAI, deben proporcionarse barreras aislantes o terminales completamente 
aisladas que reúnan los requisitos equivalentes a las separaciones. 
 Para el análisis y diseño de estructuras en transiciones deben considerarse aspectos mecánicos y 
eléctricos, cuyo cumplimiento debe considerar como mínimo los parámetros siguientes: 
1) Utilización dieléctrica y mecánica; 
2) Velocidad regional de viento; 
3) Angulo de blindaje; 
4) Altura sobre el nivel del mar; 
5) Tensión máxima de operación; 
6) Masas y dimensiones de herrajes, accesorios para transición (cadena de aisladores, 
apartarrayos y terminales), así como las generadas por maniobras de elevación y colocación en 
la estructura; 
7) En la sección inferior de las estructuras debe considerarse el espacio libre para efectuar la 
acometida de los cables, considerando que el desarrollo de los dobleces o los radios que formen 
las curvaturas de los cables en cualquier punto de las transiciones, debiendo sujetarse a las 
recomendaciones del fabricante del cable; 
8) Diseño de los dispositivos adicionales de soporte y sujeción de cables, terminales, cadenas de 
aisladores y apartarrayos; y 
9) La utilización de equipos de seccionamiento. 
5.2.8.12 Separación entre cables eléctricos y de comunicación en registros, pozos de visita y bóvedas  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
a) Los registros, pozos de visita y bóvedas que se construyen para los diferentes niveles de tensión, 
deben ser de dimensiones que eviten el daño del cable debido a esfuerzos por curvatura, así como 
mantener un espacio de trabajo limpio, suficiente para desempeñar los trabajos de mantenimiento; y 
b) No deben instalarse cables eléctricos y de comunicación dentro de un mismo registro, pozo, bóveda 
o gabinete. 
5.2.9 Medios para proteger a las personas en caso de contacto indirecto 
5.2.9.1 Generalidades 
A continuación, se listan los requerimientos a considerar en Redes Generales de Distribución aéreas: 
1) Los sistemas de tierra deben construirse con alambre de cobre semiduro desnudo con una sección 
transversal mínima de 21,2 mm2 (4 AWG). 
2) No se permite el uso de conductores ACSR o AAC para la construcción de los sistemas de tierras en 
la RGD. 
3) La bajante para tierra en nuevas instalaciones se deberá instalar en el interior de los postes, para el 
caso de instalaciones existentes se podrá instalar en el exterior utilizando protectores a base de 
madera de pino y/o abeto de sección transversal semicircular, impregnada con una solución 
preservadora de creosota y/o pentaclorofenol. 
4) La resistencia de tierra debe tener un valor máximo de 25 Ω en tiempo de secas, cuando el terreno 
éste húmedo debe tener un máximo de 10 Ω. 
5) Todos los neutros contiguos y bajantes de tierra deben estar interconectados, independientemente 
que no correspondan al mismo circuito o área en baja tensión 
6) Para áreas de alta incidencia de vandalismo y cuando la bajante de tierra se instale por fuera del 
poste, se optará por utilizar alambre ACS 3 Nº 9. 
7) Para áreas de contaminación, todos los conectadores a utilizar deberán ser de cobre a compresión. 
5.2.9.2 Sistema de puesta a tierra en redes aéreas 
Los sistemas de puesta a tierra son parte fundamental de los sistemas eléctricos, puesto que deben 
permitir la conducción hacia el suelo las cargas eléctricas no deseadas, originadas por las fallas en los 
equipos del sistema eléctrico, por sobretensiones de maniobra y las producidas por las descargas 
atmosféricas. Por tanto, el diseño y construcción de un sistema de tierras debe tener la capacidad de drenar 
las corrientes de falla a tierra y permitir la dispersión sin que se presenten potenciales peligrosos en la 
superficie del suelo que puedan dañar al equipo y poner en riesgo la seguridad del personal que realiza la 
operación, inspección y mantenimiento. 
Bajo este contexto la seguridad del personal y equipo es de primordial importancia en las redes generales 
de distribución aérea, para ello la construcción de los sistemas de tierras mediante el empleo del conductor 
neutro corrido, electrodos de tierra, la conexión a tierra y sus accesorios, deberán tener misma importancia 
que las fases energizadas del sistema trifásico. 
5.2.9.3 Bajante para tierra 
La bajante para tierra está compuesta por conductor de cobre conectado a uno o varios electrodos para 
tierra y equipos de la estructura. En conjunto, el sistema de tierra debe tener la resistencia máxima indicada 
en el punto 4) de la sección 5.2.9.1. 
Si la resistencia es mayor de los valores indicados, se deberán emplear sistemas de mejoramiento para la 
red de puesta a tierra, como se indican en la sección 5.2.9.5. 
La bajante a tierra debe ser una, sin empalmes, el extremo inferior conectado al electrodo y el superior 
directamente al cable de guarda, equipo y/o neutro del transformador. A la bajante de tierra se deben conectar 
las terminales para tierra de los apartarrayos mediante un conectador, así como también las pantallas 
metálicas de cables aislados, como se ilustra en la Figura 11. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 11 - Bajante de tierra 
El orificio del ducto para la bajante a tierra en el poste se ubicará mínimo a 1,8 m del extremo superior y el 
otro orificio mínimo a 1,5 m de la base de la estructura. 
La bajante se instala en el poste antes de hincarlo en la cepa, dejando suficiente conductor libre para las 
conexiones al sistema de tierras. 
5.2.9.4 Electrodos para tierra 
Los electrodos de puesta a tierra son metálicos de sección circular solida (conocidos como varillas), con 
alma de acero y cubierta electrolítica de cobre, utilizado para la conexión eléctrica a tierra de los sistemas de 
tierras de las instalaciones y equipos eléctricos que se emplean en la RGD. 
En los sistemas de tierra la instalación del electrodo es necesario utilizar un tubo como guía mediante el 
cual se inserte la varilla para que al golpearla no se flexione, véase Figura 12 a. 
El electrodo de tierra deberá tener un diámetro de 16 mm considerando el recubrimiento, y las longitudes 
podrán ser de 1,5, 3 y 6 m para aplicación en los sistemas de tierras. 
El núcleo de acero deberá ser estirado en frio AISI 1018, 1035 0 1045, y el recubrimiento de cobre 
electrolítico deberá tener un espesor mínimo de 0,254 mm en cumplimiento con la ASTM B152/B152M-13 
“Standard Specification for Copper Sheet, Strip, Plate, and Rolled Bar”. 
● En áreas urbanas el electrodo deberá quedar al nivel de piso. 
● En áreas rurales, el electrodo deberá quedar a 20 cm de profundidad. 
● En ambos casos se deberán colocar frente al orificio para la bajante de tierra del poste. 
Los electrodos de tierra deberán prever las siguientes características: 
- Una es su propia resistencia, la cual puede ser despreciable para efectos de cálculo, pero las 
conexiones entre el electrodo y conductor de bajada pueden llegar a tener una resistencia 
considerable con el tiempo. 
- La resistencia de contacto entre electrodo y suelo, cuando está libre de grasa o pintura, es 
despreciable. Sin embargo, la resistencia de contacto puede aumentar significativamente en terrenos 
secos, aumentando cuando el contenido de humedad disminuye por debajo del 15%. 
- La resistencia del terreno circundante; está es la componente que determina el valor de la resistencia 
de una puesta a tierra y depende básicamente de las resistividades del suelo y de la distribución de 
la corriente proveniente del electrodo. 
- Alrededor del electrodo de puesta a tierra, la resistencia del suelo es la suma de las resistencias 
serie de las celdas o capas coaxiales circundantes del suelo, localizadas progresivamente hacia 
fuera del electrodo, véase Figura 12 b., a medida que aumenta la distancia, las capas del suelo 
presentan una mayor área transversal a la corriente y por tanto una menor resistencia. Se sigue  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
entonces que la resistencia de puesta a tierra reside esencialmente en las capas de suelo más 
próximas al electrodo. Normalmente para una varilla de 2,4 m, el 90% del valor de la resistencia de 
puesta a tierra se encuentra dentro de un radio de 3 m. 
 
Figura 12 - Electrodo de tierra 
5.2.9.5 Mejoras a sistema de tierra 
a) Mejora a sistemas de tierra con contra-antenas 
 La mejora de la resistencia de tierra mediante la utilización de contra antena de conductor se efectúa 
cuando el valor de la resistencia de tierra con un electrodo supera el valor máximo de  25 Ω y cuando 
la adición de electrodos se dificulta por las características del subsuelo, por lo que se puede optar por 
instalar líneas radiales con conductor de cobre desnudo partiendo desde el electrodo ya instalado. 
 Estas líneas radiales van enterradas en una zanja con profundidad mínima de 40 cm. En zonas 
urbanas la ranura se deberá hacer entre el cordón y la banqueta. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 13 - Mejoramiento de sistema de tierras con contra antenas 
 Se deberá hacer dos zanjas en sentido longitudinal de la línea con una distancia de mínima de 5 m 
cada una (o la distancia que permita la experiencia de pruebas en terrenos similares). Se realiza 
nuevamente la medición de la resistencia y en función de los valores obtenidos se reducirá el número 
de zanjas y su longitud para llegar al valor que se indica en la sección 5.2.9.2. 
 La construcción de zanjas en áreas urbanas deberán ser las siguientes zanjas continuando a las 
anteriores, y áreas rurales las zanjas deberán ser perpendiculares a la línea. 
 El calibre mínimo de conductor será 4 AWG de cobre y deberá conectarse al electrodo para tierra. 
b) Mejora a sistema de tierra con Bentonita 
 Para mejorar el sistema de tierras en terrenos con valores de resistividad altos, debido a que la 
resistividad del terreno la cual depende de la composición del mismo. Uno de los sistemas 
económicos y de mayor efectividad para abatir la resistividad es mediante la aplicación de bentonita 
sódica. 
 El tratamiento a terrenos con valores de resistividad altos con la aplicación de bentonita se puede 
utilizar con electrodos o mediante el uso de contra-antenas de conductores de cobre desnudo. 
 Para todos los casos donde se utilice bentonita la mezcla debe ser de 1,5 litros de agua por cada 
kilogramo de bentonita. Este material se debe mezclar hasta obtener una masa uniforme y 
gelatinosa, una vez terminado el trabajo se debe permitir el acceso al agua para mantener la 
humedad de la mezcla. 
 En terrenos rocosos, se efectúan perforaciones con equipo neumático o moto-vibrador con una broca 
de 5,08 cm de diámetro y de 150 cm de longitud. El número de perforaciones dependerá de las 
características del terreno para obtener un valor menor o igual a 25 Ω inmediatamente después de  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
haber efectuado la instalación, se elabora una parrilla con alambre de cobre semiduro desnudo, 
calibre 4 AWG de una pieza (sin empalmes) para insertarse en las perforaciones. Ambos extremos 
del alambre se unen con conectador, finalmente las zanjas y las perforaciones se llenan con una 
pasta fluida de bentonita con agua, véase Figura 14. 
 
Figura 14 - Mejoramiento del sistema de tierras con bentonita 
 La parte superior de la zanja se rellena mínimo 10 cm con el material producto de la excavación. 
 Cuando se realicen perforaciones en banquetas, arroyo de calles se deberá realizar la reposición de 
las instalaciones afectadas con materiales y acabados similares a los existentes. 
c) Mejora a Sistema de tierra con electrodos 
 Para mejorar el sistema de tierras con electrodos es necesario hacer una cepa de 45 cm de diámetro 
por 1,50 m de profundidad para la instalación de un electrodo de tierra adicional al centro de la 
misma, y se llena la cepa con la mezcla de bentonita y agua. Posteriormente se agrega agua para 
que el terreno se impregne bien con la mezcla, véase la Figura 14. 
d) Mejora a Sistema de tierra con contra-antenas bentonita y electrodo. 
 Para mejorar el sistema de tierras con contra antenas, bentonita y electrodos en terrenos rocosos, es 
necesario instalar una red de contra-antenas como se ilustra en la Figura 15, para ello se debe llenar 
la zanja con una mezcla de bentonita y agua a lo largo de las contra-antenas del electrodo. 
Posteriormente se rellena con el material producto de la excavación. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 15 - Sistema de tierra con contra antenas bentonita y electrodo 
5.2.9.6 Selección del conductor neutro corrido 
La selección del conductor neutro corrido para un sistema trifásico balanceado (3F-4H) multiaterrizado 
para líneas de media tensión con diferentes tipos de cable conductor, se debe seleccionar de acuerdo con la 
Tabla 33. 
En áreas urbanas el neutro corrido será el de la línea de baja tensión, siempre y cuando sea equivalente o 
mayor al de la Tabla 33. 
Tabla 33 - Selección del conductor neutro corrido 
Conductor de fase Conductor neutro corrido 
Calibre AWG/ kCM Material Calibre AWG/ kCM Material 
1/0 
ACSR 1/0 
ACSR 3/0 1/0 
266,8 1/0 
336,4 1/0 
477 3/0 
1/0 
Cobre 2 
Cobre 3/0 1/0 
250 1/0 
 
Para líneas de media tensión con guarda, ubicadas en áreas rurales con contaminación se debe utilizar 
cable ACS (cable de acero recubierto con cobre soldado) como cable de guarda, en su equivalente al 
conductor de cobre en conductividad. 
El neutro como cable de guarda no se debe instalar en áreas urbanas 
5.2.9.7 Conexión a tierra del conductor neutro corrido o guarda 
La conexiona tierra del conductor neutro corrido con el cable de guarda de las líneas de media tensión 
deberá median la bajante de tierra con alambre de cobre 4 AWG semiduro desnudo, véase Figura 16. 
Para la conexión del conductor neutro corrido a la bajante de tierra, se debe utilizar el conectador 
adecuado.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
En líneas de media tensión rurales con neutro corrido o cable de guarda, se debe instalar una bajante de 
tierra cada dos estructuras conectándose a dicho conductor. 
Cuando exista cable de guarda, la bajante de tierra se sostendrá entre el canal de un bastidor y el poste. 
Cuando la bajante de tierra pase por la cruceta, se sujetará en una de las tuercas de la abrazadera. 
La conexión de la bajante de tierra al neutro o cable de guarda ACSR o ACS se debe hacer mediante un 
conectador. 
De existir puentes en la estructura, se debe hacer la conexión en el puente, no se permite hacer 
conexiones en la línea con tensión mecánica. 
 
Figura 16 - Conexión de cable de neutro corrido con cable de guarda.  
5.2.9.8 Conexión a tierra de apartarrayos 
La conexión para tierra se debe efectuar interconectando las colillas de los apartarrayos, mediante un 
alambre de cobre 4 AWG de una sola pieza apoyado sobre la cruceta de la estructura, el cual debe 
conectarse a la bajante para tierra mediante un conectador. 
La conexión a tierra de los apartarrayos o bajante de tierra no debe ser rígida para que en caso de falla se 
pueda expulsar el indicador del apartarrayos. 
5.2.9.9 Conexión a tierra en transformadores 
En sistemas de distribución con neutro corrido, para conectar el neutro y la bajante de tierra. La conexión 
del neutro y a tierra se hace en las terminales y en la placa del tanque del transformador 
En sistemas con neutro corrido donde se instalen transformadores monofásicos de dos boquillas con una 
tensión nominal inferior a la del sistema, una de las boquillas del lado de media tensión se conecta a la fase. 
La otra boquilla se conecta directamente a la bajante a tierra, a la boquilla del neutro en la baja tensión y al 
tanque en forma continua. 
El punto de conexión inferior para tierra del tanque se debe conectar directamente a la bajante para tierra, 
que a su vez se debe conectar al neutro del sistema. 
5.2.10 Sistema de puesta a tierra en redes subterráneas 
5.2.10.1 Generalidades 
En sistemas subterráneos de distribución en baja y media tensión 
El conductor de neutro corrido deberá tener múltiples conexiones de puesta a tierra para garantizar en los 
sitios en donde se instalen accesorios y equipos, una resistencia a tierra inferior a 10 Ω en época de estiaje y 
menor a 5 Ω en época de lluvia, debiendo ser todas conexiones del tipo exotérmica o a compresión. 
El neutro corrido deberá quedar alojado en el mismo ducto de una de las fases o podrá quedar 
directamente enterrado, excepto en terrenos corrosivos con alto contenido de sales y sulfatos. 
La pantalla metálica del cable deberá conectarse sólidamente a tierra en todos los puntos donde existan 
equipos o accesorios, véase artículo 250 de la NOM-001-SEDE-2012. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
En equipos como transformadores o seccionadores, se permite la puesta a tierra de los accesorios 
mediante sistemas mecánicos. 
Por razones de seguridad en sistemas subterráneos las pantallas metálicas de los conductores deben 
estar siempre puesta a tierra al menos en un punto con el objeto de limitar las tensiones inducidas a un valor 
de 55 V, NOM-001-SEDE-2012. 
El acero de refuerzo de los pozos de visita se podrá emplear para la interconexión el sistema de tierras. 
Los electrodos de tierra deberán tener las siguientes características: 
● Una es su propia resistencia, la cual puede ser despreciable para efectos de cálculo, pero las 
conexiones entre el electrodo y conductor de bajada pueden llegar a tener una resistencia 
considerable con el tiempo. 
● La resistencia de contacto entre electrodo y suelo, cuando está libre de grasa o pintura, es 
despreciable. Sin embargo, la resistencia de contacto puede aumentar significativamente en terrenos 
secos, aumentando cuando el contenido de humedad disminuye por debajo del 15%. 
● La resistencia del terreno circundante; está es la componente que determina el valor de la resistencia 
de una puesta a tierra y depende básicamente de la resistividad del suelo y de la distribución de la 
corriente proveniente del electrodo. 
● Alrededor del electrodo de puesta a tierra, la resistencia del suelo es la suma de las resistencias 
serie de las celdas o capas coaxiales circundantes del suelo, localizadas progresivamente hacia 
fuera del electrodo, véase Figura 17, a medida que aumenta la distancia, las capas del suelo 
presentan una mayor área transversal a la corriente y por tanto una menor resistencia. Se sigue 
entonces que la resistencia de puesta a tierra reside esencialmente en las capas de suelo más 
próximas al electrodo. Normalmente para una varilla de 2,4 m, el 90% del valor de la resistencia de 
puesta a tierra se encuentra dentro de un radio de 3 m. 
 
Figura 17 - Distribución de resistencia del electrodo  
No se permitirá la instalación de electrodos de tierra en los cárcamos de los pozos de visita, registros y/o 
bóvedas. 
5.2.10.2 Mejoramiento de los valores de resistencia de conexión a tierra 
a) Electrodo profundo 
 Cuando el terreno es penetrable se puede utilizar electrodos profundos para mejorar el valor de la 
resistencia de tierra.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
b) Electrodos múltiples en paralelo 
 En terrenos con valores de resistividad elevados de las capas superiores más bajas en relación con 
las capas más profundas o en casos donde no se puedan obtener las profundidades adecuadas de 
los electrodos de tierra, se recomienda la instalación de dos o más electrodos en paralelo. 
c) Contra antenas 
 En terrenos donde no es posible la penetración de los electrodos teniéndose un manto delgado del 
suelo sobre el subsuelo de roca, se recomienda la instalación de conductores directamente 
enterrados a baja profundidad a lo largo de las zanjas construidas para contener el conductor. 
d) Concreto armado 
 El concreto armado puede considerarse como un electrodo metálico inmerso en un medio 
razonablemente homogéneo, cuya resistividad está en el orden de los 30 Ω -m. El concreto a su vez 
inmerso en el terreno, cuya resistividad puede variar desde 1 hasta 1 000 Ω -m. Por tanto, la relación 
de resistividades del concreto y terreno determinará la resistencia de dispersión a tierra resultante. 
e) Reducción con procedimientos artificiales 
 En algunos terrenos con alta resistividad, las prácticas con los métodos anteriores pueden resultar 
insuficientes para cumplir con los valores de resistencia de conexión a tierra recomendados. 
 Para ello se puede emplear medios artificiales tales: 
1. tierra vegetal, 
2. bentonita, y/o 
3. intensificadores químicos, para mejorar el valor de resistencia de conexión a tierra. 
5.2.10.3 Conexiones a tierra en transformadores y apartarrayos 
En sistemas subterráneos en el nodo abierto se instalarán accesorios mediante apartarrayos en ambas 
puntas del cable, seleccionando cualquiera las siguientes alternativas: 
El conductor flexible de la terminal para conexión a tierra del apartarrayos se debe conectar al alambre de 
cobre de sección transversal de 21,2 mm 2 (4 AWG) con conectadores de compresión de cobre en los 
sistemas aéreos. 
En el caso de apartarrayos tipo codo, el conductor flexible de la terminal para la conexión a tierra de los 
equipos se debe conectar al neutro corrido del sistema. 
Todas las conexiones a tierra se deben hacer sólidamente mediante conexiones exotérmicas o conectores 
a compresión. 
La conexión al sistema de tierra desde el sistema aéreo se debe conectar directamente al neutro corrido y 
a un electrodo de tierra, usando alambre de cobre con sección transversal de 21,2 mm2 (4 AWG) como 
mínimo. 
La conexión de la línea al equipo o cortocircuito fusible se hará con alambre de cobre semiduro con 
sección transversal de 21,2 mm2 (4 AWG), este puente quedará de paso por el apartarrayos. En el caso de 
apartarrayos tipo codo éste se debe conectar en el nodo normalmente abierto instalándose directamente en la 
boquilla tipo inserto del equipo. 
En el caso de que el equipo por alimentar requiera de un conductor de mayor sección transversal  de 21,2 
mm2 (4 AWG), el puente de la línea al equipo se debe hacer de una sola pieza y la conexión al apartarrayos 
que se tomará como una derivación, se hará con alambre con alambre de cobre de sección transversal de 
21,2 mm2 (4 AWG) como mínimo. 
5.2.10.4 Conexiones a tierra de accesorios 
La puesta a tierra de los accesorios premoldeados, así como del adaptador de tierras se deberá hacer con 
cable de cobre forrado con una sección transversal de 5,26 mm 2 (10 AWG), considerando una suficiente 
longitud para permitir que el codo sea conectado y desconectado con plena libertad. 
5.2.10.5 Conexión a tierra en baja tensión 
El neutro deberá ponerse a tierra mediante el conectador múltiple en el último registro del circuito 
secundario y el transformador mediante la conexión al sistema de tierras. 
En áreas con ambientes secos la conexión se realizará a través de cable de cobre desnudo de sección 
transversal de 33,6 mm 2 (2 AWG) como mínimo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Se podrá utilizar el sistema de tierras de la subestación para interconectar el neutro corrido del 
transformador, los accesorios premoldeados, la terminal y los electrodos de tierra localizados en el registro de 
la base del equipo. 
Todos los sistemas de tierras deben tener una resistencia máxima equivalente a 10 Ω en época de estiaje 
y de 5 Ω en época de lluvias, debiendo ser todas las conexiones del tipo exotérmicas o a compresión. 
5.2.11 Medidas para proteger a las personas que trabajan en las instalaciones eléctricas 
5.2.11.1 Espacio para subir 
Deben aplicarse estos requisitos a las partes de las estructuras utilizadas por los trabajadores para subir. 
a) Localización y dimensiones 
1) Debe dejarse un espacio para subir a la estructura con las dimensiones horizontales 
especificadas en 5.2.11.1. e); 
2) El espacio para subir se requiere solamente en un lado o esquina del soporte; y 
3) El espacio para subir debe considerarse verticalmente arriba y abajo de cada nivel de los 
conductores, como se indica 5.2.11.1. e) f). 
b) Partes de la estructura en el espacio para subir. Cuando las partes de la estructura estén en un lado 
o esquina del espacio para subir, no se considera que obstruyan dicho espacio. 
c) Localización de las crucetas respecto al espacio para subir. Se recomienda que las crucetas se 
localicen en el mismo lado del poste. Esta recomendación no debe aplicarse cuando se utilicen 
crucetas dobles o cuando las crucetas no sean paralelas. 
d) Localización del equipo eléctrico respecto del espacio para subir. Cuando los equipos eléctricos se 
localicen abajo de los conductores deben instalarse fuera del espacio para subir. 
e) Espacio para subir entre conductores. El espacio para subir entre conductores debe tener las 
dimensiones horizontales indicadas en la Tabla 34. Estas dimensiones tienen el propósito de dejar 
un espacio para subir de 600 mm libre de obstáculos; para tensiones mayores que 3 kV los 
conductores desnudos o forrados deben protegerse temporalmente con cubiertas aislantes 
adecuadas a la tensión eléctrica existente. El espacio para subir debe dejarse longitudinal y 
transversalmente a la línea, y extenderse verticalmente a un mínimo de 1 000 mm arriba y abajo de 
los conductores que limiten el espacio mencionado. 
Cuando existan conductores de comunicación arriba de los conductores eléctricos (con tensiones 
mayores a 8,7 kV a tierra o 15 kV entre fases), el espacio para subir debe extenderse verticalmente 
por lo menos 1 500 mm arriba del conductor eléctrico más alto. 
Excepción 1 -  Este requisito no debe aplicarse en caso de que se tenga establecida la práctica 
de que los trabajadores no suban más allá de los conductores y del equipo, a menos que estén 
desenergizados. 
Excepción 2 -  Este requisito no debe aplicarse si el espacio para subir puede ser obtenido con 
el desplazamiento temporal de los conductores o utilizando equipo para trabajar con línea 
energizada. 
f) Espacio para subir frente a tramos longitudinales de línea no soportados por crucetas. El ancho total 
del espacio para subir debe dejarse frente a los tramos longitudinales y extenderse verticalmente 1 
000 mm arriba y abajo del tramo [o 1 500 mm conforme a lo que se indica en 5.2.11.1 e)]. 
 El ancho del espacio para subir debe medirse a partir del tramo longitudinal de que se trate. Debe 
considerarse que los tramos longitudinales sobre bastidores, o los cables soportados en mensajeros 
de RT, no obstruyan el espacio para subir, siempre que, como práctica invariable, todos sus 
conductores sean protegidos con cubiertas aislantes adecuadas o en alguna otra forma, antes de 
que los trabajadores asciendan. 
Excepción:  Si se instala un tramo longitudinal en el lado o esquina de la estructura donde se 
encuentre el espacio para subir, el ancho de este espacio debe medirse horizontalmente del 
centro de la estructura hacia los conductores eléctricos más próximos sobre la cruceta, siempre 
que se cumplan las dos condiciones siguientes: 
1) Que el tramo longitudinal corresponda a una línea eléctrica abierta con conductores de 1 000 V o 
menos, o bien con cables aislados de los tipos descritos en 5.2.1 b) 2) de cualquier tensión 
eléctrica, los cuales estén sujetos cerca de la estructura por ménsulas, bastidores, espigas, 
abrazaderas u otros aditamentos similares.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
2) Que los conductores eléctricos más próximos soportados en la cruceta, sean paralelos al tramo 
de línea eléctrica, se localicen del mismo lado de la estructura que dicho tramo y estén a una 
distancia no mayor que 1 200 mm arriba o abajo del tramo de línea. 
g) Espacio para subir frente a conductores verticales. Los tramos verticales protegidos con tubo 
(conduit) u otras cubiertas protectoras similares, que estén sujetos firmemente a la estructura sin 
separadores, no se considera que obstruyan el espacio para subir. 
Tabla 34 - Separación horizontal mínima entre conductores que limitan el espacio para subir 
Conductores que limitan el espacio  para subir Separación horizontal d) en estructuras que soporten 
conductores: 
Tipo Tensión eléctrica a) Comunicación Eléctricos Eléctricos arriba de 
conductores de 
comunicación 
Comunicación 0 V hasta 150 V Sin requisitos -- c) 
Más de 150 V 600 mm 
recomendado -- c) 
Eléctricos aislados Todas tensiones -- -- c) 
Eléctricos aislados con 
mensajero desnudo Todas tensiones -- 600 mm 600 mm 
Eléctricos en línea 
abierta o conductores 
forrados 0 V hasta 750 V -- 600 mm 600 mm 
Más de 750 V hasta  15 
kV -- 750 mm 750 mm 
Más de 15 kV hasta  28 
kV -- 900 mm 900 mm 
Más de 28 kV hasta  
34,5 kV -- 1 000 mm 1 000 mm 
a) Todas las tensiones eléctricas son entre los dos conductores que limitan el espacio para subir, excepto para 
conductores de comunicación, en los que la tensión eléctrica es a tierra. Cuando los conductores son de diferente 
circuito, la tensión eléctrica entre ellos debe ser la suma aritmética de las tensiones de cada conductor de puesta a 
tierra, para un circuito conectado a tierra, o de fase a fase si se trata de un circuito no conectado a tierra. 
b) No se recomienda esta posición de las líneas y debe evitarse. 
c) El espacio para subir debe ser el mismo que el requerido para los conductores eléctricos colocados inmediatamente 
arriba, con un máximo de 750 mm. 
d) Para la utilización de estas separaciones, los trabajadores deben tener presentes las normas de operación y 
seguridad para líneas de que se trate. 
 
5.2.11.2 Espacio para trabajar 
a) Localización. Deben dejarse espacios para trabajar en ambos lados del espacio para subir. 
b) Dimensiones 
1) A lo largo de la cruceta. El espacio para trabajar debe extenderse desde el espacio para subir 
hasta el más alejado de los conductores en la cruceta; 
2) Perpendicular a la cruceta. El espacio para trabajar debe tener la misma dimensión que el 
espacio para subir, para mayor información véase 5.2.11.1 e). Esta dimensión debe medirse 
horizontalmente desde la cara de la cruceta; y 
3) Vertical a la cruceta. El espacio para trabajar debe tener una altura mínima de acuerdo con 
5.2.2.2, para la separación vertical de conductores soportados en diferentes niveles en la misma 
estructura. 
c) Localización de conductores verticales y derivados respecto del espacio para trabajar. Los espacios 
para trabajar no deben obstruirse. Los conductores verticales o derivados deben colocarse al lado 
opuesto del espacio destinado para subir en la estructura; en caso de no ser posible, pueden 
colocarse en el mismo lado para subir, siempre que queden separados de la estructura por una 
distancia mínima equivalente al ancho del espacio para subir requerido para los conductores de 
mayor tensión eléctrica. Los conductores verticales canalizados o protegidos con cubiertas 
protectoras para usos eléctricos, pueden quedar colocados sobre el lado para subir de la estructura; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
d) Localización de crucetas transversales respecto a los espacios para trabajar 
 Las crucetas transversales (véase Figura 18) pueden utilizarse si cumplen con el espacio mínimo de 
acuerdo con la Tabla 34, para mayor información véase 5.2.2.8, ya sea por incremento en el espacio 
entre las crucetas de líneas o en su caso utilizando estructuras más altas. 
1) Altura normal del espacio para trabajar. Debe dejarse el espacio lateral para trabajar de acuerdo 
con la Tabla 4, entre los conductores derivados sujetos a la cruceta transversal y los 
conductores de línea. Esto puede realizarse incrementando el espacio entre las crucetas de 
línea; y 
2) Altura reducida del espacio para trabajar. Cuando ninguno de los circuitos involucrados exceda 
la tensión eléctrica de 8.7 kV a tierra o de 15 kV entre fases y se mantengan las separaciones 
que se indican en 5.2.2.1 a) 1) y 2), los conductores soportados en la cruceta transversal pueden 
colocarse entre las líneas adyacentes que tengan un espaciamiento vertical normal, aun cuando 
dicha cruceta obstruya el espacio normal para trabajar, siempre que se mantenga un espacio 
para trabajar no menor que 450 mm de altura entre los conductores de línea y los conductores 
derivados. Esta altura debe quedar arriba o abajo de los conductores de línea, según sea el 
caso. 
El anterior espacio para trabajar puede reducirse a 300 mm, siempre que se cumplan las dos 
condiciones siguientes: 
i. Que no existan más de dos grupos de crucetas de línea y de crucetas transversales; y 
ii. Que la seguridad en las condiciones de trabajo sea restituida mediante la utilización de 
equipo de protección de hule y otros dispositivos adecuados para aislar y cubrir los 
conductores de línea y el equipo en donde no se esté trabajando. 
 
Figura 18 - Localización de crucetas transversales 
En donde: 
A es la distancia horizontal entre conductores en los soportes de los aisladores. 
B es la distancia vertical entre los conductores en los soportes de los aisladores. 
5.2.11.3 Acceso en registros de redes subterráneas 
1) El acceso a los pozos debe tener un espacio libre mínimo de 56 cm x 65 cm si es rectangular, o de 
84 cm de diámetro si es circular. En el caso de líneas de comunicación dicho espacio debe ser  de 40 
cm x 50 cm si es rectangular. El acceso debe estar libre de protuberancias que puedan lesionar al 
personal o que impidan una rápida salida.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
2) El acceso a pozos y bóvedas no debe ser localizado directamente sobre los cables o equipo. Cuando 
el acceso interfiera con algún obstáculo, puede quedar localizado sobre los cables, si se cumple con 
alguna de las siguientes medidas: 
- una señal de advertencia adecuada; 
- una barrera de protección sobre los cables; o 
- una escalera fija. 
3) En bóvedas puede tenerse otro tipo de aberturas localizadas sobre el equipo, para facilitar su 
operación desde el exterior 
5.2.12 Protección del peligro que resulta de un arco eléctrico ante la presencia de una falla o una 
desconexión con carga (Dispositivos de protección y desconexión) 
5.2.12.1 Generalidades 
Las líneas áreas de media y baja tensión deben protegerse contra sobrecorrientes; existen diversos 
dispositivos de protección para este fin como son los interruptores y fusibles. Cuando dos o más dispositivos 
de protección se encuentran localizados entre el punto de falla y la fuente de suministro, dichos dispositivos 
deben coordinarse para asegurar que opere y libere la falla, el dispositivo más próximo a la falla. Los otros 
dispositivos hacia la fuente deben ajustarse de manera que operen en secuencia para proporcionar protección 
de respaldo. 
Las líneas aéreas deben tener un dispositivo de protección contra sobrecorriente en cada conductor de 
fase. El dispositivo o dispositivos de protección debe ser capaz de detectar e interrumpir corrientes eléctricas 
de todos los valores que se puedan producir en la instalación por encima de su ajuste de disparo o punto  de 
fusión. En ningún caso la corriente nominal del dispositivo debe ser mayor que 300 % la capacidad de 
conducción de corriente del conductor. El ajuste del elemento de disparo con retardo de tiempo de un 
interruptor o el mínimo ajuste de disparo de un fusible accionado electrónicamente, no debe ser mayor que 
600 % la capacidad de conducción de corriente del conductor. 
Deben coordinarse el tiempo de funcionamiento del dispositivo protector, la corriente eléctrica de 
cortocircuito y el conductor utilizado, para evitar daños o temperaturas peligrosas en los conductores o a su 
aislamiento si se produjera un cortocircuito. 
5.2.12.2 Protección contra sobrecorriente 
Debe proveerse protección contra sobrecorriente en cada conductor de fase por medio de alguna de las 
siguientes formas: 
a) Relevadores de sobrecorriente y transformadores de corriente. En circuitos trifásicos los interruptores 
de potencia utilizados para la protección contra sobrecorriente, deben tener como mínimo tres 
relevadores de sobrecorriente (Uno por fase) accionados por tres transformadores de corriente (TC) 
(Uno por fase) o un relevador trifásico. 
 Excepción 1 -  Un relevador de sobrecorriente accionado por un transformador de corriente que 
enlaza a todos los conductores de un circuito de tres fases, tres hilos, puede reemplazar al relevador 
residual y a uno de los transformadores de corriente de los conductores de fase o que el relevador 
trifásico contenga dentro de sus funciones la del elemento residual. 
 Cuando el neutro no está puesto a tierra en el lado de la carga del circuito, se permite que el 
transformador de corriente enlace a los tres conductores de fase y al conductor puesto a tierra del 
circuito. 
b) Fusibles. Debe conectarse un fusible en serie con cada conductor de fase con objeto de proteger 
contra sobrecargas y cortocircuito. 
c) Interruptores termomagnéticos. Estos al igual que los fusibles protegerán a los conductores de cada 
fase contra sobrecargas y cortocircuito con una mayor sensibilidad. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
5.2.12.3 Dispositivos  de interrupción 
a) Restauradores 
1) En las instalaciones interiores, los interruptores automáticos deben ubicarse dentro de gabinetes 
metálicos o en celdas resistentes al fuego. Se permite instalación a la vista en lugares accesibles 
solamente a personas calificadas; 
2) Los interruptores automáticos utilizados para el control de transformadores en aceite deben 
situarse ya sea en el exterior de la bóveda del transformador o deben poder operarse desde el 
exterior de la bóveda; 
3) Los interruptores automáticos en aceite deben ubicarse de forma tal que las estructuras o 
materiales combustibles, estén protegidos de manera apropiada; y 
4) Los restauradores deben tener el siguiente equipo y características de operación: 
i. Medio mecánico accesible para su operación desde la parte inferior del equipo u otro medio 
aprobado únicamente para la apertura de éste por accionamiento manual, independiente de 
cualquier potencia de control; 
ii. Disparo libre; 
iii. Operar los interruptores independientes de la velocidad de la operación manual si el 
restaurador puede abrirse o cerrarse mientras esté energizado; 
iv. Indicador mecánico de posición en el restaurador, para mostrar desde la parte inferior del 
equipo la posición abierta o cerrada de los contactos principales; 
v. En el caso de operación remota, un medio de indicación de la posición abierta o cerrada del 
restaurador en el (los) sitio(s) desde el (los) cual(es) pueda operarse; y 
vi. Una placa de datos legible y permanente, que muestre el número de identificación o código 
del tipo según el fabricante, capacidad de corriente eléctrica nominal, corriente de 
interrupción en amperes (A) y la capacidad nominal máxima de tensión eléctrica. 
vii. se deberá contar con un puerto de comunicación, el cual permitirá tener acceso a las 
funciones del equipo y poder analizar el estado operativo que éste guarda en todo momento 
y garantizar la seguridad del personal. 
5) La capacidad de corriente eléctrica nominal en régimen continuo del restaurador, no debe ser 
menor que la corriente eléctrica máxima que circule en forma continua a través del restaurador; 
6) La capacidad nominal de interrupción del restaurador no debe ser menor que la corriente 
máxima de falla que debe interrumpir, incluyendo las contribuciones de todas las fuentes de 
energía conectadas; 
7) La capacidad nominal de cierre de un restaurador, no debe ser menor que la corriente eléctrica 
de falla máxima asimétrica, en la cual el restaurador pueda cerrarse; por lo que la empresa 
suministradora entregará los valores de cortocircuito del punto donde se instalará el equipo en la 
red eléctrica, para garantizar que cumpla con los requerimientos solicitados. 
8) La capacidad nominal de interrupción momentánea de un restaurador, no debe ser menor que la 
corriente eléctrica de falla máxima asimétrica en el punto de su instalación; y 
9) La tensión eléctrica máxima nominal de un restaurador no debe ser menor que la tensión 
eléctrica máxima del circuito. 
b) Cortacircuito fusible (CCF) de simple expulsión. 
1) Uso. Es un dispositivo que por la fusión de uno o más de sus componentes abre el circuito al 
que se encuentra interconectado e interrumpe la corriente cuando ésta excede un valor dado 
durante un tiempo suficiente. Lo anterior lo realiza por medio de la caída automática del 
portafusible a una posición que proporciona una distancia de aislamiento después de que el 
fusible ha operado. Los CCF deben colocarse en cada conductor de fase. Se permite usar dos 
fusibles de potencia en paralelo para proteger la misma carga, si cumplen con las siguientes 
características:  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
i. Capacidad nominal de tensión; 
ii. Capacidad nominal de corriente en operación continua; y 
iii. Capacidad nominal de corriente de interrupción. 
iv. Nivel de aislamiento 
v. Distancia de fuga mínima 
2) Identificación de las unidades fusibles y de sus montajes. Las unidades fusibles y los montajes 
para fusibles deben tener placas de identificación legibles y permanentes, mostrando el tipo o 
designación del fabricante, la capacidad nominal de corriente en régimen de operación continua, 
la capacidad nominal de corriente de interrupción y la capacidad nominal de tensión eléctricas 
máximas de operación. 
3) Instalación. Los cortacircuitos fusibles deben cumplir con: 
- Para fusibles. Los fusibles deben instalarse de forma que su operación no represente 
peligro para las personas o propiedades; 
- Para portafusibles. Los portafusibles deben seleccionarse e instalarse de tal forma que 
queden desenergizados cuando se tenga que reemplazar un fusible. 
Excepción -  Se permite el uso de fusibles y portafusibles diseñados para permitir el reemplazo 
de fusibles por personas calificadas, que utilicen el equipo diseñado para ese propósito sin 
desenergizar el cortacircuito fusible de expulsión. 
4) Operación. Cuando se requiera operar cortacircuitos fusibles con carga, se debe hacer con 
interruptor portátil para abrir con carga, para el voltaje requerido. 
5) Instalación en estructuras exteriores. La altura de los cortacircuitos instalados en estructuras 
exteriores, deben cumplir con la separación entre las partes energizadas más bajas (posición 
abierta o cerrada) y las superficies verticales, donde pueda haber personas. 
Los cortacircuitos deben estar localizados de manera que puedan operarse con facilidad y 
seguridad para que sea posible el reemplazo de fusibles, y que la expulsión de los gases del 
fusible no sea peligrosa para las personas. Los cortacircuitos de distribución no deben usarse en 
interiores o subterráneos o en envolventes metálicos; 
c) Cuchillas seccionadoras de operación con carga 
1) Uso. Las cuchillas seccionadoras de operación con carga deben usarse en conjunto con 
restauradores, seccionadores y fusibles para incrementar la flexibilidad del circuito. Cuando 
estos dispositivos se usan en forma combinada, deben estar coordinados eléctricamente, de 
forma que resistan con seguridad los efectos de cierres, transporte o interrupción de todas las 
corrientes eléctricas posibles, incluyendo el nivel de cortocircuito máximo en el alimentador; 
2) Selección. Las cuchillas seccionadoras de operación con carga deben seleccionarse 
considerando lo siguiente: 
i. Capacidad nominal de corriente eléctrica en régimen continuo. La capacidad nominal de 
corriente eléctrica en régimen continuo de las cuchillas debe ser igual o mayor que la 
corriente eléctrica máxima que circule en el punto de instalación. 
ii. Capacidad nominal tensión eléctrica. La capacidad nominal de tensión eléctrica máxima de 
las cuchillas debe ser igual o mayor que la tensión máxima del circuito. 
3) Operación: El mecanismo de operación para la desconexión debe instalarse de manera que 
pueda operarse desde un lugar donde el operador no esté expuesto a partes energizadas, y 
debe disponerse de manera que abra simultáneamente, en una sola operación, todos los 
conductores de fase del circuito. Los desconectadores deben instalarse de manera que puedan 
bloquearse en la posición de abierto, así mismo el maneral de operación del equipo deberá estar 
debidamente aterrizado y puesto a tierra, garantizando en todo momento que cuando están se 
operen con su equipo de seguridad personal, no se presente riesgo para nuestro personal. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
d) Seccionador 
 El seccionador debe utilizarse en conjunto con restauradores y fusibles para incrementar la 
flexibilidad, confiabilidad y coordinación de protecciones del circuito alimentador. Cuando estos 
dispositivos se usan en forma combinada, deben estar coordinados eléctricamente, de forma que 
resistan con seguridad los efectos de cierres, transporte o interrupción de todas las corrientes 
eléctricas posibles, incluyendo el nivel de cortocircuito máximo en el circuito. 
1) El seccionador debe tener el siguiente equipo y características de operación: 
i. Un medio mecánico accesible para su operación desde la parte inferior del equipo u otro 
medio aprobado únicamente para la apertura de éste por accionamiento manual, 
independiente de cualquier potencial de control; 
ii. Disparo libre; 
iii. Si el seccionador puede abrirse o cerrarse mientras esté energizado, deben operar los 
interruptores independientes de la velocidad de la operación manual; 
iv. Un indicador mecánico de posición en el seccionador para mostrar desde la parte inferior 
del equipo la posición abierta o cerrada de los contactos principales; y 
v. En el caso de operación remota, un medio de indicación de la posición abierta o cerrada del 
seccionador en el (los) sitio(s) desde el (los) cual(es) pueda operarse. 
2) El seccionador debe seleccionarse considerando lo siguiente: 
i. La capacidad de corriente eléctrica nominal en régimen continuo, no debe ser menor que la 
corriente eléctrica máxima que circule en forma continua a través del seccionador; 
ii. La capacidad nominal de cierre de un seccionador, no debe ser menor que la corriente 
eléctrica de falla máxima asimétrica, en la cual el seccionador pueda cerrarse; 
iii. No debe ser menor que la corriente eléctrica de falla máxima asimétrica en el punto de su 
instalación; y 
iv. La tensión eléctrica máxima nominal de un seccionador no debe ser menor que la tensión 
eléctrica máxima del circuito. 
3) Identificación. Una placa de datos legible y permanente, que muestre el nombre del fabricante o 
marca registrada, número de identificación o código del tipo según el fabricante, capacidad de 
corriente eléctrica nominal, corriente de interrupción en amperes (A) y la capacidad nominal 
máxima de tensión eléctrica. 
5.2.12.4 Requisitos de protección para las líneas y redes subterráneas 
Las características de los equipos de protección deben determinarse con respecto a su función, la cual 
puede ser, la protección contra los efectos de: sobrecorrientes (sobrecargas, cortocircuito) y sobretensiones. 
Los equipos de protección deben operar a los valores de corriente, tensión y tiempo. Deben adaptarse a 
las características de los circuitos y a los peligros posibles que puedan presentarse. 
1) Protecciones contra sobrecorrientes 
 Las personas deben protegerse contra lesiones debido a temperaturas excesivas o esfuerzos 
electromecánicos ocasionados por cualquier sobrecorriente que pueda ocurrir en los conductores 
vivos. 
 La protección contra sobrecorriente de un sistema subterráneo debe servir para lo siguiente: 
a) Proteger al equipo durante fallas en el sistema; y 
b) Facilitar la localización y reparación de las fallas. 
c) Los puntos principales a considerar para la protección de las redes subterráneas se pueden 
reducir a los siguientes: 
d) En la línea y red subterránea, las fallas deben considerarse siempre como fallas permanentes, 
por lo que no deben realizarse re-cierres;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
e) Deben considerarse los tiempos de operación de las protecciones y la capacidad térmica de los 
conductores, para evitar envejecimiento prematuro. Deben tomarse las curvas de sobrecarga de 
corta duración de los conductores, en función de su aislamiento; 
f) Para evitar pruebas repetitivas que envejezcan el aislamiento deben utilizarse indicadores de 
falla a lo largo del circuito; y 
g) En ramales que tengan solo transformadores, para evitar el uso de indicadores de falla, deben 
emplearse equipos de localización de sector fallado. 
2) Protección contra sobretensiones 
 Las personas deben protegerse contra lesiones que sean consecuencia de una sobretensión 
provocada por fenómenos atmosféricos, electricidad estática, fallas en la operación de los equipos de 
interrupción o bien por fallas entre partes vivas de circuitos alimentados a tensiones diferentes. 
 Para la coordinación de protecciones contra sobretensión deben instalarse apartarrayos en las 
transiciones y de frente muerto en los puntos normalmente abiertos de los anillos y ramales radiales. 
5.2.13 Protección contra descargas atmosféricas directas 
5.2.13.1 Generalidades 
Las líneas y equipos en redes aéreas deben protegerse contra sobretensiones que pueden ser 
ocasionados por maniobras, por campos electromagnéticos que provocan descargas eléctricas, tensiones 
inducidas, entre otras. 
Para la protección contra sobretensiones debe considerarse lo siguiente: 
a) Número necesario de apartarrayos 
 Cuando se utilice como un elemento en un punto del circuito, el apartarrayos debe conectarse a cada 
conductor de fase. Se permite que una misma instalación del apartarrayos proteja a varios circuitos 
conectados a un nodo común. 
b) Selección del apartarrayos 
 La selección del apartarrayos de óxidos metálicos ya sea clase intermedia o distribución, debe 
realizarse de acuerdo con la tensión nominal y conexión a tierra del sistema eléctrico para determinar 
el MCOV, las corrientes de rayo existentes en la zona, nivel de sobretensiones por maniobra en el 
punto de instalación, nivel de energía a disipar, tiempo de frente de la corriente y requisitos de 
protección y distancia de los equipos a proteger, y las fallas de fase a tierra, así como, las 
sobretensiones por operación de los interruptores. 
Se recomienda consultar las instrucciones de los fabricantes para la aplicación y selección del 
apartarrayos en cada caso particular. 
5.2.13.2 Apartarrayos para circuitos de menos de 1 000 V 
La capacidad nominal de los apartarrayos debe ser igual o mayor que la tensión de fase a tierra a la 
frecuencia de sistema que se pueda producir en el punto de protección. Los apartarrayos instalados en 
circuitos de menos de 1 000 V deben estar aprobados y listados para ese fin. 
a) Localización. Está permitido instalar apartarrayos en interiores o exteriores, pero deben ser 
inaccesibles a personas no-calificadas y lo más cerca posible del equipo. 
i. En instalaciones en vía pública. Los apartarrayos deben instalarse en los puntos normalmente 
abiertos; y 
ii. En instalaciones subterráneas. Los apartarrayos deben ser de frente muerto. 
b) Instalación. El conductor utilizado para conectar el apartarrayos a la red o cables y a tierra no debe 
ser más largo de lo necesario, y deben evitarse curvas innecesarias. 
5.2.13.3 Apartarrayos para circuitos con tensiones mayores que 1 000 V 
La tensión máxima de operación continua (MCOV) de los apartarrayos debe ser igual o mayor que la 
tensión de fase a tierra a la frecuencia de sistema que se pueda producir en el punto de instalación.  Los 
apartarrayos instalados en circuitos de más de 1 000 V deben cumplir con lo siguiente: 
a) Los conductores de puesta a tierra no deben ir en una envolvente metálica a no ser que estén 
conectados equipotencialmente a ambos extremos de dicha envolvente; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Sistemas aéreos en anillo y en transiciones. Deben instalarse apartarrayos en el punto abierto de 
sistemas aéreos en anillo y en la transición de la línea aérea-subterránea; 
c) Resguardo. Los apartarrayos y sus accesorios deben resguardarse, ya sea por su elevación o por su 
localización en sitios inaccesibles a personas no-calificadas; 
d) Conexión de puesta a tierra debe cumplir con: 
i. Para los conductores de puesta a tierra. Los apartarrayos deben ser puestos a tierra 
ii. Para la conexión de puesta a tierra de partes metálicas de apartarrayos. Cuando no sea factible 
el resguardo de los apartarrayos mediante su elevación o por su ubicación en sitios inaccesibles 
a personas no calificadas, o bien, protegidos por defensas o barandales; su estructura y partes 
metálicas que no conducen corriente eléctrica, deben ser puestos a tierra; y 
iii. Para los apartarrayos instalados en terminales de cables subterráneos. Cuando se instalen en 
terminales de cables subterráneos con cubiertas metálicas, éstas deben conectarse al mismo 
sistema de tierra de los apartarrayos. 
e) Distancia entre apartarrayos. La distancia de separación entre apartarrayos está relacionada con la 
generación de las tensiones inducidas en los diferentes puntos de la línea, por lo que deben 
Instalarse un juego de apartarrayos en las tres fases aproximadamente cada 240 m dependiendo de 
la ubicación de las estructuras; 
f) Cuerno de arqueo. Como medida adicional al apartarrayos puede hacerse uso del cuerno de arqueo 
(conformado por un entrehierro de arqueo y un elemento de óxidos metálicos). Este dispositivo está 
diseñado para que la sobretensión se descargue a través del cuerno de arqueo y la corriente nominal 
se limite a través del elemento de óxidos metálicos; y 
g) Hilo de guarda. En áreas de alta incidencia de descargas atmosféricas puede utilizarse el hilo de 
guarda. Para que el uso de guarda sea efectivo, debe cumplir lo siguiente: 
i. Tensión crítica de flameo entre 250 kV y 300 kV, de acuerdo con el diseño de aislamiento entre 
la fase y el conductor de puesta a tierra; 
ii. Resistencia a tierra no mayor que 1 Ω; y 
iii. Ángulo de blindaje mínimo de 45°. 
5.2.14 Protección contra incendio 
5.2.14.1 Protección contra fuego en redes eléctricas aéreas 
Para el caso de utilización de estructuras con postes de madera en áreas propensas a incendios, de 
acuerdo con las prácticas de confiabilidad de servicio normal de las empresas, puede proporcionarse una 
protección contra fuegos externos, mediante la instalación de materiales indicados en el ejemplo de la  Figura 
19: 
 
Figura 19 - Protección contra incendio en postes de madera  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
5.2.14.2 Protección contra fuego en redes eléctricas subterráneas 
Para efectos de reducir el peligro de la propagación del incendio y sus consecuencias, se deben 
contemplar el uso de cables con resistencia de propagación a la flama, cables con emisión baja de humo, 
cables con emisión baja de gases ácidos y corrosivos. 
Los bancos de ductos deben sellarse de manera adecuada con material inerte, compatible con la cubierta 
del cable, que no la dañe mecánicamente, debe ser expandible, formar sello hermético y que no propague el 
fuego. 
Para el caso de registros y pozos de visita que contengan equipos eléctricos subterráneos y accesorios 
(empalmes, derivadores, etc.) se debe contemplar uso de tapas o rejillas para evitar el ingreso de basura y/o 
acumulación de gases. 
5.2.15 Protección contra fuga del líquido aislante y del gas 
  
5.2.15.1 Equipo eléctrico de líneas con aceite aislante 
Los Transformadores con aislamiento de aceite deben cumplir con las especificaciones de seguridad, 
establecidas en la norma NOM-002-SEDE/ENER-2014. 
Para transformadores y equipos montados en postes. La parte más baja del transformador o equipo, debe 
estar a una altura mínima de 4,45 metros en lugares transitados solamente por peatones y de 4,60 metros en 
lugares transitados por vehículos. Para equipos que contienen más de 38 litros de aceite debe evitarse su 
instalación frente a edificios construidos con materiales combustibles, aperturas de puertas y ventanas. 
Para capacitores que contengan más de 11 litros de líquido inflamable, deben estar encerrados en 
bóvedas o en envolventes con cercas en el exterior que cumplan lo establecido en el Artículo 110, Parte C de 
la NOM-001-SEDE-2012. 
Para transformadores instalados en redes subterráneas, se deberán construir canalizaciones y estanques 
resistentes al fuego con la capacidad en volumen del aceite del transformador. Los estanques deberán ser 
cubiertos con rejilla metálica. 
Para seccionadores tipo pedestal, en líquido aislante a base de ésteres naturales, se debe incluir un 
indicador visual del nivel mínimo adecuado para efectuar maniobras con seguridad, asimismo indicar la nota 
siguiente: 
“Si el nivel de líquido aislante es bajo, no operar los interruptores” 
5.2.15.2 Equipo eléctrico de líneas con gas 
  
Los Equipos de Distribución con aislamiento de aceite o gas 
  deben cumplir con las especificaciones, 
establecidas en la norma NOM-003-SCFI-2014. 
Los equipos con gas
 , de media tensión, se diseñan como sistemas de presión cerrados, los 
compartimentos de gas no suelen estar diseñados para que se pueda acceder a ellos o rellenarse durante su 
vida útil, por lo tanto los riesgos de fugas de gas durante su vida útil, son mínimos, sin embargo por 
precaución de una posible fuga de gas , de productos de descomposición primarios, o concentración en 
ambientes cerrados puede ser un riesgo para las personas, por lo que se recomienda ventilar principalmente 
los pozos o bóvedas antes de realizar cualquier trabajo. 
En equipos con aislamiento de
 , antes de efectuar maniobras de operación en los interruptores, se debe 
verificar el indicador de presión. 
5.2.16 Identificación y marcado 
5.2.16.1 Identificación en redes aéreas 
En todos los casos en el que las líneas aéreas en áreas urbanas cuenten con retenidas, se deben instalar 
señalizaciones o protección mecánica a éstas para proteger a los peatones o en cualquier sitio donde se 
presente el peligro de daño a la retenida por vehículos. 
5.2.16.2 Identificación en redes subterráneas 
Los cables dentro de los registros, pozos de visita, bóvedas y/o gabinetes, deben identificarse de forma 
permanente por medio de placas, o algún otro tipo de identificación. 
El material de identificación debe ser resistente a la corrosión y a las condiciones del ambiente. 
a) Para el banco de ductos a cielo abierto, invariablemente debe instalarse en toda la trayectoria una 
cinta señalizadora de advertencia de proximidad a conductores eléctricos. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Para señalizar la trayectoria de la línea o líneas, se deben instalar placas de bronce. Las placas de 
hierro dúctil deben tener una leyenda que debe de estar bajo relieve, las placas se deben instalar 
sobre aceras con una separación entre ellas no mayor de 10 m, éstas deben quedar al ras de piso 
terminado. 
c) Para señalizar el cruce de calles o avenidas, se deben colocar dos placas, una sobre la acera antes 
de cruzar y otra sobre la acera después de cruzar. En caso de cruzar jardines, se debe incrustar la 
placa en una mojonera y ésta a su vez se enterrará a modo de que quede al ras del suelo natural. 
Para el caso en que la trayectoria de la línea subterránea quede ubicada en arroyo y paralelo a él, las 
placas de bronce se instalarán de la siguiente manera: 
i. Si la superficie del arroyo es de concreto hidráulico las placas se instalarán en el eje de la línea 
subterránea. 
ii. Si la superficie es a base de carpeta asfáltica las placas de hierro dúctil se instalarán sobre la 
guarnición más próxima (guarnición de banqueta o camellón) indicando la dirección y distancia 
(metros) a la que se ubica el eje de la línea subterránea. 
d) En lugares donde el banco de ductos se encuentre en el terreno natural sobre superficie no 
construida o en banqueta, siempre y cuando la autoridad competente lo permita, se debe indicar la 
existencia de la línea o líneas mediante baliza señalizadora formados de un elemento tubular como 
base de 1,80 m. de altura, coronado por un señalamiento CFE una cara de prohibido excavar de 
30x30cm fabricado en color amarillo y letras negras, con poste a base de tubo de galvanizado cédula 
40 de 1,5” interior y 2” exterior con tapón de 1,80 m de altura. 
6. RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN 
6.1 Subestaciones 
En las subestaciones eléctricas se debe cuidar que las personas que circulen por la instalación e 
intervengan el equipo, dentro del marco de sus funciones autorizadas, lo hagan de forma segura en cualquier 
punto de la instalación. 
El diseño y la construcción de una subestación debe ser tal que soporte los esfuerzos eléctricos, 
mecánicos, térmicos, y del medio ambiente donde se encuentra ubicada, operando de manera confiable. 
Los equipos y materiales que se instalen en las subestaciones eléctricas deben cumplir con los estándares 
de calidad y especificaciones técnicas que de tal manera que su funcionamiento sea satisfactorio y 
proporcionen condiciones seguras para las personas. 
Los trabajos de mantenimiento y operación, los cuales involucran realizar actividades en la vecindad de las 
partes vivas o en circuitos energizados, deben realizarse observando las reglas de seguridad, los 
procedimientos de trabajo y las distancias dieléctricas de seguridad. 
Se tiene que en las subestaciones eléctricas existen riesgos por choque eléctrico (electrocución), de tipo 
térmico y caídas o golpes hacia las personas provocados por: 
- El contacto directo a partes energizadas 
- El contacto indirecto a partes energizadas 
- La realización de trabajos en cercanía de equipos energizados 
- La ocurrencia de una falla de arco eléctrico 
- Descargas atmosféricas directas 
- Incendios y explosiones en los equipos 
- Fugas de líquidos aislantes y gases 
6.1.1 Protección contra contacto directo 
Las subestaciones eléctricas deben ser diseñadas, construidas, operadas y preservadas previniendo que 
no se toquen las partes vivas (energizadas) y que no se alcancen de manera involuntaria las partes vivas de 
la instalación. 
Debe proveerse protección para las partes vivas, las partes de aislamiento en buen estado de 
funcionamiento y las partes que pueden considerarse para llevar un potencial peligroso. 
Como ejemplos de tales partes, son las siguientes: 
a) Partes vivas expuestas; 
b) Partes de instalaciones, donde las cubiertas metálicas o pantallas conductoras de los cables 
subterráneos, han sido removidas;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Cables subterráneos y accesorios sin cubiertas metálicas aterrizadas o pantallas elastoméricas 
conductoras aterrizadas, lo mismo que cables flexibles sin pantallas elastoméricas conductoras; 
d) Terminales o cubiertas conductoras de cables, si se encuentran sometidas a tensiones peligrosas; 
e) Cuerpos aislantes de los aisladores y los componentes, por ejemplo, equipos eléctricos con 
aislamiento a base de resina epóxica fundida, si llega a presentarse tensión de toque peligrosa; 
f) Estructura o tanque de los capacitores, convertidores, transformadores convertidores, los cuales 
pueden llevar una tensión peligrosa durante la operación normal; 
g) Devanados de máquinas eléctricas, transformadores y reactores con núcleo de aire. 
h) La protección puede ser lograda por diferentes medidas, dependiendo si la instalación está localizada 
en un área cercana de operación eléctrica o no. 
i) La información sobre protección contra choque eléctrico se encuentra en la norma mexicana NMX-J-
612-ANCE y su correspondiente norma internacional IEC 61140. 
6.1.1.1 Medidas de protección contra contacto directo 
En una subestación eléctrica los tipos de protección más usados contra contacto directo son: 
a) Protección por gabinetes; 
b) Protección por barreras; 
c) Protección por obstáculos; 
d) Protección por la instalación fuera de alcance. 
6.1.1.2 Diseño de las medidas de protección 
Las barreras protectoras pueden ser paredes sólidas, puertas o pantallas (malla metálica) con una altura 
mínima de 1 800 mm, para asegurar que ninguna parte del cuerpo de alguna persona pueda alcanzar las 
partes vivas de una zona peligrosa. 
Los obstáculos protectores pueden, por ejemplo, ser cubiertas, barreras, cadenas y cuerdas, lo mismo que 
paredes, puertas y pantallas metálicas, las cuales tienen alturas menores de 1 800 mm y no pueden 
considerarse como barreras de protección. 
La protección por la instalación fuera del alcance se logra al colocar las partes vivas fuera de la zona de 
cualquier superficie, donde las personas pueden pararse o moverse alrededor, al límite en el cual una persona 
puede alcanzar con una mano cualquier dirección (ver Capitulo 7 de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE). 
Los medios usados como una protección contra contacto directo, tales como paredes, cubiertas, 
obstáculos protectores, entre otros, deben ser mecánicamente robustos y montados de manera segura. 
Las puertas de los gabinetes de los interruptores o bahías usadas como una parte de un recinto metálico, 
que deben diseñarse para que abran las puertas, utilizando solamente una determinada herramienta o una 
llave mecánica. En lugares que se encuentran fuera de las áreas cerradas de operación eléctrica, las puertas 
deben proveerse con bloqueos de seguridad. 
Los medios de protección metálicos móviles deben ser seguras con la finalidad de que se utilicen de 
manera correcta como barreras protectoras relevantes o se mantengan como distancias dieléctricas en 
obstáculos protectores; de otra manera deben ser hechos de material aislante o madera seca. Puede retirarse 
una barrera protectora sin el uso de una herramienta. Las barreras protectoras deben ser rígidas. 
En áreas o cuartos accesibles al público, los equipos de protección no deben ser fácilmente removibles 
desde la parte externa con herramientas normales. 
6.1.2 Requisitos de protección 
6.1.2.1 Protección externa de áreas cerradas de operación eléctrica 
Las áreas cerradas de operación eléctrica de la subestación eléctrica que se ubican al exterior pueden 
protegerse mediante envolventes o por su colocación fuera del alcance. 
En el caso de utilizar la protección por envolvente contra contactos directos eléctricos de las personas, el 
grado mínimo de protección debe ser IP2XC (referirse a la norma mexicana NMX-J-529-ANCE y su 
correspondiente norma internacional IEC 60529). 
NOTA - Como una excepción, pueden tenerse aberturas de ventilación tales que impidan introducir un 
conductor recto en el equipo, de manera que esto cause daño, al aproximar las partes necesarias para 
proteger del contacto directo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Cuando se utiliza la protección por colocación fuera del alcance, los claros verticales entre las superficies 
accesibles y las partes a ser protegidas del contacto directo deben estar de acuerdo con la Figura 20  (Para 
mayor referencia ver cláusula 7.2.6 de la de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE).  
 
Figura 20 - Distancias límite y altura mínima en el muro/cerca de tipo exterior 
Fuente: Norma NMX-J-675/1-ANCE-2015 
En donde: 
- N es la distancia mínima en aire; 
- H es la distancia mínima en aire de las partes vivas por encima del área de acceso en la 
cerca exterior; 
- a si esta distancia a las partes vivas es menor que H, se provee protección por medio  de 
barreras u obstáculos; 
- b si esta distancia es menor que 2 250 mm, se provee protección por medio de barreras  u 
obstáculos. 
6.1.2.2 Protección interna de áreas cerradas de operación eléctrica 
En el interior de las áreas cerradas de operación eléctrica de la subestación eléctrica, se permiten la 
protección por envolvente, la protección por barrera, la protección por obstáculo o su instalación fuera del 
alcance. 
6.1.2.3 Protección interna por envolvente 
Cuando se utiliza la protección por envolvente, el grado de protección debe cumplir con los requisitos 
mínimos IP2X. Sin embargo, se requieren medidas especiales de protección para evitar daño provocado por 
fallas por arco eléctrico. 
6.1.2.4 Protección interna por barrera 
En caso de utilizar la protección por barrera, se deben mantener las siguientes distancias mínimas de 
protección entre las partes vivas y la superficie interna de cualquier barrera de protección (véase Figura 20): 
a) Para paredes sólidas, sin aperturas, con una altura mínima de 1800 mm, la distancia mínima en aire 
de la barrera de protección es de B1=N; 
b) Para el equipo, donde Um es mayor que 52 kV, se utiliza una malla metálica, pantalla o pared sólida, 
con aperturas, con una altura mínima de 1800 mm y un grado de protección IPXXB. La distancia 
mínima de aire en barrera de protección es de B2=N+80 mm; 
Nota - El grado IPXXB asegura protección contra acceso a partes peligrosas con los dedos.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Para barreras protectoras no rígidas y mallas metálicas, los valores de distancia mínima en aire se 
incrementan para tomar en cuenta cualquier desplazamiento de la barrera de protección o malla. 
6.1.2.5 Protección interna por obstáculo 
En caso de utilizar la protección por obstáculo, dentro de las instalaciones la siguiente distancia mínima 
debe mantenerse de las partes vivas a la superficie interna de cualquier obstáculo de protección (véase 
Figura 21): 
a) Para los muros sólidos o pantallas de menos de 1800 mm de altura, y para riel, cadenas o cuerdas, 
la distancia mínima del obstáculo de protección es de O2 =N + 300 mm (mínimo 600 mm); 
b) Para las cadenas o cuerdas, los valores deben incrementarse para tomar en cuenta el hundimiento 
 
Figura 21 - Protección por barreras/obstáculos de protección contra el contacto directo dentro de 
áreas cerradas de operación eléctrica 
Fuente: Norma NMX-J-675/1-ANCE-2015, Dimensiones en milímetros 
En donde: 
- N es la distancia mínima en aire; 
- O es la distancia del obstáculo; 
- B es la distancia de la barrera. 
Donde sea apropiado, los obstáculos de protección deben instalarse a una altura mínima de 1200 mm y a 
una altura máxima de 1400 mm. 
Para el diseño de instalaciones interiores tipo abierto deben considerarse las distancias mínimas en aire 
de fase a fase y de fase a tierra, especificadas en las Tabla 43 y Tabla 44, que aplican en altitudes hasta 
1000 metros sobre el nivel del mar. 
Para altitudes mayores a 1000 metros sobre el nivel del mar, el nivel de aislamiento externo en las 
condiciones atmosféricas de referencia normalizadas debe determinarse multiplicando las tensiones de 
aguante del aislamiento por un factor de corrección por altitud Ka, que se obtiene en el lugar de servicio, de 
acuerdo con la norma mexicana NMX-J-150/1-ANCE y su correspondiente norma internacional IEC 60071-1. 
El diseño de la instalación debe realizarse de manera tal que impida el acceso a las zonas de peligro 
tomando en cuenta la necesidad de acceso con fines de maniobra y de mantenimiento. Por lo tanto, deben 
proveerse distancias de seguridad o infraestructura de protección permanente dentro de la instalación. 
Para la construcción de los edificios que incluye la estructura, paredes, techos, tuberías, pasillos, salas de 
tableros o equipo eléctrico, áreas de mantenimiento o servicio, rutas de evacuación, escaleras, puertas y 
ventanas, drenaje de los líquidos aislantes, sistemas de aire acondicionado y ventilación, cuartos de baterías, 
cuartos de planta de emergencia, se deben cumplir con las especificaciones de construcción y normas contra 
incendio nacionales. Cuando no existan dichas especificaciones y normas nacionales, las especificaciones de 
la cláusula 7.5 de la de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE pueden utilizarse como una guía, donde se 
indican los requisitos que deben cumplirse en las áreas o lugares donde se instala el equipo eléctrico para 
instalaciones de alta tensión. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Para paredes sólidas o pantallas menores a 1800 mm de altura, y para rieles, cadenas o cuerdas, las 
distancias mínimas de los obstáculos de protección son al menos: 
- O1 = N + 200 mm (mínimo 500 mm, véase Figura 21) 
Para las cadenas o cuerdas, los valores deben incrementarse tomando en cuenta el hundimiento. En su 
caso se colocan a una altura mínima de 1200 mm y a una altura máxima de 1400 mm. 
Para el propósito de esta norma, las subestaciones prefabricadas de alta tensión cubiertas por la norma 
IEC 61330 no son consideradas como construcciones. Para los requisitos que regulan la fabricación y las 
pruebas de subestaciones prefabricadas véase la norma IEC 62271-202. 
6.1.2.6 Protección interna por localización fuera del alcance 
Altura mínima sobre el área de acceso. La altura mínima de las partes vivas por encima de las superficies 
o plataformas en las que sólo se tiene acceso de peatones debe cumplir con lo siguiente: 
a) Para las partes vivas sin infraestructura de protección, se mantiene una altura mínima  H = N + 2 250 
mm (mínimo 2500 mm) (véase Figura 22). La altura H se refiere al hundimiento máximo del 
conductor (ver el Capítulo 4 de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE). 
b) La parte más baja de cualquier aislamiento, por ejemplo, el borde superior de las bases de aislante 
metálico, no debe ser inferior a 2250 mm por encima de superficies accesibles a menos que se 
proporcionen otras medidas adecuadas para prevenir el acceso. 
 
Figura 22 - Alturas mínimas y distancias dieléctricas de trabajo mínimas dentro de áreas eléctricas de 
operación cerradas 
Fuente: Norma NMX-J-675/1-ANCE-2015, 
En donde: 
- DL es la N; 
- DV es la N + 1 000 para Un < 110 kV; 
- DV es la N + 2 000 para Un > 110 kV; 
- Dw es la distancia de trabajo de acuerdo con normas nacionales o regulaciones  nacionales; 
- N es la distancia mínima en aire; 
- H es la altura mínima 
6.1.2.7 Distancias a los edificios 
En caso de que los conductores desnudos crucen edificios que se localicen dentro de áreas cerradas de 
funcionamiento eléctrico, deben mantenerse las distancias siguientes del techo hacia el máximo colgamiento 
(ver Figura 23):  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
a) Las distancias mínimas en aire que se especifican en  6.1.2.6 para las partes vivas por encima de las 
superficies accesibles, donde el techo es accesible cuando los conductores están energizados; 
b) N + 500 mm cuando no puede accederse al techo cuando los conductores están energizados; 
c) O2 en dirección lateral desde el final del techo, si el techo es accesible cuando los conductores están 
energizados. 
En caso de que los conductores desnudos cerca de edificios que están ubicados dentro de áreas cerradas 
de funcionamiento eléctrico, las siguientes distancias mínimas deben mantenerse, permitiendo el 
arqueo/balanceo en caso de conductores varados: 
a) Para pared exterior con ventanas sin apantallar: distancia mínima dada por DV; 
b) Para pared exterior con ventanas apantalladas (apantallado de acuerdo con la sección 6.1.2.4): 
distancias mínimas de barreras de protección B2 de acuerdo con la sección 6.1.2.4; 
c) Para pared exterior sin ventanas: N. 
 
Figura 23 a - Pared exterior sin mosquitero 
Fuente: Norma NMX-J-675/1-ANCE-2015 
En donde: 
- a) no puede acceder al techo cuando los conductores están en directo; 
- b) puede accederse al techo cuando los conductores están en directo; 
- N es el espacio libre mínimo; 
- H es la altura mínima; 
- DV es la N + 1 000 para Un < 110 kV; 
- DV es la N + 2 000 para Un > 110 kV. 
 
Figura 23 b - Pared exterior con mosquitero Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
En donde: 
- B2 es > N + 100; 
- N es el espacio libre mínimo; 
 
Figura 23 c - Pared exterior sin ventana  
En donde: 
- c) N el techo no es accesible cuando los conductores están energizados; 
- d) O2 > N + 300 (mín. 600) Si el techo es accesible cuando los conductores están 
energizados. 
Figura 23 - Acercamiento con edificios (dentro de áreas eléctricas de operación cerrada 
NOTA - Para mayor detalle de los requisitos sobre barreras externas, rutas de transporte, cruces y 
accesos a edificios, entre otros, ver el Capítulo 7 de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE. 
Tabla 35 - Distancias dieléctricas mínimas en aire para tensiones Categoría I (1 kV < Um < 230 kV) 
Categoría 
de tensión Tensión 
nominal del 
sistema Tensión de 
aguante 
normalizada 
de corta 
duración a 60 
Hz Tensión de 
aguante 
normalizada 
de impulso 
por rayo a) Distancia dieléctrica mínima en aire 
Fase a fase Fase a tierra 
Um+Valor 
eficaz Ud 
Valor eficaz Up 1,2/50 µs 
(valor pico) Instalaciones 
interiores Instalaciones 
exteriores Instalaciones 
interiores Instalaciones 
exteriores 
kV kV kV cm cm cm Cm 
I 2,40 10 60 11,5 18 8,0 15,5 
4,16 10 95 11,5 18 8,0 15,5 
7,2 20 75 
95 14 18 10,5 15,5 
13,8 35 75 
95 
100 19,5 30,5 13,0 18 
23 50 
60 95 
125 
150 27 38,5 19,0 25,5 
34,5 70 125 
150 
200 32 38,5 24,5 25,5 
46 95 250 
250 - 46 33,5 33,5 
69 140 325 
350 - 53,5 
79 - 43,5 
43,5 
 85 185 450 - 135 - 107  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
230 550 
 115 185b) 
230 450 
550 - 135 - 107 
 138  550 
650 - 135 
160,5 - 107 
127 
 161  650 
750 - 160,5 
183 - 127 
147,5 
 230  850 
900 
950 
1050 - 226,5 
267 - 180,5 
211 
a) La tensión de aguante normalizada de impulso por rayo, es aplicable para las distancias dieléctricas de fase a fase y para fase a 
tierra. 
b) Si los valores son considerados insuficientes para probar las tensiones requeridas de aguante de fase a fase, son requeridas 
pruebas adicionales de aguante de fase a fase. 
 
Tabla 36 - Distancias dieléctricas mínimas en aire para tensiones Categoría II (Um > 230 kV) 
Categoría 
de tensión Tensión 
nominal del 
sistema Tensión de 
aguante 
normalizada 
de impulso 
por rayo a) Tensión de 
aguante 
normalizada 
de impulso 
por maniobra Distancias dieléctricas 
mínimas en aire de fase 
a tierra Tensión de 
aguante 
normalizada 
de impulso 
por 
maniobra Distancias dieléctricas 
mínimas en aire de fase 
a fase 
Um 
Valor eficaz Up 
1,2/50 µs 
(valor pico) Us 
Fase a tierra 
250/2500 µs 
(valor pico) Conductor
-estructura  Punta-
estructura Us 
Fase a fase 
250/2500 µs 
(valor pico) Conductor
-
Conductor 
paralelo Punta-
conductor 
kV kV kV mm kV Mm 
II 400 420 1050 
1175 859 
950 2200 2900 1425 3100 
1300 
1425 1050 2600 3400 1550 350 
a) La tensión de aguante normalizada de impulso por rayo, es aplicable para las distancias dieléctricas de fase a fase y para fase a 
tierra. 
 
6.1.2.8 Protección durante la operación normal 
Para determinar las medidas de protección en una subestación eléctrica debe tomarse en cuenta la 
necesidad de acceso del personal para propósitos de inspección, operación, control, diagnostico, 
mantenimiento y restablecimiento de fallas, como por ejemplo las siguientes actividades: 
a) Control de un interruptor o cuchilla seccionadora; 
b) Cambio de un fusible o una lámpara; 
c) Colocación del valor de ajuste de un dispositivo (relevador); 
d) Restablecimiento de un relevador o un indicador; 
e) Puesta a tierra de trabajo; 
f) Montaje de una cubierta aislante temporal; 
g) Lecturas de temperatura o del nivel de aceite de un transformador; 
h) Pruebas eléctricas y mantenimiento a un transformador de corriente. 
En subestaciones eléctricas con tensiones Um < 52 kV, donde las puertas o cubiertas tienen que abrirse 
con la finalidad de llevar a cabo operación normal o mantenimiento, puede ser necesario proveer cercas fijas 
no conductoras como una medida de prevención. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
6.1.2.9 Protección durante la operación de Compensadores Estáticos de Vars (CEV) 
Derivado de la disposición física del Compensador Estático de Vars, donde generalmente el equipo 
eléctrico está instalado a nivel de piso y con distancias reducidas, las medidas de protección deben incluir un 
sistema de seguridad, para restringir el acceso a zonas energizadas en el cuarto de válvulas de tiristores en la 
caseta de control, así como en áreas externas como son: bancos de capacitores, filtros, reactores, barras y 
servicios propios. 
Además de la instalación de medios físicos tales como cercas o mallas ciclónicas fijas, que impidan el 
acercamiento de las personas al equipo energizado, el sistema de seguridad debe incluir un sistema de 
indicadores luminosos y/o auditivos ubicados en cada sección o rama del Compensador Estático de Vars, que 
adviertan del riesgo de electrocución por contacto directo o indirecto. 
El Compensador Estático de Vars debe contar con un sistema contra incendio que permita atender 
cualquier siniestro en sus componentes de acuerdo con la sección 6.3.7; Para los transformadores de 
acoplamiento deben cumplirse las medidas de seguridad establecidas en la sección 6.1.7.2. 
El sistema de tierras del Compensador Estático de Vars debe estar conectado a la red de tierras de la 
subestación eléctrica. 
6.1.3 Medios para proteger a las personas en caso de contacto indirecto 
Deben tomarse ciertas medidas con la finalidad de proteger a las personas en caso de contacto indirecto, 
dadas principalmente por un sistema de puesta a tierra que opere bajo todas las condiciones y se garantice la 
seguridad de las vidas humanas en cualquier lugar, donde las personas tengan acceso justificado  (ver 
Capitulo 10 de la norma mexicana NMX-J-675/1-ANCE). 
La información sobre protección contra choque eléctrico se establece en la norma mexicana  NMX-J-612-
ANCE y su correspondiente norma internacional IEC 61140. 
6.1.4 Medidas para proteger a las personas que trabajan en las instalaciones eléctricas 
Las subestaciones eléctricas deben diseñarse, construirse y mantenerse para asegurar que se toman las 
medidas necesarias para la protección de las personas, que trabajan en ellas. También debe tomarse en 
cuenta las normas aplicables para la operación y mantenimiento de las subestaciones eléctricas de potencia. 
Los procedimientos de trabajo deben acordarse entre las partes involucradas. 
6.1.4.1 Equipos para instalaciones aisladas o aparatos 
Los equipos deben proveerse por medios de los cuales de forma completa o las secciones de éstos 
mismos puedan aislarse, dependiendo de los requerimientos de operación. 
Esto puede lograrse por medio de cuchillas desconectadoras sin carga o cuchillas desconectadoras con 
carga o por la desconexión de una parte de la subestación, por ejemplo, quitar los puentes eléctricos o cables 
en un circuito cerrado. 
Las subestaciones eléctricas o sus secciones, las cuales pueden ser energizadas desde diferentes fuentes 
deben organizarse de tal manera que todas las fuentes puedan aislarse de los puntos de suministro de los 
cuales cada sección o partes puedan energizarse. 
Si los puntos neutros de algunas piezas del equipo son conectados en la barra común de neutro, esto 
debe ser posible para aislar individualmente cada punto neutro. Esto también se aplica para asociar falla a 
tierra en las bobinas y los resistores. Debe mantenerse la protección por sobretensión. 
Donde pueda todavía permanecer una tensión residual en el equipo después de la desconexión completa 
de la subestación, por ejemplo, los capacitores, deben estar provistos de un medio para descargarlos. 
Los intervalos de aislamiento solo pueden estar por puentes aisladores si la corriente de fuga de la 
terminal en un lado al otro lado de la terminal se impide. 
6.1.4.2 Dispositivo para prevenir el recierre de los equipos de aislamiento 
Los equipos de aislamiento deben estar provistos de dispositivos apropiados para dar la fuerza de 
actuación inoperativa (esto es la fuerza de un resorte, presión de aire, energía eléctrica) o el control de los 
mecanismos usados por la operación de los interruptores para propósito de aislamiento. Los usuarios pueden 
requerir que estos dispositivos sean bloqueados. 
Donde se tienen partes removibles, tales como fusibles o tornillos en los interruptores removibles, se usan 
para realizar la desconexión y se reemplazan con tornillos con capuchón e insertos de espacios vacíos, estos 
tornillos e insertos deben ser de manera que puedan removerse utilizando una herramienta apropiada, tal 
como una llave. 
La operación manual de las cuchillas permite el uso de dispositivos de bloqueo mecánico para prevenir la 
reconexión.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.1.4.3 Dispositivos para determinar el estado de desenergizado 
Los dispositivos para determinar que el equipo no permanezca energizado, deben proveerse, donde se 
requiera, con la debida consideración de los requerimientos operacionales. La ampliación de tal provisión 
debe ser un acuerdo entre las partes involucradas. 
Todos los dispositivos suministrados deben permitir la observación en estado desenergizado para ser 
revisados en todos los puntos, donde se realice el trabajo y en todas las partes que anteriormente hayan sido 
energizadas, sin ningún riesgo a la persona que realice la tarea. 
Pueden utilizarse equipos fijos o equipos portátiles (ver la norma internacional IEC 61243) para cumplir 
con este requisito. 
6.1.4.4 Dispositivos para puesta a tierra y puente eléctrico de cortocircuito 
Cualquier sección que pueda aislarse de otras partes del sistema debe tener un medio que le permita 
ponerse a tierra y ponerse en cortocircuito. 
Los equipos eléctricos (por ejemplo, los transformadores o capacitores) deben proveerse con medios de 
puesta a tierra y cortocircuito en el punto de la subestación eléctrica, excepto cuando se localicen cerca de un 
interruptor asociado. Estos requisitos no deben aplicarse de manera general a todas las partes de un sistema 
eléctrico, en donde esto no es práctico o es inapropiado (por ejemplo, los transformadores o máquinas 
eléctricas unidos con cables de energía con terminales selladas o con cajas de conexiones de cables). En 
estos casos, la puesta a tierra y el puente eléctrico de cortocircuito debe efectuarse en los gabinetes de los 
interruptores o bahías en los lados primario y secundario. Normalmente, debe ser posible realizar la puesta a 
tierra y el cortocircuito, en ambos lados del transformador. 
Los dispositivos siguientes deben proveerse para la ejecución de los trabajos o suministrarse como los 
dispositivos de puesta a tierra y los puentes de cortocircuito, dependiendo del sistema eléctrico, debe 
acordarse entre las partes involucradas: 
a) Cuchillas de puesta a tierra (preferiblemente cierre con falla y/o interbloqueado); 
b) Cuchillas de puesta a tierra móviles; 
c) Varillas de puesta a tierra y equipos para cortocircuito (ver la norma IEC 61230); 
d) Varillas de puesta a tierra guiadas para su instalación y equipos para cortocircuito (ver la norma IEC 
61219). 
Cada parte de una subestación eléctrica debe proveerse de un sistema de puesta a tierra adecuadamente 
dimensionado y con puntos de conexión fácilmente accesibles, para la puesta a tierra de las partes vivas 
desenergizadas y equipos para cortocircuito. Los gabinetes de los interruptores y las bahías deben diseñarse 
con la finalidad de que se realice de manera manual la puesta a tierra y el equipo para cortocircuito al punto 
terminal de puesta a tierra, que pueda realizarse de acuerdo con las reglas de seguridad para los trabajos en 
la vecindad de las partes energizadas. 
Cuando la puesta a tierra y el puente eléctrico se realiza con cuchillas de puesta a tierra que se controlan 
remotamente, la posición de la cuchilla debe transmitirse de manera confiable al punto de control remoto. 
6.1.4.5 Equipo actuador como barrera de protección contra las partes vivas adyacentes 
Todos los elementos cercanos, tal como muros, pisos, etc. deben construirse considerando las  distancias 
mínimas en aire de fase a fase y de fase a tierra (ver clausulas 7.2 o 7.3 de la norma mexicana  NMX-J-675/1-
ANCE). 
Si los muros o instalaciones de protección no existen, la separación en aire de los módulos (para las 
subestaciones) aledaños o secciones debe considerarse las distancias dieléctricas en el aire apropiadas. 
Si las distancias de trabajo mínimas de seguridad no pueden mantenerse, debe cubrirse con material 
aislante o por muros que protejan de la proximidad de accidentes a las partes del cuerpo, herramientas, 
equipos y materiales. 
6.1.4.6 Los protectores móviles y mamparas aislantes insertables deben cumplir con los requerimientos 
siguientes: 
a) Las puntas de las cubiertas aislantes no deben localizarse dentro de la zona de peligro; 
b) Las distancias en aire permisibles fuera de la zona de peligro: 
1) Hasta 10 mm de ancho sin limitación; 
2) Hasta 40 mm de ancho, provista de una distancia de la punta de la cubierta a la zona de peligro 
al menos 100 mm; 
3) Hasta 100 mm de ancho en la vecindad de la base de una cuchilla desconectadora. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Las mamparas aisladas insertables que se utilizan como barreras de protección contra las partes vivas, 
deben ser parte del diseño del equipo o provistas por separado conforme a los requerimientos operacionales, 
deben establecerse como un acuerdo entre el proveedor y el usuario. 
Las mamparas aisladas insertables deben mantenerse con seguridad, con la finalidad de que su posición 
no sea alterada accidentalmente, dado que puede ocasionar una condición peligrosa. 
Las mamparas aisladas insertables utilizadas como barreras de protección contra las partes vivas no 
deben tocarse o estar en contacto con las partes vivas. 
Debe ser posible instalar y remover las mamparas aisladas insertables sin que sean requeridas las 
personas para entrar en la zona peligrosa. 
NOTA - Esto puede lograrse por el tipo de mampara aislante (por ejemplo, placas orientadas, varillas 
aislantes asociadas, varillas de operación apropiadas) o por la instalación (por ejemplo, de barreras guía). 
6.1.4.7 Para instalaciones sin barreras de mamparas insertadas de manera apropiada, deben estar 
provistos de gabinetes adyacentes aislados o bahías de acuerdo con los requerimientos operacionales. 
Cuando se requiera, la ampliación debe ser un acuerdo entre el proveedor y el usuario. 
Las barreras de mamparas las cuales entran en la zona de peligro durante la instalación o remoción o el 
cual se tiende dentro de una zona de peligro cuando es instalado, debe cumplir con los requisitos de las 
placas aislantes móviles. 
Las mamparas aislantes insertables que se utilizan como barreras de protección contra las partes vivas, 
no deben tocarse o estar en contacto con las partes vivas. 
6.1.4.8 Almacenamiento de equipos de prevención de accidentes 
Si los equipos de protección personal se almacenan en la subestación, debe proveerse un lugar para este 
propósito, donde el equipo se proteja de la humedad, suciedad y daño, siempre y cuando quede fácilmente 
accesibles para el uso del personal. 
6.1.5 Protección del peligro que resulta de una falla de arco eléctrico 
Las subestaciones eléctricas deben diseñarse, construirse y mantenerse con la finalidad de proteger al 
personal en forma práctica de las fallas de arco eléctrico durante la operación. 
La lista siguiente de medidas es para proteger contra peligros resultantes de la falla de arco eléctrico, 
sirven como una guía en el diseño y construcción de las instalaciones eléctricas. El grado de importancia de 
estas medidas debe acordarse entre las partes involucradas. 
a) Protección contra errores de operación que se establecen, por ejemplo, por los medios siguientes: 
1) Cuchillas de apertura con carga en lugar de cuchillas desconectadoras; 
2) Cuchillas de cierre con falla de cortocircuito nominal; 
3) Interbloqueos; 
4) Llaves de bloqueo no intercambiables. 
b) Pasillos de operación tan cortos, altos y anchos, como sea posible; 
c) Cubiertas sólidas como un gabinete o barrera protectora en lugar de cubiertas perforadas o malla de 
alambre; 
d) Equipo probado para soportar falla de arco interno en lugar del equipo de tipo abierto (por ejemplo, 
las normas IEC 62271-200, IEC 62271-203); 
e) Si es necesario, los productos de arco deben alejarse del personal operativo y ventilarse hacia el 
exterior del edificio; 
f) Uso de dispositivos limitadores de corriente; 
g) Tiempo de disparo muy corto; que se logra con los elementos instantáneos de los relevadores o por 
dispositivos sensibles a la presión, a la luz o al calor; 
h) Operación de la subestación a una distancia de seguridad. 
6.1.6 Protección contra descargas atmosféricas directas 
Existen disponibles diferentes métodos para el análisis de la protección contra descargas atmosféricas 
directas. El método utilizado debe ser un acuerdo entre las partes involucradas. 
El usuario debe seleccionar el nivel de protección apropiado, dependiendo del nivel de confiabilidad 
requerido y el método de protección utilizado. 
NOTA - Para los métodos de cálculo, ver la norma IEEE Guide 998.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Deben aterrizarse las bayonetas y los hilos de guarda utilizados en las subestaciones eléctricas, para la 
protección contra descargas atmosféricas directas. 
No es necesario equipar una estructura de acero con un conductor de puesta a tierra separado, donde la 
estructura misma provee una trayectoria apropiada para la circulación de la corriente del rayo. 
Los cables de guarda deben conectarse a la estructura de acero o al conductor de puesta a tierra, para 
asegurar que fluya la corriente del rayo al sistema de puesta a tierra. Para edificios y estructuras similares, ver 
las normas series IEC 62305. 
6.1.7 Protección contra incendio 
6.1.7.1 Generalidades 
En una subestación eléctrica deben considerarse las normas nacionales y locales en materia de 
protección contra incendio. 
El peligro de incendio y el riesgo de incendio del equipo eléctrico se divide en dos categorías: víctima de 
incendio y origen de incendio. En las subestaciones eléctricas se deben considerar las siguientes 
precauciones para cada una de estas categorías: 
Precauciones para la víctima de incendio: 
- Espacio de separación física del origen de incendio; 
- Prevención de la propagación de la flama 
- Diseño físico de la subestación; 
- Contención de líquidos; 
- Barreras contra incendio; 
- Sistema de extinción 
- Precauciones para el origen de incendio: 
- Protección eléctrica; 
- Protección térmica; 
- Protección contra presión; 
- Materiales resistentes al fuego. 
Se debe cuidar que, en caso de incendios, estén libres y puedan usarse las rutas de evacuación, caminos 
de rescate y las salidas de emergencia. 
El responsable de la subestación debe especificar las características técnicas para los equipos extintores 
de acuerdo con la normatividad vigente. 
Deben proveerse dispositivos automáticos para la protección contra incendio de equipos debido al 
sobrecalentamiento severo, sobrecargas y fallas (internas/externas), dependiendo del tamaño e importancia 
de la subestación. 
En equipos eléctricos donde exista un riesgo potencial de chispas, arco eléctrico, explosión o temperatura 
elevada, por ejemplo: generadores, transformadores, reactores, interruptores, cuchillas desconectadoras, 
bancos de capacitores y fusibles, no deben utilizarse en áreas operativas sujetas a incendio, a menos que la 
construcción de equipos sean de manera que los materiales inflamables tengan resistencia al fuego. 
Si esto no puede ser garantizado, deben tomarse precauciones especiales, y necesariamente aplicar 
dispositivos contra incendio, separaciones resistentes al incendio, válvulas de alivio, gabinetes y 
contenedores. 
6.1.7.2 Transformadores y reactores 
La norma IEC 61100 clasifica a los líquidos aislantes de acuerdo con el punto de inflamación y al valor 
calórico neto (calor de combustión). La norma IEC 60726-11 clasifica a los transformadores tipo seco en 
términos de su comportamiento cuando se exponen al incendio. 
El peligro de incendio asociado con los transformadores en las instalaciones de tipo exterior e interior 
depende de la capacidad nominal del equipo, del volumen y del tipo de medio ambiente, el tipo y proximidad, y 
exposición de los equipos aledaños y estructuras. El uso de uno o más medidas de protección reconocidas, 
deben aplicarse de acuerdo con la evaluación del riesgo. 
NOTA - Para la definición de riesgo, ver la norma ISO/IEC Guide 51. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Los tanques comunes de confinamiento o captación, si se requieren para varios transformadores, deben 
colocarse con la finalidad de que un incendio en un equipo no se propague a otro. 
Lo mismo aplica para tanques individuales de confinamiento, los cuales se conectan a los tanques de 
captación de otros transformadores; para este propósito puede utilizarse, por ejemplo, capas de grava o tubos 
rellenos con líquido. Se prefieren los arreglos que tienden a minimizar el peligro de incendio cuando se filtra el 
fluido. 
6.1.7.3 Instalaciones tipo exterior 
La distribución de conjunto de una subestación eléctrica tipo exterior debe ser de tal que el incendio de un 
transformador con un volumen de líquido de más de 1 000 litros no cause un peligro de incendio a otros 
transformadores y objetos. Para este propósito, debe ser necesario que se tenga una distancia de separación, 
G. Los valores guía se establecen en la Tabla 37 . En el caso de los transformadores con volumen de líquido 
abajo de 1 000 litros, que se instalan cerca de paredes combustibles, debe ser necesario aplicar las 
precauciones contra incendio especiales, dependiendo de la naturaleza y uso del edificio. 
La reducción de la distancia G1/G2 debe establecerse entre las partes involucradas. 
Si no es posible tener en cuenta una distancia de separación como se indica en la Tabla 37, deben 
proveerse paredes de separación resistentes al incendio, con las dimensiones siguientes: 
a) Paredes de separación entre transformadores (véase Figura 24). Ejemplo: EI 60: 
1) Altura: parte superior del tanque conservador (si existe), de otra manera es la parte superior del 
tanque principal del transformador; 
2) Longitud: ancho o longitud del dique de captación (en el caso de los trasformadores tipo seco, el 
ancho o longitud del transformador, depende de la dirección del transformador); 
b) Paredes de separación entre transformadores y edificios (véase Figura 25). Por ejemplo: EI 60; si no 
se proveen paredes de separación contra incendio adicionales, debe incrementarse la capacidad de 
resistencia al incendio de las paredes del edificio. Ejemplo: REI 90 
NOTAS 
1. REI representa el sistema de soporte (pared) mientras EI representa el sistema soporte sin carga 
(pared) donde R es la capacidad de soporte de carga. E es totalidad al fuego. I es el aislamiento 
térmico y 60/90 se refiere a la duración de resistencia al fuego en minutos. 
2. Las definiciones de resistente al fuego están determinadas en la norma EN 13501-2. 
Tabla 37 - Guía de valores de distancias de separación para transformadores que se instalan en 
exteriores 
Tipo de transformador Volumen de líquido 
aislante Distancia en aire G1 para 
otros transformadores o 
superficies del edificio no 
combustible Distancia en aire G2 para 
superficies del edificio 
combustibles 
I m m 
Transformadores 
sumergidos en aceite 
aislante (O) 1 000 < … < 2 000 3 7,5 
2 000 < … < 20 000 5 10 
20 000 < … < 45 000 10 20 
≥ 45 000 15 30 
Transformadores 
sumergidos en líquido 
menos inflamable (k), sin 
protección mejorada 1 000 < …< 3 800 1,5 7,5 
≥ 3 800 4,6 15 
Transformadores 
sumergidos en líquido 
menos inflamable (k), con 
protección Distancia en aire “G1” a la superficie de una edificación o transformadores adyacentes 
Horizontal m Vertical m 
0,9 1,5 
Transformadores tipo seco 
(A) Clase de comportamiento al 
incendio Distancia en aire “G1” a la superficie de una edificación o 
transformadores adyacentes 
Horizontal m Vertical m 
F0 1,5 3,0 
F1 Ninguno Ninguno  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
NOTAS: 
1 Protección mejorada significa: 
a) Resistencia a la ruptura del tanque; 
b) Válvula de alivio de sobrepresión del tanque; 
c) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud baja; 
d) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud alta; 
Un ejemplo de protección mejorada del transformador, véase la norma Factory Mutual Global 3990 o equivalente. 
1 El espacio suficiente puede ser permitido para limpieza periódica de bobinas de transformadores encapsulados en 
resina, con el propósito de prevenir posibles fallas eléctricas y fuego peligroso causado por contaminación 
atmosférica depositada. 
2 Los materiales no combustibles pueden ser elegidos de acuerdo con la norma EN 13501-1 (36) 
 
 
 
Figura 24 - Separación de muros entre transformadores Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
 
 
Figura 25 - a  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
Figura 25 - b Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 25 - c 
Figura 25 - Protección contra incendio entre transformador y edificio  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Sector a. El muro en esta área debe diseñarse con una resistencia mínima al fuego de 90 min (REI 90); 
Sector b. El muro en esta área debe diseñarse con materiales no combustibles; 
Sector c. Sin requisitos de protección contra fuego. 
NOTA - Debido al riesgo del fuego vertical propagado por el sector c aplica sólo en la dirección horizontal 
6.1.7.4 Instalaciones tipo interior en áreas de operación eléctrica cerrada 
Los requisitos mínimos para la instalación de transformadores en interior están dados en la Tabla 38. 
Tabla 38 - Requisitos mínimos para la instalación de transformadores tipo interior 
Tipo de transformador Volumen de líquido I Salvaguarda 
Transformador sumergido en 
aceite aislante (O) ≤ 1 000 El 60 respectivamente REI60 
>1 000 El 90 respectivamente REI90 o el 
60 respectivamente REI 60 y 
Transformadores sumergidos en 
líquido menos inflamable (k) Tensión máxima / Corriente 
nominal  
(sin restricciones) El 60 respectivamente REI60 o 
protección del rociador automático  
Transformadores sumergidos el 
líquido menos inflamable (k), con 
protección mejorada ≤ 10 MVA y El 60 respectivamente REI 60 o 
una distancia de separación de 
1,5 m horizontalmente y 3,0 m 
verticalmente 
Um ≤ 38 kV  
0,9 1,5 
Transformadores tipo seco (A) Clase de comportamiento al 
incendio  
F0 E 60 respectivamente REI 60 o 
una distancia de separación de 
0,9 m horizontalmente y 1,5 m 
verticalmente 
F1 Paredes no combustibles 
NOTAS: 
1. REI representa de rodamiento donde EI representa un sistema de rodamiento sin carga, donde R es la 
capacidad de rodamiento con carga. E es la totalidad de incendio, I es el aislamiento térmico y 60/90 se 
refiere a la duración de la resistencia al fuego en minutos. 
2. Definiciones de resistencia al fuego se dan en la norma EN 13501-2 (37). 
3. Protección mejorada significa: 
a) Resistencia a la ruptura del tanque; 
b) Válvula de alivio de sobrepresión del tanque; 
c) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud baja; 
d) Protección contra falla de corriente eléctrica de magnitud alta; 
Un ejemplo de protección mejorada del transformador, ver la norma 3990 Factory Mutual. 
4. Espacio suficiente puede ser permitido para limpieza periódica de bobinas de transformadores 
encapsulados en resina, con el propósito de prevenir posibles fallas eléctricas y fuego peligroso causado 
por contaminación atmosférica depositada. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Las puertas deben tener una resistencia al incendio de al menos 60 minutos. Las puertas que abren por el 
lado de afuera son adecuadas si los materiales y la construcción son retardantes al incendio. 
Se permiten realizar aberturas de ventilación necesarias para la operación de los transformadores. 
Cuando se diseñan las aperturas, se debe considerar el posible escape de los gases calientes. 
6.1.7.5 Instalaciones tipo interior en edificios industriales 
Para todos los transformadores en edificios industriales, son necesarios los dispositivos de protección de 
activación rápida, para proveer la interrupción automática inmediata en la presencia de una falla. 
Los transformadores con enfriamiento tipo O (sumergido en aceite aislante) requieren las mismas 
previsiones de la sección 6.1.7.4. 
Para los otros transformadores sumergidos en líquido aislante que no requieren reglas especiales con 
respecto a la protección contra incendio, excepto para el caso de una fuga, debe requerirse provisiones de un 
aparato extintor de incendio portátil para los equipos eléctricos. 
Los transformadores tipo seco A requieren de la selección correcta de la clase de comportamiento al 
incendio, dependiendo de la actividad de la industria y del material presente en su alrededor. Se requieren 
provisiones de extinción de incendio, particularmente para la clase OF (transformador sumergido en aceite 
aislante con enfriamiento de aceite forzado). 
NOTA - Para todos los transformadores en edificios industriales, puede ser necesario precauciones de 
incendio adicionales, dependiendo de la naturaleza y uso del edificio. 
6.1.7.6 Instalaciones tipo interior que se encuentran permanentemente ocupadas por personas 
En instalaciones de alta tensión, que se localizan en edificios públicos y edificios residenciales, se deben 
observar condiciones especiales de acuerdo con las normas existentes o regulaciones nacionales. 
6.1.7.7 Incendio en la vecindad de transformadores 
Si existe un riesgo excepcional del transformador estando expuesto a incendio externo, se debe 
considerar las medidas siguientes: 
a) Muros de separación resistentes al incendio; 
b) Recipientes con capacidad para soportar presión interna generada; 
c) Liberación controlada del líquido caliente; 
d) Sistemas de extinción contra incendio. 
6.1.8 Protección contra fuga del líquido aislante y del gas SF6 
6.1.8.1 Fuga del líquido aislante y protección del agua del subsuelo 
Deben tomarse medidas para contener cualquier fuga del equipo sumergido en líquido aislante, para 
prevenir daños al medio ambiente. Las normas nacionales y/o locales pueden especificar la cantidad mínima 
de líquido contenido en un equipo, para el cual se requiere un contenedor. Como una guía donde no existen 
regulaciones nacionales y/o locales, debe proveerse de un contenedor del equipo sumergido en líquido más 
de 1 000 litros (de acuerdo con la norma IEEE Guide 980:2 500 I). 
6.1.8.2 Contención para equipo tipo interior 
En instalaciones interiores, el derrame del líquido aislante puede contenerse por la provisión de pisos 
impermeables con umbrales alrededor del área donde está localizado el equipo o por la colección del líquido 
derramado en un área de almacenamiento designada en el edificio (ver Figura 25). 
El volumen de líquido aislante en el equipo lo mismo que cualquier volumen de descarga de agua del 
sistema de protección contra incendio, debe considerarse cuando se selecciona la altura del umbral o 
volumen del área almacenamiento.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
Figura 26 - Ejemplo de transformadores pequeños, sin capa de grava triturada y tanque de captación 
NOTA - El área punteado denota la cantidad completa del líquido aislante del transformador derramado en 
el suelo. 
6.1.8.3 Contención para equipo tipo exterior 
La cantidad de líquido aislante en el equipo, el volumen de agua de la lluvia y los sistemas de protección 
contra incendio, la proximidad con la corriente de agua y las condiciones del suelo, deben considerarse en la 
selección del sistema de contención. 
Los contenedores o tanques de captación, donde se provea, pueden diseñarse o arreglarse como sigue: 
a) Tanques; 
b) Confinamiento con tanque de captación integrado para la cantidad completa de líquido ( Figura 27); 
c) Confinamiento con tanque de captación separado. Donde existen algunos confinamientos, los tubos 
de drene pueden alimentar a un tanque de captación común; este tanque de captación común debe 
ser capaz de almacenar el fluido del transformador más grande ( Figura 26); 
d) Confinamiento con tanque de captación para algunos transformadores capaz de almacenar el fluido 
del transformador más grande ( Figura 27). 
Las paredes y los tubos asociados de confinamiento y tanques de captación deben ser impermeables al 
líquido. 
La capacidad de los confinamientos/tanques de captación para los fluidos aislante y de enfriamiento, no 
deben ser demasiado reducido por el agua que fluye en su interior. Debe ser posible drenar o extraer el agua. 
Se recomienda utilizar un dispositivo indicador de nivel de líquido. 
Debe ponerse atención al daño que ocasionan las heladas. Las medidas siguientes adicionales deben 
considerarse para la protección de las vías pluviales y el agua del suelo: 
a) La salida del líquido aislante y de enfriamiento del arreglo confinamiento/tanque de contención/suelo 
debe prevenirse (para excepciones, ver 6.1.7.3); 
b) El drenado de agua debe pasar a través de dispositivos para la separación de los fluidos; para este 
propósito, debe tomarse en cuenta su peso específico. 
Para instalaciones tipo exterior, es recomendable que el longitud y ancho del tanque es igual a la longitud 
y ancho del transformador más el 20% de la distancia entre el punto más alto del transformador (incluyendo el 
contenedor) y el nivel superior de la contención en cada lado. 
La norma IEEE 980 recomienda que el contenedor de derrame se extienda a un mínimo de 1 500 mm más 
allá de cualquier parte del equipo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 27 - Confinamiento con un tanque de captación integrado 
De donde: 
- a. es el contenedor: la cantidad completa de líquido del transformador más el agua de lluvia; 
- b. para información acerca de las rejillas de protección contra incendios o medios de 
bloqueo del fuego, véase 6.1.7.2. 
NOTA - Además, se recomienda considerar la instalación del agua contra incendios (si existe). 
Se deben tomar en cuenta las leyes y regulaciones nacionales y locales en la materia. 
 
Figura 28 - Confinamiento con un tanque de captación  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
De donde: 
- a. en el contenedor con un 20% de líquido del transformador; 
- b. para información acerca de las rejillas de protección contra incendios o medios de 
bloqueo del fuego, véase 6.1.7.1. 
 
Figura 29 - Confinamiento con un tanque integrado de captación común 
 De donde: 
- a. es el contenedor exterior. La cantidad completa de líquido del transformador más grande 
más el agua de lluvia. 
- b. es el contenedor interior. La cantidad completa de líquido del transformador más grande. 
NOTA - Además, se recomienda considerar la instalación del agua contra incendios (si existe). 
6.1.8.4 Fugas del gas SF6 
Las recomendaciones para el uso y manejo del gas SF6 se dan en la norma IEC 62271-4. 
Para atender el evento de una fuga de gas SF6 en equipos dentro de un edificio, debe proporcionarse 
ventilación mecánica en el cuarto y en otros lugares accesibles donde la acumulación de gas puede presentar 
un peligro. En caso de instalaciones tipo exterior, no es necesario previsiones especiales 
La ventilación mecánica puede omitirse cuando el volumen de gas del compartimiento más grande a 
presión atmosférica no excede el 10% del volumen del cuarto. Para propósitos de cálculo del volumen total de 
gas SF6 (calculado a temperatura y presión normales), deben considerarse los cilindros conectados a las 
instalaciones en SF6. 
En cuartos con equipos en gas SF6, los cuales se encuentran debajo del nivel de la tierra en todos sus 
lados, debe proveerse de ventilación mecánica, si las cantidades de gas SF6 representan un riesgo intolerable, 
para la salud y seguridad del personal (ver nota abajo), son capaces de acumularse debido a la cantidad de 
gas y al tamaño del cuarto. 
En los cuartos pequeños, ductos, fosas, pozos, entre otros, que se localizan por abajo de los cuartos de 
las instalaciones SF6 y conectados a ellos, debe ser posible realizar la ventilación. 
a) Ninguna parte del equipo instalado en el cuarto de distribución que está en contacto con el aire 
puede exceder una temperatura de 45 °C. 
b) Cuando el llenado de equipo se lleva a cabo durante el montaje en sitio (sistemas no sellados) 
pueden tomarse medidas para prevenir ahumar, abrir fuego y soldadura en el área de trabajo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
6.1.8.5 Falla con pérdida de gas SF6 y sus productos de descomposición 
Para asegurar la integridad del personal que trabaja con gas SF6, en el caso de falla de un equipo eléctrico 
con pérdida del gas SF6 y que se hayan producido productos de descomposición. Se deben seguir las 
recomendaciones de la norma IEEE Std C37.122.3. 
6.1.9 Identificación y marcado 
6.1.9.1 Generalidades 
Se requiere una identificación clara y marcado inequívoco para evitar la operación incorrecta, errores 
humanos, incidentes y accidentes, mientras se realizan las labores de operación y mantenimiento. 
En los lugares en que el contacto con equipos eléctricos o la proximidad de éstos pueda entrañar peligro 
para el personal, deben colocarse avisos de seguridad de conformidad con lo que establece la  NOM-026-
STPS, colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos conducidos en 
tuberías. 
Todos los equipos eléctricos de la subestación deben contar con información que identifique sus 
características eléctricas y la distancia de seguridad para los voltajes presentes, ya sea en una placa, en 
etiquetas adheridas o marcada sobre el equipo. 
Las señales, placas y letreros deben ser de material durable y no corrosivo e impresos en caracteres 
imborrables. 
El estado de operación de los dispositivos de control y distribución debe mostrarse claramente por los 
indicadores, excepto cuando los contactos principales pueden verse claramente por el operador. 
Deben identificarse las terminales de los cables y los componentes. Deben proveerse detalles relevantes 
que hacen posible la identificación de acuerdo con una lista de alambrado o diagrama. 
6.1.9.2 Placas de información y placas de advertencia 
En áreas eléctricas cerradas y edificios industriales, debe proveerse a todos los cuartos de los equipos 
eléctricos, en el exterior del cuarto y en cada puerta de acceso, con la información necesaria que identifica 
cada cuarto y señalando cualquier peligro. 
Los colores utilizados en las señales de seguridad e higiene deben cumplir con los requerimientos de la 
norma NOM-026-STPS. 
6.1.9.3 Advertencia de peligro eléctrico 
Todas las puertas de acceso a las áreas cerradas de operación eléctrica y todas las cercas perimetrales 
exteriores, deben proveerse con señales de advertencia. 
Las señales de advertencia de peligro eléctrico deben cumplir con los requerimientos de la norma  NOM-
026-STPS. 
6.1.9.4 Instalaciones con capacitores incorporados 
Los capacitores deben proveerse con una etiqueta de advertencia que indica el tiempo de descarga. 
6.1.9.5 Señales de emergencia para las salidas de emergencia 
La salida de emergencia debe indicarse por una señal de advertencia de seguridad apropiada. 
Las señales de emergencia para las salidas de emergencia deben cumplir con los requerimientos de la 
norma NOM-026-STPS. 
6.1.9.6 Identificación de marcado en los conductores 
La posición en donde los cables entran a los edificios puede identificarse. Marcas de identificación no 
deben ser colocadas en cubiertas removibles o puertas que pueden ser intercambiables. 
6.1.10 Acometidas 
Para la protección al personal y al equipo eléctrico, las acometidas a su llegada a la subestación deben 
considerar un medio de protección contra sobretensiones originadas en la línea de transmisión o circuito de 
distribución, consistente en la instalación de un juego de apartarrayos de óxido de zinc en el inicio de la bahía 
que debe ser seleccionado de acuerdo con la tensión del sistema en kV y la corriente de descarga en kA.  En 
acometidas aéreas-subterráneas se deben instalar dos juegos de apartarrayos, uno en la entrada de la 
transición y otro a la salida a fin de proteger de forma adecuada el tramo de cable aislado de potencia.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
En acometidas de circuitos de distribución utilizados para la alimentación de los servicios propios de la 
subestación eléctrica, adicionalmente se debe contar con elementos de protección contra sobrecorriente y 
cortocircuito debiendo instalarse cortacircuitos fusibles o interruptores de potencia, seleccionados de acuerdo 
con la tensión del sistema en kV y la potencia del transformador en kVA que alimentara. 
Se debe cuidar que las acometidas de las líneas de transmisión a la subestación eléctrica se realicen de 
manera recta, pero cuando esta tenga un ángulo tal que provoque que las bajadas hacia los equipos de línea 
se vean comprometidas, se debe usar un marco de remate con el objeto de facilitar las conexiones del equipo 
de línea. Siempre deben respetarse las distancias de seguridad correspondientes. 
De igual manera los cables de guarda del sistema de blindaje que provienen de las líneas de transmisión 
se deben conectar eléctricamente con el sistema de blindaje de la subestación en el punto de acometida a la 
subestación eléctrica. 
6.1.11 Servicios Propios 
Los servicios propios son el conjunto de equipos e instalaciones que suministran energía eléctrica en baja 
tensión, tanto en corriente alterna como en corriente directa, a los equipos y servicios auxiliares de una 
subestación eléctrica, con el objetivo de que los equipos primarios, de protecciones, medición, control y 
comunicaciones funcionen de forma segura y confiable. 
Los servicios propios de una subestación se dividen en: 
a) Grupo que suministra energía eléctrica en corriente alterna, y 
b) Grupo que suministra energía eléctrica en corriente directa 
En ambos grupos se tiene más de una fuente de alimentación, de manera que exista un respaldo en caso 
de falla o mantenimiento de la fuente primaria, a fin de garantizar un suministro de energía eléctrica continuo. 
Las instalaciones eléctricas y equipos que alimentan los servicios propios en una subestación eléctricas 
deben ofrecer condiciones adecuadas de seguridad para las personas y sus propiedades, en lo referente a la 
protección contra: 
- Las descargas eléctricas, 
- Los efectos térmicos, 
- Las sobrecorrientes, 
- Las corrientes de falla y 
- Las sobretensiones. 
Para tal efecto se deben cumplir con las disposiciones indicadas en la Norma Oficial Mexicana  NOM-001-
SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (utilización). 
6.2 Líneas de la Red Nacional de Transmisión 
6.2.1 Generalidades 
Todos los requisitos referidos en el presente capitulo corresponden a Instalaciones Eléctricas Nuevas que 
se diseñen y construyan a partir de la entrada en vigor de esta Norma. 
En las instalaciones eléctricas a que se refiere la presente Norma, deben utilizarse materiales y equipos 
(productos) que cumplan con lo establecido en la sección 4.3. 
Los materiales y equipos (productos) de las instalaciones eléctricas sujetos al cumplimiento señalado en el 
párrafo anterior, deben contar con un certificado expedido por un organismo de certificación de producto, 
acreditado, aprobado, en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
Los materiales y equipos (productos) que cumplan con las disposiciones establecidas en los párrafos 
anteriores se consideran aprobados para los efectos de este Proyecto. 
Los equipos de medición que se requieran para la determinación de los parámetros de las instalaciones 
deben estar calibrados por un laboratorio acreditado (dimensional). 
6.2.2 Puesta a tierra de líneas aéreas y subterráneas de alta y extra alta tensión 
El objetivo del presente capítulo es proporcionar los métodos prácticos de puesta a tierra, como uno de los 
medios para salvaguardar la integridad de las personas y a los operarios del daño que pudiera causar el 
potencial eléctrico la Red Nacional de Transmisión. Este capítulo se refiere a los métodos para la puesta a 
tierra de los conductores, equipos, estructuras y los equipos de comunicaciones; los requisitos que establecen 
en que caso deben conectarse a tierra, se encuentra en el presente capítulo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
6.2.2.1 Medición de la resistencia del sistema de tierra 
Para realizar la medición debe estar desconectada la red de puesta a tierra del neutro del sistema 
eléctrico, de las partes metálicas estructurales las instalaciones y del hilo de guarda de la línea aérea o 
pantalla metálica de una línea subterránea y/o cable de continuidad de tierra que forma parte de las 
conexiones de las pantallas metálicas de los cables de potencia de la línea subterránea. 
6.2.2.2 Puesta a tierra durante mantenimiento o reparaciones 
El equipo o los conductores que operan a más de 110 V entre fases y que deban repararse cuando se 
desconecten de su fuente de alimentación, deben conectarse a tierra y en cortocircuito, antes y durante la 
reparación o mantenimiento. Asegurar que la desconexión de su fuente de alimentación se realice por un 
medio de una apertura visible y realizar un bloqueo mecánico para evitar una conexión involuntaria, así como, 
asegurar a través de un dispositivo sensible a potencial eléctrico que permita determinar que no se encuentra 
energizado el equipo o los conductores antes de poner a tierra. 
6.2.2.3 Capacidad de conducción de corriente y resistencia mecánica 
La capacidad de conducción de corriente de tiempo corto de un conductor de puesta a tierra desnudo, es 
la corriente que puede conducir (soportar) durante el tiempo establecido en el cálculo de corto circuito máximo 
asimétrico correspondiente al tiempo en que transcurre la circulación de corriente, sin fundirse o cambiar su 
estado, y para un conductor con aislamiento es la corriente que pueden conducir sin que se dañe su 
aislamiento. 
a) Para sistemas que se conectan a tierra en un solo punto. El conductor de puesta a tierra para un 
sistema conectado a tierra en un solo punto, por medio de un electrodo o grupo de electrodos 
exclusivo para servicios individuales debe tener una “capacidad de conducción de corriente de corto 
tiempo” para la corriente eléctrica de falla, que pueda circular por el propio conductor durante el 
tiempo de operación del dispositivo de protección del sistema. Si este valor no puede determinarse, 
la capacidad de conducción de corriente permanente del conductor de puesta a tierra debe ser igual 
o mayor que la corriente eléctrica a plena carga del transformador o de otra fuente de alimentación. 
b) Para sistemas en corriente alterna con múltiples conexiones de puesta a tierra. El conductor de 
puesta a tierra para un sistema de corriente alterna con múltiples conexiones a tierra, excluyendo las 
puestas a tierra en los servicios a usuarios, debe tener una capacidad continua de conducción de 
corriente, en cada conexión, mayor que un quinto de la capacidad de los conductores del sistema al 
que esté conectado. (Véase el inciso e) de esta Sección). 
c) Para apartarrayos primarios. El conductor de puesta a tierra debe tener la “capacidad de conducción 
de corriente de tiempo corto”, bajo las condiciones de corriente eléctrica causada por un disturbio.  El 
conductor individual de puesta a tierra de un apartarrayos debe ser de tamaño nominal no menor que 
107,2 mm2 a 253,4 mm2 (4/0 AWG y 500 kCM) de cobre o de alambre de acero, este último  con 
recubrimiento de cobre con conductividad equivalente, para tensiones nominales del sistema de 69 
kV hasta 400 kV. 
 Cuando la flexibilidad del conductor de puesta a tierra es vital en la operación del apartarrayos, 
deben emplearse conductores flexibles, en los puntos adyacentes a la base del apartarrayos. 
 El punto de referencia de tierra del apartarrayos, el neutro y el tanque del transformador debe 
interconectarse a la puesta a tierra, mediante un conductor flexible o alambre de sección transversal 
no menor que 107,2 mm 2 a 253,4 mm 2 (4/0 AWG y 500 kCM) de cobre o de alambre de acero, este 
último con recubrimiento de cobre con conductividad equivalente, para tensiones nominales del 
sistema de 69 kV hasta 400 kV y, en su caso, una de las terminales de media tensión, junto con las 
cuales se conectan al electrodo de puesta a tierra. 
 El tanque del transformador no debe utilizarse como un medio de puesta a tierra. 
 En transformadores monofásicos deben ser conectados a tierra todos los postes adyacentes, más las 
estructuras de remate del secundario, mediante un conductor flexible o alambre de sección 
transversal no menor que 107,2 mm 2 a 253,4 mm 2 (4/0 AWG y 500 kCM) de cobre o de alambre de 
acero, este último con recubrimiento de cobre con conductividad equivalente, para tensiones 
nominales del sistema de 69 kV hasta 400 kV. 
d) Para equipo, mensajeros y retenidas. El conductor de puesta a tierra para equipo, canalizaciones, 
mensajeros, retenidas, cubiertas metálicas de cables y otras cubiertas metálicas de conductores, 
debe tener la “capacidad de conducción de corriente de tiempo corto” para la corriente eléctrica de 
falla y para el tiempo de operación del dispositivo de protección del sistema. Si no se provee  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
protección contra sobrecorriente o falla, la capacidad de conducción de corriente del conductor de 
puesta a tierra debe determinarse con base en las condiciones de diseño y operación del circuito, 
pero no debe ser de tamaño nominal menor que 107,2 mm 2 a 253,4 mm 2 (4/0 AWG y 500 kCM) de 
cobre o de alambre de acero, este último con recubrimiento de cobre con conductividad equivalente 
en su capacidad de conducción de corriente. 
 Cuando las cubiertas metálicas de conductores y sus uniones a las cubiertas de equipo tienen la 
continuidad y capacidad de corriente requeridas, se pueden usar como medio de puesta a tierra del 
equipo. 
e) Límite de la capacidad de conducción de corriente. El límite de la capacidad de corriente del 
conductor de puesta a tierra es el siguiente: 
1) La de los conductores de fase que suministran la corriente de la falla a tierra; y 
2) La corriente eléctrica máxima que pueda circular por el conductor, hacia el electrodo a que esté 
conectado. Para un conductor individual de puesta a tierra, esta corriente eléctrica es 
aproximadamente igual al resultado de la tensión eléctrica de suministro dividida entre la 
resistencia a tierra del electrodo. 
f) Resistencia mecánica. Todo conductor de puesta a tierra debe tener resistencia mecánica para las 
condiciones a que esté sometido. Además, los conductores de puesta a tierra sin protección deben 
tener una resistencia a la tensión mecánica mayor o igual que la correspondiente al tamaño nominal 
de 107,2 mm2 (4/0 AWG) de cobre temple duro para líneas en alta y extra alta tensión. Para 
subestaciones de potencia en alta tensión a nivel de Transmisión, deben tener una resistencia a la 
tensión mecánica mayor o igual que la correspondiente al tamaño nominal de 107,2 mm2 (4/0 AWG) 
de cobre temple duro. 
6.2.2.4 Guardas y protección 
Debe proveerse lo siguiente: 
a) Deben protegerse los conductores de puesta a tierra para sistemas conectados a tierra en un solo 
punto y aquellos conductores expuestos a daño mecánico. Los conductores de puesta a tierra no 
requieren protección cuando no estén fácilmente accesibles ni en donde se conecten a tierra los 
circuitos o equipos con múltiples conexiones; 
b) Cuando se requiera protección, los conductores de puesta a tierra deben protegerse por medio de 
guardas contra el riesgo a que estén expuestos. Las guardas deben estar a una altura mínima de 
2,50 m sobre el suelo o plataforma en que los conductores son accesibles a las personas; 
c) Los conductores de puesta a tierra sin guardas expuestos a daños mecánicos deben protegerse 
fijándose a la superficie del poste, estructura o la que aplique, colocando los conductores en la parte 
menos expuesta; y 
d) Las guardas que se utilizan para conductores de puesta a tierra contra descargas atmosféricas 
deben ser de material no magnético que envuelva completamente al conductor y fijo en ambos 
extremos. 
6.2.2.5 Separación de conductores de puesta a tierra 
a) Los conductores de puesta a tierra para equipo y circuitos de las clases indicadas a continuación, 
deben correr separadamente hasta sus propios electrodos. 
1) Apartarrayos de circuitos de más de 600 V y armazones de equipo que opere a más de 600 V; 
2) Circuitos de alumbrado y fuerza hasta 600 V; y 
3) Puntas de pararrayos (protección contra descargas atmosféricas), a menos que estén 
conectadas a una estructura metálica con conexión al sistema de puesta a tierra. 
 Como alternativa, los conductores de puesta a tierra pueden correr separadamente hasta una barra 
colectora de tierra o un cable de puesta a tierra del sistema, que esté conectado a tierra en varios 
lugares. 
b) Los circuitos primario y secundario que utilicen un conductor neutro común, deben tener cuando 
menos una conexión de puesta a tierra por cada 400 m de línea, sin incluir las conexiones de puesta 
a tierra en los servicios de usuarios. Deberán existir no menos de cuatro conexiones de puesta a 
tierra en una distancia de 1,6 km, aun cuando algunos intervalos excedan 400 m. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
c) Cuando se usen electrodos independientes para sistemas independientes, deben emplearse 
conductores de puesta a tierra separados. Si se usan electrodos múltiples para reducir la resistencia 
a tierra, éstos pueden unirse entre sí y conectarse a un solo conductor de puesta a tierra. 
d) Se recomienda que los cables de comunicación subterráneos estén separados 2 m mínimo de los 
electrodos artificiales para apartarrayos de sistemas eléctricos no conectados a tierra, que operan a 
tensiones mayores de 15 kV entre fases. 
6.2.2.6 Electrodos de puesta a tierra 
El electrodo de puesta a tierra debe ser permanente y adecuado para el sistema eléctrico de que se trate. 
Un electrodo común (o sistema de electrodos) debe emplearse para conectar a tierra el sistema eléctrico y las 
envolventes metálicas de conductores y al equipo servido por el mismo sistema. El electrodo de tierra debe 
cumplir con los requerimientos indicados en las secciones 5.2.9.8 y 5.2.10. 
6.2.2.7 Electrodos de puesta a tierra existentes 
Para efectos de este capítulo, se entiende por "electrodos de puesta a tierra existentes" aquellos 
elementos metálicos instalados para otros fines diferentes al de puesta a tierra. 
Varillas de refuerzo de acero en cimientos o bases de concreto. El sistema de varillas de refuerzo de un 
cimiento o base de concreto, que no esté aislado del contacto directo con la tierra y se extienda cuando 
menos 1,00 m abajo del nivel del terreno natural, constituye un efectivo y aceptable electrodo de puesta  a 
tierra. 
Cuando la estructura de acero (como columna, torre, y poste) soportada sobre dicho cimiento o base, se 
use como un conductor de puesta a tierra, debe ser conectada a las varillas de refuerzo por medio de la unión 
con soldadura de termofusión o por medio de cable que una directamente a las varillas de refuerzo con la 
estructura arriba del concreto. 
Los amarres de acero comúnmente usados, se considera que proporcionan una adecuada unión entre las 
varillas del armado de refuerzo. 
NOTA - Cuando las varillas de refuerzo no están conectadas adecuadamente a una estructura arriba del 
concreto, y ésta queda sometida a corrientes eléctricas de descarga a tierra (aun conectada a otro electrodo 
que no sean las varillas), hay posibilidad de daño al concreto interpuesto, debido a la corriente que busca 
camino hacia tierra a través del concreto, que es mal conductor. 
6.2.2.8 Medios de conexión a electrodos 
Hasta donde sea posible, las interconexiones a los electrodos deben ser accesibles. Los medios para 
hacer estas conexiones deben proveer sujeción mecánica, permanencia y capacidad de conducción de 
corriente, tal como los siguientes: 
a) Una abrazadera, accesorio o soldadura permanentes y efectivos; 
b) Un conectador de bronce con rosca, que penetre bien ajustado en el electrodo; 
c) Para construcciones con estructura de acero, en las que se empleen como electrodo las varillas de 
refuerzo embebidas en concreto (del cimiento), debe usarse una varilla de acero similar, para unirla, 
mediante soldadura a otra provista de un tornillo de conexión. El tornillo debe ser conectado sólida y 
permanentemente a la placa de asiento de la columna de acero soportada en el concreto. El sistema 
eléctrico puede conectarse entonces, para su puesta a tierra, a la estructura del edificio, usando 
soldadura o un tornillo de bronce que se sujete en algún elemento de la misma estructura; y 
d) Para construcciones con estructuras de concreto armado, en las que se emplee un electrodo 
consistente en varillas de refuerzo o alambre embebidos en concreto (del cimiento), debe usarse un 
conductor de cobre desnudo de tamaño nominal adecuado para satisfacer el requisito indicado en 
5.2.9.7, pero no menor que 33,6 mm 2 (2 AWG) que se conecte a las varillas de refuerzo o al 
alambrón, mediante un conectador adecuado para cable de acero. El conectador y la parte expuesta 
del conductor de cobre deben cubrirse completamente con mastique o compuesto sellador, antes de 
que el concreto sea vaciado, para minimizar la posibilidad de corrosión galvánica. El conductor de 
cobre debe sacarse por arriba de la superficie del concreto en el punto requerido por la conexión con 
el sistema eléctrico. Otra alternativa es sacar al conductor por el fondo de la excavación y llevarlo por 
fuera del concreto para la conexión superficial, en este caso el conductor de cobre desnudo debe ser 
de tamaño nominal no menor que 33,6 mm 2 (2 AWG).  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.2.2.9 Punto de conexión a sistemas de tubería 
Los electrodos fabricados o las estructuras puestas a tierra deben separarse por lo menos 3.00 m de 
líneas de tubería usadas para la transmisión de líquidos o gases inflamables que operen a altas presiones 
(1050 kPa o más), y deben estar protegidos catódicamente como una sola unidad. 
NOTA - Debe evitarse la instalación de electrodos a menos de 3,00 m de distancia de dichas líneas de 
tubería, pero en caso de existir, deben ser coordinados de manera que se asegure que no se presenten 
condiciones de riesgo para el personal y la infraestructura, mediante un estudio de compatibilidad 
electromagnética entre ambos sistemas, e implementar las medidas de mitigación necesarias para la 
convivencia de estas instalaciones. 
6.2.2.10 Superficies de contacto 
Cualquier recubrimiento de material no conductor, tal como esmalte, moho o costra, que esté presente 
sobre las superficies de contacto de electrodos en el punto de la conexión, debe ser removido completamente 
donde se requiera, a fin de obtener una buena conexión. 
6.2.2.11 Resistencia a tierra de electrodos 
El sistema de puesta a tierra debe realizarse con uno o más electrodos conectados entre sí. Debe tener 
una resistencia a tierra baja para minimizar los riesgos al personal en función de la tensión eléctrica de paso y 
de contacto (se considera aceptable un valor de 10 Ω; en terrenos con alta resistividad este valor puede llegar 
a ser hasta de 25 Ω. 
Se recomienda que el valor medido de resistencia a tierra sea menor o igual que 10 Ω para líneas aéreas 
de alta tensión. 
Para líneas aéreas de alta tensión con la instalación de torres autosoportadas de acero galvanizados, se 
recomienda que el valor medido de resistencia a tierra debe ser menor o igual que 10 Ω. 
Para líneas aéreas de alta tensión con la instalación de postes troncocónicos autosoportados, se 
recomienda que el valor medido de resistencia a tierra debe ser menor o igual que 30 Ω. 
Para líneas subterráneas de alta tensión, se recomienda que el valor medido de resistencia a tierra debe 
ser de 5 a 10 Ω. 
a) Plantas generadoras y subestaciones. Cuando estén involucradas tensiones y corrientes eléctricas 
altas, se requiere de un sistema enmallado de tierra con múltiples electrodos y conductores 
enterrados y otros medios de protección. 
b) Sistemas de un solo electrodo. Los sistemas con un solo electrodo deben utilizarse cuando el valor 
de la resistencia a tierra no exceda de 25 Ω en las condiciones más críticas. 
Deberán existir no menos de cuatro conexiones de puesta a tierra en una distancia de 1,6 km, aun cuando 
algunos intervalos excedan 400 m. 
6.2.2.12 Puesta a tierra de líneas aéreas 
Toda cerca metálica que se cruce con líneas suministradoras en áreas no urbanizadas, debe conectarse a 
tierra, a uno y otro lado del cruce, a una distancia sobre el eje de la cerca y no mayor que 45 m. En caso de 
existir una o más puertas o cualquier otra condición que interrumpa la continuidad de la cerca, ésta debe 
aterrizarse en el extremo más cercano al cruce con la línea. 
6.2.2.13 Cables mensajeros, retenidas e hilos de guarda. 
a) Cables mensajeros. Los cables mensajeros que requieran estar conectados a tierra deben 
conectarse a los conductores de puesta a tierra en los postes o en las torres, a los intervalos 
máximos indicados a continuación: 
1) Cuando el cable mensajero sea adecuado para utilizarse como conductor de puesta a tierra del 
sistema (véase 5.2.9.4), una conexión como mínimo, en cada 400 m de línea, 
independientemente del sistema de tierras del servicio de los usuarios, deberán existir no menos 
de cuatro conexiones de puesta a tierra en una distancia de 1,6 km, aun cuando algunos 
intervalos excedan 400 m; y 
2) Cuando el cable mensajero no sea adecuado para utilizarse como conductor de puesta a tierra 
del sistema, una conexión como mínimo, en cada 200 m de línea, independientemente del 
sistema de tierras del servicio de los usuarios. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Retenidas. Las retenidas que requieran estar puestas a tierra deben conectarse a: 
1) Estructuras de acero puestas a tierra, o a una conexión efectiva de puesta a tierra en postes de 
madera o concreto; y 
2) Un conductor de línea (neutro) que tenga cuando menos una conexión de puesta a tierra como 
mínimo en cada 400 m, además de las conexiones de puesta a tierra en los servicios a usuarios. 
Deberán existir no menos de cuatro conexiones de puesta a tierra en una distancia de 1,6 km, 
aun cuando algunos intervalos excedan 400 m. 
c) Cables de guarda. Los cables de guarda para líneas de alta y extra alta tensión deben conectarse a 
los cables de puesta a tierra de las estructuras. 
6.2.2.14 Electrodos artificiales 
Cuando se utilicen electrodos artificiales deben: 
a) Penetrar tanto como sea posible, dentro del nivel de humedad permanente; y 
b) Ser de un metal o aleación que no se corroa. 
Toda la superficie externa de los electrodos debe ser conductora, bajo las condiciones existentes y 
durante la vida útil de los mismos, esto es, que no tenga pintura, esmalte u otra cubierta aislante. 
6.2.2.15 Resistividad del suelo y de diseño 
a) Debe medirse la resistividad aparente del suelo en cada punto donde se localice la estructura; 
b) Debe contarse con una memoria de cálculo del sistema de puesta a tierra, que indique la resistividad 
de diseño, la cual debe tomar como base la resistividad del suelo, y el método de cálculo; y 
c) Los sistemas de puesta a tierra para cada estructura deben diseñarse tomando como base las 
resistividades de diseño. 
6.2.2.16 Materiales y equipos para puesta a tierra 
El sistema de puesta a tierra debe considerar como mínimo el material y equipo permanente siguientes: 
a) Para contra-antenas, con las características siguientes: 
1) Alambre de cobre electrolítico; en sección circular, temple semiduro, de sección transversal 
mínima de 33,62 mm 2 o de mayor conductividad I.A.C.S a 20°C 97,66% de; y 
2) Cable de acero con recubrimiento de cobre soldado (30 ACS 7 No 9) de sección trasversal de 
46,44 mm2 o mayor, diámetro nominal de 8,71 mm de resistencia de 1,27481 Ω/km. 
b) Electrodos verticales de acero con recubrimiento de cobre electrolítico; y 
c) Conexiones soldadas tipo exotérmico. En un sistema de transmisión no se aceptan conectores a 
compresión o atornillables. 
d) Terreno vegetal o intensificadores químicos. 
6.2.2.17 Resistencia eléctrica del sistema de puesta a tierra 
Después de la instalación del sistema de puesta a tierra, debe realizarse la medición de la resistencia 
eléctrica a pie de torre, se recomienda que el valor de la resistencia del sistema de puesta a tierra debe ser: 
a) Para torres autosoportadas debe ser menor que 10 Ω. 
b) Para postes troncocónicos o tubulares debe ser menor que 30 Ω. 
Excepción:  En caso de no lograr los valores anteriores debe presentarse una solución alternativa. 
6.2.2.18 Construcción y detalles de la puesta a tierra 
a) Para las torres autosoportadas de acero galvanizado, las uniones de las contra-antenas deben 
soldarse en la interface cable - placa estructural “stub” de la estructura o en la sección embebida en 
concreto de la estructura; y 
b) Para los postes troncocónicos de acero galvanizado, las uniones de las contra-antenas deben 
soldarse a las anclas de los postes  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
En ambos tipos de estructuras las uniones deben quedar ahogadas en el concreto de la cimentación, de 
tal manera que las conexiones no sean visibles. 
La soldadura no debe presentar ruptura o agrietamiento en las uniones durante los trabajos de colado de 
las cimentaciones. 
En estructuras de madera, concreto y de fibra de vidrio se deberá instalar la bajante de tierra, rematando 
en espiral la parte del poste que se empotra para su soporte. 
6.2.2.19 Puesta a tierra de líneas subterráneas 
Punto de conexión del conductor de puesta a tierra en sistemas de corriente alterna 
a) Para tensiones de 69 kV a 400 kV 
1) Conductor sin pantalla (ya sea desnudo, forrado o aislado sin pantalla). El conductor debe ser 
eficazmente puesto a tierra en cada una de las acometidas. 
2) Cable con pantalla. 
b) Conexión de la pantalla del cable con la puesta a tierra de apartarrayos. Las pantallas metálicas de 
los cables deben unirse con el sistema de tierras de apartarrayos; 
c) Cable sin cubierta exterior aislante. La conexión debe hacerse al neutro del transformador de 
alimentación y en las terminales del cable; y 
d) Cable con cubierta exterior aislante. Se recomienda hacer conexiones adicionales entre las pantallas 
metálicas sobre el aislamiento del cable (o armadura) y la red de puesta a tierra del sistema.  En 
líneas de cable con pantalla de múltiples conexiones a tierra, la pantalla metálica (incluyendo 
armadura) debe conectarse a la red de puesta a tierra en cada unión del cable expuesta al contacto 
del personal. 
 Debe preverse que, al estar puestas a tierra en más de un punto, la corriente circulante por pantalla 
provoca un calentamiento adicional. 
e) Conductor de puesta a tierra separado 
 Si se usa un conductor de puesta a tierra separado adicional a una línea subterránea, debe 
conectarse a las pantallas metálicas del cable de potencia, incluyendo su conexionado a las cajas de 
puesta a tierra, resistencias no lineales ‘RNL’s, Limitadores de voltaje SVL, herrajes y soportería, los 
cuales deberán ir conectados a la red de puesta tierra. Este conductor debe estar colocado en la 
misma estructura enterrada (banco de ductos, registros, fosas, trincheras, galerías o túneles), en una 
tubería HDPE independiente que los conductores del circuito. 
Excepción:  El conductor de puesta a tierra para un circuito instalado en un ducto magnético (tubería de 
hincado de acero al carbono) debe estar en un ducto independiente si el que contiene al circuito está unido a 
dicho conductor en ambos extremos, y el ducto magnético debe estar protegido catódicamente como una sola 
unidad. 
NOTA - El conductor de puesta a tierra o conductor de continuidad de tierra que se instale de forma 
separado en una línea subterránea debe ser forrado con aislamiento XLP RHH-RHW para un nivel de tensión 
de 2000 V entre fases, con una sección transversal de 150 mm2 a 240 mm2 equivalente en su capacidad de 
conducción de corriente de cortocircuito de la acometida subterránea. 
6.2.2.20 Sistemas subterráneos 
a) Los conductores de puesta a tierra usados para conectarse a los electrodos y que se coloquen 
directamente enterrados, deben ser tendidos flojos o tener suficiente resistencia mecánica para evitar 
que se rompan por movimientos de la tierra o asentamientos normales del terreno. 
b) Los empalmes y derivaciones sin aislamiento de conductores de puesta a tierra directamente 
enterrados, deben ser hechos con soldadura exotérmica, para minimizar la posibilidad de 
aflojamiento o corrosión. Debe reducirse al mínimo el número de estos empalmes o derivaciones. 
c) La pantalla metálica, debe interconectarse con la de los otros cables del sistema trifásico y 
conectarse a tierra, asimismo debe unirse con todo aquel equipo eléctrico accesible conectado a 
tierra en los registros, fosas, galerías, trincheras, pozos o bóvedas. 
 Excepción: Esta conexión puede omitirse cuando exista protección catódica. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
d) Debe evitarse que elementos magnéticos, tales como acero estructural, tubo, varillas de refuerzo, no 
queden interpuestos entre el conductor de puesta a tierra y los conductores de fase del circuito. 
e) Los metales utilizados para fines de puesta a tierra, que estén en contacto directo con la tierra, 
concreto o mampostería, deben estar aprobados para tal uso. El aluminio no se permite para este 
uso. Los metales de diferentes potenciales galvánicos, que se unan eléctricamente, pueden requerir 
de protección contra corrosión galvánica. 
f) Cuando las pantallas o armaduras sobre el aislamiento de cables, conectadas a tierra, se conecten 
para minimizar las corrientes eléctricas circulantes en la pantalla, deben aislarse donde estén 
accesibles al contacto del personal. 
g) Las conexiones de transposición y los puentes de unión deben tener aislamiento para 2 000 V, para 
tensiones mayores y el aislamiento debe ser adecuado para la tensión eléctrica a tierra existente. 
h) Los puentes de unión y sus medios de conexión deben ser de tamaño y diseño para soportar la 
corriente eléctrica de falla, sin dañarse el aislamiento de los puentes o las conexiones de la pantalla. 
6.2.3 Acometidas para Conexión e Interconexión con la RNT 
El objetivo de la presente sección es establecer los requisitos mínimos que deben cumplir las Acometidas 
para la Conexión y/o Interconexión de líneas aéreas y subterráneas de transmisión en sus distintas 
modalidades a la Red Nacional de Transmisión; con base en principios de que permitan garantizar la 
confiabilidad, operación eficiente, seguridad y protección para las personas y sus propiedades. 
El alcance de este artículo es definir los requerimientos de los conductores de las acometidas para 
conexión e interconexión y equipos de recepción del suministro, dispositivos para el control, medición y 
protección, así como de los requisitos para su instalación. 
A continuación, se clasifican los tipos de acometidas para la conexión e interconexión con la RNT: 
- Parte A. Generalidades 
- Parte B. Conductores de acometida aérea 
- Parte C. Conductores de acometida subterránea 
- Parte D. Equipos de acometida - Medio de desconexión 
- Parte E. Fronteras de Responsabilidad de Puntos de Conexión y Puntos de Interconexión. 
Parte A. Generalidades. 
6.2.3.1 Número de acometidas 
En general el número de acometidas para la RNT en una estructura, edificio u otra instalación que 
suministre energía deben ser de sólo una acometida, excepto lo que se permita en a), b) y c) siguientes. 
a) Condiciones especiales. Se permitirán acometidas adicionales que alimenten a: 
1) Sistemas generadores en paralelo 
2) Puntos de conexión de Centros de Carga con la RNT 
3) Puntos de Interconexión de Centrales Eléctricas con la RNT 
4) Sistemas diseñados con diferentes niveles de tensiones para la misma RNT. 
5) Sistemas diseñados con diferentes niveles de tensiones que compartan la RNT con la RGD. 
6) Sistemas diseñados para acometidas aéreas y/o subterráneas para Edificios 
  para RNT. 
7) Sistemas diseñados para acometidas aéreas y/o subterráneas para Edificios 
  que compartan 
la RNT con la RGD. 
8) Sistemas diseñados para la conexión a múltiples fuentes de alimentación con el fin de mejorar la 
confiabilidad. 
b) Requisitos de capacidad. Se permiten acometidas adicionales bajo las siguientes condiciones: 
1) Los requisitos de carga de una instalación trifásica son mayores que los que se suministran 
normalmente a través de una sola acometida. 
2) Los sistemas que compartan la infraestructura de la RNT, por ejemplo, la RGD deberán contar 
con la capacidad de transmisión que cumpla con los requerimientos de transporte de energía, 
considerando los niveles de pérdidas por transmisión, asimismo no presente interferencia 
electromagnética, y se cumplan con los requerimientos de seguridad y confiabilidad para 
convivencia de ambos sistemas.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Características diferentes. Se permitirán acometidas adicionales para diferentes niveles de tensión 
para la RNT, o para diferentes usos, conforme a las características particulares de la infraestructura, 
siempre y cuando el circuito de mayor nivel tensión se ubique en la parte superior y el circuito de 
menor tensión en la parte inferior, y se cumplan con los requerimientos de seguridad y separaciones 
de conductores. 
d) Identificación. Cuando un edificio o infraestructura esté alimentado por más de una acometida o por 
una combinación de circuitos derivados, alimentadores, acometidas, puntos de conexión y puntos de 
interconexión, se debe instalar placas de identificación aérea o subterránea, según se trate, o un 
directorio permanente en cada lugar de conexión de acometida, identificando todas las demás 
acometidas, los alimentadores y los circuitos derivados que alimenten al inmueble o estructura y el 
área cubierta por cada uno de ellos. 
6.2.3.2 Conductores considerados fuera del edificio SF6 
Se debe considerar que los conductores están fuera de un inmueble u otra infraestructura en cualquiera de 
las siguientes circunstancias: 
a) Si los conductores serán instalados hacia los alimentadores y/o marcos de remate que se ubiquen en 
los muros del Edificio SF6 deberán ser conforme al diseño del arreglo de acometida aérea, 
cumpliendo con las separaciones mínimas entre conductores de fase a fase, véase 6.2.3.3, 6.2.3.5, 
6.2.3.6 y 6.2.3.8, para líneas aéreas. 
1) Si los conductores serán instalados hacia terminales tipo (Cable - Aire) o (Cable - Bus Ducto) 
que se ubiquen en los muros o transiciones en el Edificio SF6 deberán ser conforme al diseño del 
arreglo de acometida aérea, cumpliendo con las separaciones mínimas entre conductores de 
fase a fase, véase 6.2.3.3, 6.2.3.5, 6.2.3.6 y 6.2.3.8, para líneas aéreas. 
2) Si los conductores pasan por fuera o en las inmediaciones del edificio o inmueble deberán ser 
conforme al diseño del arreglo de acometida aérea, cumpliendo con una separación mínima 
horizontal y vertical, véase 6.2.3.3, 6.2.3.5, 6.2.3.6 y 6.2.3.8, para líneas aéreas. 
3) Si los cables conductores están instalados en una tubería y/o canalización subterránea que se 
ubiquen en los accesos (Sótano de Cables o Banco de Ductos) del Edificio SF6 deberá ser 
conforme al diseño del arreglo de acometida subterránea, debiendo cumplir con las distancias 
mínimas de separación entre sistemas ( Tabla 71) la profundidad mínima para canalizaciones, 
cables o conductores ( Tabla 72), y separación mínima en cruzamientos con líneas subterráneas. 
6.2.3.3 Otros conductores en canalizaciones o cables 
No se deben instalar otros conductores en la misma canalización de la acometida, punto de conexión, 
punto de interconexión, y por ningún motivo en el propio cable de acometida. 
Excepción 1:  Se permitirán dentro del arreglo de la canalización subterránea instalar una tubería 
independiente de acometida la instalación de conductores de continuidad de tierra ‘’ecc” para la conexión de 
las pantallas metálicas de los cables de potencia y realizar las conexiones hacia los electrodos de puesta a 
tierra o puentes de unión o conductores del lado de la acometida para los puntos de conexión y/o puntos de 
interconexión. 
Excepción 2:  Se permitirán dentro de la estructura enterrada; trincheras, galerías o túneles para cables de 
potencia compartir cables conductores de acometidas de diferentes niveles de tensión para los puntos de 
conexión y puntos de interconexión. 
Excepción 3:  Se permitirán dentro del arreglo de la canalización subterránea instalar una tubería 
independiente de acometida para los conductores de equipo de control, fuerza y comunicaciones. 
6.2.3.4 Selladores en las canalizaciones 
Cuando una canalización de una acometida entra a un edificio o estructura desde un sistema de 
transmisión subterránea, se deben utilizar selladores cortafuego a base de bloques o módulos a compresión 
para cada uno de los cables de potencia por fase, cables dieléctricos con fibras ópticas y cables con forro de 
aislamiento para puesta a tierra, incluyendo el montaje y colocación de herrajes y accesorios herméticos al 
agua, humedad, polvo y fauna nociva que puedan contribuir a evitar la propagación de fuego o deterioro del 
sistema de cables de potencia. 
6.2.3.5 Distancias o separaciones mínimas en estructuras 
Los conductores de acometida, puntos de conexión y puntos de interconexión en los tramos finales de la 
línea deben cumplir con a) b) c) y d) siguientes: Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
a) Distancias de seguridad. Los conductores de acometida instalados en estructuras de transmisión 
diseñadas para la RNT deberán cumplir con las separaciones mínimas y distancias de seguridad, 
véase 6.2.3.3, 6.2.3.5, 6.2.3.6 y 6.2.3.8, para líneas aéreas. 
b) Libramiento vertical. Los conductores de acometida instalados en estructuras de transmisión 
diseñadas para la RNT deberán cumplir con las alturas mínimas de los conductores para líneas de 
alta y extra alta tensión, y cruces con otras líneas eléctricas y de comunicación. 
c) Aberturas en edificios. Los conductores de acometida aérea no se deben instalar por abajo de claros 
a través de los cuales puedan moverse materiales o equipo, como claros en edificios agrícolas y 
comerciales, y no se deben instalar en donde obstruyan dichos claros. 
d) Vegetación como soporte. La vegetación, tal como árboles, no se debe utilizar como soporte de los 
conductores o del equipo de acometida aérea. 
Parte B. Conductores de acometida aérea. 
6.2.3.6 Tamaño y ampacidad del conductor 
a) Generalidades. Los conductores deben tener suficiente ampacidad para conducir la corriente de la 
carga alimentada para las solicitaciones de la acometida, punto de conexión o punto de interconexión 
que requiera la RNT y con base a las especificaciones aprobadas del suministrador y deben tener 
suficiente resistencia mecánica. 
b) Tamaño mínimo del conductor. Los conductores deben tener un tamaño no menor que 281 mm 2  
(477 kcmil) hasta 603 mm2 (1113 kcmil) de aluminio con cableado concéntrico y núcleo de alambres 
de acero recubierto de aluminio soldado, véase tamaño o designación en la Tabla 41. 
Excepción 1:  En instalaciones que no cumplan con los requerimientos de la capacidad de 
conducción de corriente, las acometidas se limitaran hacer arreglos de 1 conductor por fase con 
secciones transversales de 281 mm2 (477 kcmil) hasta 603 mm2 (1113 kcmil) para niveles de 69 a 
400 kV, mediante los análisis indicados en los incisos (c), (d) y (e) de la Tabla 41. 
Excepción 2:  En instalaciones que no cumplan con los requerimientos de la capacidad de 
conducción de corriente las acometidas se limitaran hacer arreglos con un haz de 2, y 3 conductores 
por fase con una sección transversal de 603 mm 2 (1113 kcmil) para niveles de 69 a 400 kV, mediante 
los análisis indicados en los incisos (c), (d) y (e) de la Tabla 41. 
Excepción 3 : En instalaciones que no cumplan con los requerimientos de la capacidad de 
conducción de corriente las acometidas se limitaran solo hacer arreglos con un haz de 4 conductores 
por fase con una sección transversal de 281 mm 2 (477 kcmil) solo para niveles de 400 kV, mediante 
los análisis indicados en los incisos (c), (d) y (e) de la Tabla 41. 
c) Conductores puestos a tierra. Los conductores puestos a tierra deben tener un tamaño del conductor 
no menor que el requerido a nominal 107,2 mm2 a 253,4 mm2 (4/0 AWG y 500 kCM) de cobre o de 
alambre de acero, este último con recubrimiento de cobre con conductividad equivalente en su 
capacidad de conducción de corriente. 
d) Cables de guarda. Los cables de guarda para líneas de alta y extra alta tensión deben conectarse a 
los cables de puesta a tierra de las estructuras. 
6.2.3.7 Libramientos 
Los conductores de acometida instalados en estructuras de transmisión diseñadas para la RNT deberán 
cumplir con las alturas mínimas de los conductores para líneas de alta y extra alta tensión, y cruces con otras 
líneas eléctricas y de comunicación. 
6.2.3.8 Estructuras 
La ubicación de las estructuras de transmisión hacia a la acometida aérea en las llegadas o salidas en 
subestaciones de transmisión deberá estar a una distancia entre la primera estructura y el marco de remate 
comprendida entre 60 m a 80 m, y los cables conductores deben tener la tensión mínima necesaria para 
cumplir con los libramientos. 
Excepción 1 -  Cuando la acometida aérea sea a Edificios SF6 la ubicación de la primera estructura de 
transmisión deberá estar a una distancia mínima de 40 m, y los cables conductores deben tener la tensión 
mínima necesaria para cumplir con los libramientos. 
Excepción 2 -  Cuando las estructuras de transmisión compartan conductores con niveles de tensión 
menores que las acometidas de la RNT, éstos deberán ubicarse en la parte inferior, respetando las 
separaciones indicas en 6.2.3.5.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.2.3.9 Punto de sujeción 
El punto de sujeción de los conductores de acometida aérea a un inmueble u otra estructura debe estar a 
la separación mínima especificada en 6.2.3.3, 6.2.3.5, 6.2.3.6 y 6.2.3.8 para líneas aéreas. En ningún caso, 
este punto de sujeción debe estar a menos de 9.0 metros del nivel del piso terminado. 
6.2.3.10 Medios de sujeción 
Los conductores utilizados para acometidas aéreas se deben sujetar a las estructuras u otros inmuebles, 
por medio de un conjunto de herrajes y accesorios que cumplan con la capacidad de carga mecánica a 
soportar y tipo de sujeción de los diferentes tipos de conductores y arreglos de haz de conductores y el 
material a donde va a ser instalado, los cuales deben ser libres de efecto corona, aprobados e identificados 
para su uso con conductores de acometida. 
6.2.3.11 Soportes sobre los inmuebles o edificios SF6 
Los conductores de acometida aérea que se instalen los muros o techo deben estar debidamente 
apoyados en estructuras sólidas y/o elementos estructurales con la capacidad mecánica para soportar las 
cargas mecánicas a los que estarán expuestos los diferentes tipos de conductores y arreglos de haz de 
conductores y el material a donde va a ser instalado. Las estructuras solidas o elementos estructurales 
deberán estar conectados al sistema de la red de puesta a tierra, donde la estructura deberá estar unida 
mediante un puente de unión y un conector al conductor puesto a tierra de la acometida aérea. Cuando sea 
posible, dichos soportes deben ser independientes del inmueble. 
6.2.3.12 Arreglos de acometidas aéreas 
En esta sección se ilustran los arreglos más comunes de forma esquemática para acometidas aéreas en 
salidas o llegadas en puntos de conexión, o puntos de interconexión en subestaciones de transmisión. 
a) Arreglos de acometida con punto de conexión de Subestación de Transmisión 
 
Figura 30 - Acometida aérea - Arreglo de Salida de Línea de Subestación de Transmisión 
b) Arreglos de acometida en punto de conexión con Subestación de Distribución. 
 
Figura 31 - Acometida aérea - Arreglo de Salida de Línea de Subestación de Distribución Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
c) Arreglos de acometida con punto de conexión con Edificio SF6 
 
Figura 32 - Acometida aérea - con punto de conexión con Edificio SF6 
Parte C. Conductores de acometida subterránea 
6.2.3.13 Conductores de acometida subterránea 
Instalación 
a) Estructuras enterradas. Los cables de potencia para las acometidas subterráneas deberán ser 
diseñados mediante; 
1) banco de ductos en concreto, 
2) banco de por medio de barrenación direccional, 
3) banco de ductos directamente enterrados, 
4) trincheras para cables de energía, 
5) galerías para cables de energía, 
6) túneles para cables de energía, 
7) registros de deflexión, 
8) registros para empalmes, 
9) fosas para empalmes, 
10) fosas para transición, 
11) fosas de anclaje, 
entre otros, con arreglos de conductores en disposición en trébol o horizontal “coplanar”, con base a 
los requerimientos de la RNT. 
Excepción:  En casos especiales la instalación de los cables de potencia podrá ser en puentes para 
cruces con cuerpos de agua, vías férreas y carreteras. Para ello es posible diseñar puentes para uso 
exclusivo de la instalación del sistema de cables de potencia. 
b) Aislamiento. Los cables de potencia para acometidas subterránea deberán ser diseñados con 
material de aislamiento de Polietileno de Cadena Cruzada (cross-linked polyethylene, XLPE), para 
niveles de tensión de 69 kV a 400 kV. El espesor promedio del aislamiento deberá ser conforme a las 
normas internaciones IEC 60840 e IEC 60287.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Material del conductor. Los conductores serán formados por cables de cobre o aluminio con  
cableado concéntrico compacto o segmental (sectorial) conforme a la norma IEC 60228 y la  NMX-J-
012/1-ANCE-2019. 
6.2.3.14 Tamaño y ampacidad del conductor 
a) Generalidades. Los cables de potencia deben tener suficiente ampacidad para conducir la corriente 
de la carga alimentada para las solicitaciones de la acometida, punto de conexión o punto de 
interconexión que requiera la RNT y con base a las especificaciones aprobadas del suministrador. 
b) Capacidad de conducción. Los cables de potencia deben seleccionarse con base lo indicado en la 
norma internacional IEC, IEC 60287-1-1, IEC 60287-1-2, IEC 60287-1-3, IEC 60287-2-1,  IEC 60287-
2-2, IEC 60287-2-3, IEC 60287-3-1, IEC 60287-3-2, IEC 60287-3-3, considerando los tipos de 
instalación a utilizar en la RNT. 
c) Cuando el enlace sea híbrido, los cables de potencia en el segmento subterráneo deben ser para 
una capacidad de conducción de corriente de al menos la capacidad del segmento aéreo del enlace. 
Entregando el estudio de capacidad realizado por una entidad acreditada, como quedó construido. 
 Excepción 1:  Para factores de carga diarios y condiciones de emergencia se debe calcular la 
capacidad de conducción de corriente conforme a lo indicado en la norma internacional IEC 60853-2. 
 Excepción 2:  Para conductores con secciones trasversales mayores se debe considerar que los 
valores de efecto piel factor (ks) y factor de efecto de proximidad (kp) serán conforme a las 
recomendaciones del CIGRE TB 272. 
d) Tamaño mínimo del conductor. Los cables de energía deberán seleccionarse conforme a los estudios 
de la capacidad de conducción donde se determinara el tamaño mínimo de la sección transversal 
cumpliendo con los requerimientos para el enlace completo de la red subterránea con el tipo de 
instalación, considerando que las secciones mínimas transversales serán de 400 mm2 (789.4 kcmil) 
hasta 2 000 mm2 (3 947 kcmil), véase Tabla 2 “Conductores de varios alambres cableados de clase 
2 para cables unipolares y multiconductores, de la norma internacional IEC 60228. 
 Excepción 1:  En instalaciones que no cumplan con los requerimientos de la capacidad de 
conducción de corriente, las acometidas subterráneas se limitarán hacer arreglos de 1 conductor por 
fase con secciones mínimas de 400 mm2 (789.4 kcmil) hasta 2 500 mm2 (4 934 kcmil) para niveles 
de 69 a 400 kV, mediante los análisis indicados en el inciso (e) de este apartado. 
 Excepción 2:  En instalaciones que no cumplan con los requerimientos de la capacidad de 
conducción de corriente, las acometidas subterráneas se limitarán hacer arreglos de 1 conductor por 
fase con secciones máximas de 2 500 mm2 (4 934 kcmil) para niveles de tensión de 230 kV a  400 
kV, incluyendo alambres esmaltados o “enamelling” a base de una resina de poliuretano, o puede ser 
una resina a base de polyester (AMIDA) y con poliesteramida, cuyo espesor mínimo del esmalte 
empleado en los alambres deberá ser 0,050 mm, bajo los requerimientos de las normas 
internacionales IEC 60317-20, para alambres esmaltados con resina de poliuretano, e IEC 60317-13, 
para alambres esmaltados con una resina a base de polyester (AMIDA) y con poliesteramida. 
e) Conductores puestos a tierra. Los conductores puestos a tierra de continuidad de tierra ‘’ecc” para la 
conexión de las pantallas metálicas de los cables de potencia y realizar las conexiones hacia los 
electrodos de puesta a tierra o puentes de unión o conductores del lado de la acometida para los 
puntos de conexión y/o puntos de interconexión, deberán ser forrados con aislamiento  XLP RHH-
RHW para un nivel de tensión de 2000 V entre fases, con un sección nominal de 150 mm2 a 240 
mm2 equivalente en su capacidad de conducción de corriente de cortocircuito de la acometida 
subterránea. 
6.2.3.15 Distancias o separaciones entre sistemas 
Los conductores de acometida instalados en estructuras enterradas deberán cumplir con las distancias 
mínimas de separación entre sistemas, véase la profundidad mínima para canalizaciones, cables o 
conductores ( Tabla 72), y separación mínima en cruces con otras líneas subterráneas. 
6.2.3.16 Protección contra daños 
Los conductores de acometida subterránea deben estar protegidos contra daños mínimo con los 
siguientes requerimientos: 
a) Los conductores de acometida que estén instalados en bancos de ductos en concreto deberán 
protegerse con tubería HDPE corrugada tipo S. doble pared, y espesor controlado con los diámetros 
nominales en función de la sección transversal del cable de potencia en mm2, y para los cables de 
comunicación y continuidad de tierra se deberá incluir tubería independiente lisa HDPE tipo II RD-11 
con diámetro nominal de 60 mm, véase Tabla 39. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Los conductores de acometida que estén instalados en bancos directamente enterrados deberán 
protegerse con tubería PEAD corrugada tipo S. doble pared, y espesor controlado, y para los cables 
de comunicación y continuidad de tierra se deberá incluir tubería independiente lisa PEAD tipo II  RD-
11 con diámetro nominal de 60 mm, incluyendo una protección median una losa de concreto armado, 
un f’c de 19,61 Mpa, 50 mm de peralte total y un ancho mínimo igual de la excavación de 200 mm, 
véase Tabla 39. 
Tabla 39 - Dimensiones para tubería corrugada HDPE tipo S, doble pared espesor controlado 
Sección transversal del cable de potencia  en 
mm2 De 380 a 
799 De 800 a 1 199  De 1 200 a 
1 999 De 2 000 a 
2 500 
Diámetro nominal mínimo del tubo corrugado 
de PEAD mm 150 200 250 300 
 
c) Perforación direccional. Los cables o canalizaciones que se instalan usando equipo de perforación 
direccional deben protegerse mediante la instalación de tubería HDPE lisa para los cables de 
potencia con los diámetros nominales en función de la sección transversal del cable de potencia en 
mm2, y para los cables de comunicación y continuidad de tierra se deberá incluir tubería 
independiente lisa HDPE tipo II RD-11 con diámetro nominal de 60 mm, véase Tabla 40. 
Tabla 40 - Dimensiones para tubería lisa de HDPE, tipo II, RD 13 
Sección transversal del cable de potencia 
mm2 De 380 a 799  De 800 a 
1199 De 1 200 a 1 
999 De 2 000 a 2 
500 
Diámetro nominal mínimo del tubo liso de 
PEAD 
Mm 150 200 250 300 
 
d) Conductores de acometida. Los cables de acometidas subterráneas, que están embebidos en 
concreto, directamente enterradas o cualquier estructura enterrada (registros, fosas, trincheras, 
galerías, entre otros) que estén por debajo del nivel del terreno, deben ser identificados por medio de 
una cinta de aviso con la leyenda “PELIGRO CABLES DE ALTA TENSION” colocada cuando menos 
30 centímetros por encima de instalación subterránea. 
e) Que salen desde el nivel del terreno. Los conductores y cables enterrados directamente que salen 
desde el nivel del terreno en puntos de transición en pedestales y estructuras de transición se deben 
proteger con canalizaciones que se extiendan desde la profundidad mínima requerida hasta un punto 
situado a una distancia mínima de 2,50 metros sobre el acabado del terreno. 
 Excepción:  En casos especiales para las acometidas subterráneas donde se requieran realizar 
transiciones aéreas - subterráneas para el punto de conexión o punto de interconexión, los cables y 
estructura de transición se deberá considerar la protección de la instalación mediante la instalación 
de barda perimetral para la protección de la estructura de transición y garantizar la seguridad del 
personal y evitar estar expuesta a vandalismo o daños a los cables, incluyendo una protección a 
base concreto polimérico, y láminas de acero galvanizada o acero inoxidable para la interfaz del 
banco de ductos - subida de cables hacia la estructura de transición, esta condición deberá ser 
aprobada con base a los requerimientos de derechos vía de la instalación o inmueble y 
requerimientos del transportista. 
f) Conductores que entran a un inmueble o edificios SF6. Los cables de potencia que entran en un 
edificio o sótanos para cables deben estar protegidos hasta el punto de entrada. 
g) Relleno. No deben usarse rellenos que puedan dañar la canalización, los cables, canalizaciones, 
conductores u otras subestructuras o impedir la compactación adecuada del mismo o contribuir a la 
corrosión de los elementos de la instalación, tales como relleno que contenga rocas grandes, 
materiales de pavimento, escorias, materiales grandes y con ángulos agudos o material corrosivo.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 Cuando sea necesario proteger a la canalización o al cable contra daño físico, la protección debe 
proporcionarse por medio de rellenos de materiales granulados o seleccionados, cubiertas 
adecuadas, mangas apropiadas u otros medios aprobados. 
 Excepción:  En casos especiales se podrá utilizar rellenos térmicos cuando la resistividad térmica del 
terreno supere los 100 oC cm/W para mejorar la disipación de calor y capacidad de conducción de 
corriente para las solicitaciones del punto de conexión o punto de interconexión. 
h) Sellos de la canalización. La tubería HDPE o canalizaciones por las cuales pudiera hacer contacto la 
humedad con partes vivas energizadas, deben sellarse en uno o ambos extremos. Las 
canalizaciones de reserva o las no utilizadas también deberán estar selladas. Los sellos deben ser 
identificados para uso con el aislamiento del cable, aislamiento del conductor, conductor desnudo, 
pantalla protectora u otros componentes. 
 NOTA -  Cuando se tenga la presencia de gases o vapores peligrosos cercanos en las inmediaciones 
del inmueble se deberá sellar todas las tuberías o las canalizaciones subterráneas que entren a los 
edificios SF6. 
i) Conductores diferentes a los de acometida. Todos los conductores de un circuito del mismo nivel de 
tensión y los conductores del otro circuito con diferente nivel de tensión, deberán instalar un cable 
conductor de continuidad de tierra ‘ecc” de forma paralela por circuito, y todos los conductores de 
puesta a tierra hacia los equipos (empalmes, terminales, accesorios de soportaría metálica, entre 
otros), se deben instalar dentro de la misma canalización, cuando vayan en trincheras, galerías o 
túneles para cables de potencia. 
j) Movimientos de la tierra. Cuando los conductores, cables o canalizaciones directamente enterrados 
estén sujetos a asentamientos por movimientos del terreno o a causa de heladas, los conductores, 
cables o canalizaciones directamente enterrados se deben colocar de modo que se eviten daños a 
los conductores o a los equipos conectados a las canalizaciones. 
6.2.3.17 Arreglos de acometidas subterráneas 
En esta sección se ilustran los arreglos más comunes de forma esquemática para acometidas 
subterráneas en salidas o llegadas en puntos de conexión, o puntos de interconexión en subestaciones de 
transmisión. 
a) Arreglos de acometida en punto de conexión 
 
 
Figura 33 - Acometida subterránea - Punto de conexión en Terminal (Cable- Aire) Pedestales en S.E. 
Transmisión Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Arreglos de acometida en punto de interconexión en transiciones aéreo - subterráneo. 
 
Figura 34 - Acometida subterránea - Punto de Interconexión en Transición Aéreo - Subterráneo   DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 35 - Acometida subterránea - Punto de Interconexión en Transición Aéreo - Subterráneo Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
c) Arreglos de acometida en Punto de Conexión en galerías con circuitos de diferentes niveles de 
tensión compartidos. 
 
 
Figura 36 - Acometida subterránea - Punto de conexión con circuitos de diferentes niveles de tensión 
compartidos en galerías. 
 
 
d) Arreglos de acometida en Punto de Conexión en subestación encapsulada en gas 
  con gas 
transición en gas 
 . 
 
 
Figura 37 - Acometida subterránea - Punto de Conexión en subestación encapsulada en gas SF6 con 
gas transición en gas  SF6. (a) Corte Frontal, (b) Vista Isométrica  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
e) Arreglos de acometida en Punto de Conexión subestación encapsulada en gas SF6 con gas transición 
en gas 
  - Con Circuitos de diferentes niveles en Túnel para cables. 
 
 
Figura 38 - Acometida subterránea - Punto de conexión en subestación encapsulada en gas SF6 con 
Gas transición en gas SF6  - Con Circuitos de diferentes niveles de tensión en Túnel  
Parte D. Equipos de acometida - Medio de desconexión 
6.2.3.18 Equipo de acometida subterránea. 
Es la instalación que está constituida por cables aislados, terminales, postes de transición, empalmes, 
ductos, registros, galerías, pozos de visita, estaciones de bombeo, sistemas de tierras y sujeciones, 
incluyendo los cables dieléctricos con Fibras Ópticas y sus cajas de empalme para Fibras Ópticas, los cuales 
están colocados bajo el nivel del suelo en bancos de ductos y/o galerías, que operan en un nivel de tensión 
igual o superior a 69 kV. 
6.2.3.19 Medios de desconexión. 
Las partes energizadas del equipo de recepción del suministro deben estar encerradas como se especifica 
en el inciso a) o resguardarse como se especifica en b) siguiente: 
a) Encerradas. Las partes energizadas deben estar encerradas de manera que no queden expuestas a 
contactos accidentales o deben estar resguardadas como se especifica en b) siguiente. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
b) Resguardadas. Las partes energizadas de los cables de fuerza y control no estén encerradas deben 
instalarse dentro de un tablero de potencia, tablero de fuerza o de control, y deben estar 
resguardadas dentro de la instalación o inmueble. Cuando las partes energizadas se resguarden 
deben estar provistas de un medio para cerrar o sellar las puertas con llave que dan acceso a las 
partes energizadas. 
c) Marcado. Los cables de potencia se deben marcar para identificar que es adecuado para su uso 
como equipo de acometida. Todo equipo de acometida debe estar aprobado por el usuario final. 
6.2.3.20 Equipo conectado en el lado línea del medio de desconexión de los conductores de recepción del 
suministro. 
Sólo se permite conectar en el lado línea de los medios de desconexión de los conductores de recepción 
del suministro lo siguiente: 
1) Apartarrayos tipo estación clase III para puntos de conexión con transiciones aéreas - subterráneas. 
2) Cajas de puesta a tierra para el conexionado de las pantallas metálicas de los cables de potencia y 
conexión a conductores y electrodos de tierra de la red de puesta a tierra. 
3) Descargadores o limitadores de tensión SVL’s para la desconexión de las pantallas metálicas de los 
cables de potencia en las cajas de puesta a tierra. 
4) Descargadores o supresores de tensión conocidas como resistencias no lineales RNL’s conectadas 
120° una por fase en las terminales tipo interior en las envolventes SF6 de subestaciones 
encapsuladas o bancos de transformadores. 
Parte E. Fronteras de Responsabilidad de Conexión y Puntos de Interconexión. 
6.2.3.21 Sistemas de Medición para Facturación 
Las acometidas áreas o subterráneas diseñadas bajo los términos y requerimientos de esta norma, el 
Usuario Final deberá considerar que existen fronteras de responsabilidad para los puntos de conexión y 
puntos de interconexión con la RNT, para lo cual deberán considerar lo siguiente: 
a) Los sistemas de medición y los equipos asociados a dichos sistemas de los usuarios con tensión 
igual o superior a 69 kV deberán considerar que los servicios de medición se traspasan bajo los 
términos legales procedentes en esta materia en los mismos términos al Transportista, incluido los 
medios asociados para hacer llegar la información desde el usuario al Transportista, salvo aquellos 
que ambas partes consideren en los contratos o convenios. 
b) En la Figura 39 muestra el diagrama de perfil de las fronteras de responsabilidad de la RNT con 
respecto al esquema de medición y sus equipos asociados conectados a los puntos de conexión y 
puntos de interconexión con tensiones ≥ 69 kV para una línea aérea, utilizados como punto de 
medición de la energía suministrada. 
 
Figura 39 - Frontera de responsabilidad entre Usuario Final y Transportista para RNT  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) En la Figura 40 se muestra el diagrama unifilar en el cual se indican las fronteras de responsabilidad 
de la RNT con respecto al esquema de medición y sus equipos asociados conectados a los puntos 
de conexión y puntos de interconexión con tensiones > 69 kV para una línea aérea, utilizados como 
punto de medición de la energía suministrada. 
 
Figura 40 - Diagrama Unifilar de frontera de responsabilidad entre Usuario Final y Transportista  para 
RNT 
6.2.4 Líneas aéreas de alta y extra alta tensión 
El objetivo de la presente sección es establecer los requisitos mínimos para las líneas aéreas de 
transmisión, así como, la convivencia con líneas de telecomunicación y sus equipos, con la finalidad de 
obtener seguridad y protección para las personas. 
6.2.4.1 Generalidades 
Las líneas deben cumplir con: 
a) Requisitos de posición de las líneas aéreas 
 Las líneas aéreas instaladas en una sola estructura deben cumplir con: 
1) Los circuitos no deben llevar dos niveles de tensión diferentes en un mismo nivel; 
2) Las líneas aéreas que tengan diferentes circuitos a diferentes tensiones, en una misma 
estructura, deben acomodarse de manera que el circuito con mayor tensión esté arriba; 
3) Las líneas aéreas que tengan en la misma estructura circuito de comunicación, los circuitos 
eléctricos deben estar en los niveles superiores. En caso de medios de comunicación embebidos 
en elementos de blindaje atmosférico (Hilos de guarda), los circuitos eléctricos deben estar en 
los niveles inferiores. 
b) Requisitos generales de las separaciones de los conductores 
 En el diseño de las líneas áreas deben considerarse lo siguiente: 
1) Separación y espaciamientos. Para referirse a las distancias entre conductores y sus soportes, 
estructuras, construcciones, nivel de suelo se utiliza el término separación y espaciamiento. 
Debe entenderse que una separación es la distancia de superficie a superficie y en un 
espaciamiento la distancia es de centro a centro. 
2) Para propósitos de medición de las separaciones, los herrajes y accesorios que estén 
energizados deben considerarse como parte integral de los conductores. Las bases metálicas de 
los apartarrayos y equipos similares deben considerase como parte de la estructura de soporte. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
c) Requisitos generales para los conductores de las líneas aéreas 
1) Capacidad de conducción de corriente de conductores desnudos. Al seleccionar los conductores 
no deben sobrepasar su capacidad de conducción de corriente. La Tabla 41 muestra los valores 
máximos de capacidad de conducción de corriente, para los conductores desnudos que se 
utilizan usualmente en las líneas aéreas. 
2) La capacidad de conducción de corriente y temperatura de los conductores desnudos se debe 
calcular en función del rango térmico, con base a lo indicado en el Standard IEEE 738 Standard 
for Calculating the Current - Temperature of Bare Overhead Conductors, y CIGRE TB 207 
Thermal Behavior of Overhead Conductors, 
3) Asimismo, se deben calcular los limites térmicos de operación de la línea aérea con base a lo 
indicado en el CIGRE TB 601 Guide for thermal rating calculations of overhead lines. 
Tabla 41 -Capacidad de conducción de corriente en conductor (A) 
Conductores para líneas aéreas 
Tamaño o designación 
Cobreb) ACSR 
ó 
ACSR/AS Aluminio mm2 AWG 
o 
kcmil 
8.37 8 90 --- --- 
13,3 6 130 100 98 
21,2 4 180 140 130 
33,6 2 240 180 180 
53,5 1/0 310 230 235 
67.4 2/0 360 270 275 
85,0 3/0 420 300 325 
107 4/0 490 340 375 
135 266.8 --- 460 445 
171 336.4 --- 530 520 
242 477 --- 670 650 
322 636 --- 780 --- 
403 795 --- 910 --- 
484 954 --- 1 010 --- 
564 1 113 --- 1 110 --- 
635 1 351 --- 1 250 --- 
765 1 510,5 --- 1 340 --- 
806 1 590 --- 1 380 --- 
Consideraciones: 
Temperatura total máxima en el conductor: 75 °C. 
Temperatura ambiente: 25 °C. 
Velocidad del viento: 0,6 m/s. 
Factor de emisividad: 0,5. 
Frecuencia: 60 Hz. 
a) La ampacidad está basada en una conductibilidad según IACS, del 60% para el aluminio, condiciones 
meteorológicas 25°C, velocidad de viento de 0,60 m/s, radiación solar de 1000 W/m2, coeficiente de 
emisividad 0,5, coeficiente de absorción 0,5 a nivel de mar. 
b) Conductor de cobre duro con 97.3% de conductividad. 
c) Los valores de conducción pueden cambiar de acuerdo con la configuración de los conductores. 
d)  La capacidad de conducción de corriente y temperatura de los conductores desnudos se debe calcular  
en función del rango térmico con base a lo indicado en el standard IEEE 738 Standard for Calculating the 
Current - Temperature of Bare Overhead Conductors, y CIGRE TB 207 Thermal Behavior of Overhead 
Conductors. 
e) Asimismo se deben calcular los límites térmicos de operación de la línea aéreas con base a lo indicado 
en el CIGRETB 601 Guide for thermal rating calculations of overhead lines.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
4) Identificación. Se recomienda que todos los conductores de las líneas eléctricas y de 
comunicación estén tendidos en la misma estructura y conserven la misma posición en todo el 
trayecto. 
5) Conexiones y derivaciones. Las conexiones y derivaciones de los equipos de las líneas deben 
estar libres de obstáculos para que sean fácilmente accesibles al personal calificado. Los 
conductores que se utilicen para derivaciones deben colocarse de manera que no lleguen a 
tocar a otros conductores, por los movimientos laterales o por presentar excesiva catenaria, lo 
anterior no debe reducir el espacio de trabajo. 
6) Arboles próximos a conductores. Los árboles, que están próximos a los conductores, deben 
podarse para evitar: 
i. El movimiento de las ramas o el de los propios cables o conductores, que pueda ocasionar 
fallas a tierra o entre las fases; y 
ii. En caso de desprendimiento que las ramas puedan caer encima de las líneas aéreas. 
NOTA: Se recomienda que la poda sea selectiva y se realice con las indicaciones de protección al 
medio ambiente con objeto de combinar la necesidad de coexistencia de las líneas aéreas y la 
naturaleza 
d) Requisitos generales para los aisladores, herrajes, postes y equipo 
1) Aisladores. Los aisladores que se utilicen en las líneas aéreas deben ser aprobados para ese 
uso. 
 Los aisladores deben seleccionarse basándose en: 
i. La tensión nominal a plena carga del circuito. Los aisladores además de cumplir con su 
función electromecánica, deben tener características que hagan posible su reemplazo 
fácilmente, durante los trabajos de mantenimiento; y 
ii. La altura sobre el nivel del mar y el nivel de contaminación. 
 Los aisladores deben soportar: 
● Las sobretensiones que pueden originarse por descargas atmosféricas y por maniobra; y 
● Las cargas originadas por viento y hielo sobre el cable o conductor. 
2) Herrajes. Los herrajes deben seleccionarse de acuerdo con la capacidad de carga mecánica a 
soportar y tipo de sujetar los diferentes tipos de conductores y arreglos de haz de conductores y 
el material a donde va a ser instalado. 
3) Postes. Los postes deben seleccionarse de acuerdo con la carga a soportar y las condiciones a 
las que van a ser o estar sometidos. 
4) Equipo de protección o seccionamiento. El equipo eléctrico conectado en las líneas debe cumplir 
con: 
i. Accesibilidad. Todos los equipos eléctricos que se conectan a las líneas, deben ser 
fácilmente accesibles por personas calificadas, deben cumplirse con los espacios para su 
operación y mantenimiento. 
ii. Identificación de la posición del equipo de operación. Los equipos de protección y 
seccionamiento conectados al circuito deben indicar claramente su posición de “abierto” o 
“cerrado”, ya sea que se encuentre dentro de envolventes o estén descubierto. 
 Los equipos de protección o seccionamiento para operar en las líneas aéreas de forma remota o 
automática deben proveerse con medios que impidan que se efectué la operación remota o 
automática en caso de mantenimiento o trabajos en el circuito. 
e) Requisitos generales para la puesta a tierra 
1) Métodos. Las conexiones de puesta a tierra deben efectuarse de conformidad con los métodos 
que se indican en la sección 
2) Partes no portadoras de corriente eléctrica. Las estructuras metálicas, postes, canalizaciones, 
equipo, soportes, cables mensajeros, cubiertas de cables aislados, palancas y manijas deben 
estar puesta a tierra. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 Excepción: Esta conexión puede omitirse cuando lo requiera la operación del equipo, siempre 
que exista protección que impida el contacto de las personas con las partes metálicas, o bien 
cuando estén, a una altura mayor que 2,9 m. 
3) Retenidas. Las retenidas deben cumplir con lo que se indica en el inciso anterior, cuando sujeten 
estructuras que soporten circuitos que operan con tensiones mayor que 300 V, o estén 
expuestas a contacto con dichos circuitos. 
 Estos requisitos pueden omitirse en los siguientes casos: 
i. Cuando la retenida tenga uno o varios aisladores; y 
ii. Cuando la estructura soporte exclusivamente cables aislados. 
6.2.4.2 Separación de los conductores en la misma estructura 
Los requisitos que se establecen a continuación son separaciones mínimas entre conductores de líneas 
aéreas, eléctricas y de comunicación, así como las distancias de los soportes, mensajeros, cables de guarda, 
cuando están instalados en la misma estructura. 
Para fines de aplicación en los cables aislados de uno o varios conductores, así como los conductores que 
están en grupo, soportados por aisladores o mensajeros, deben considerarse como un solo conductor, aun 
cuando estén formados por varios conductores individuales de diferentes polaridades o fases. 
La tensión entre conductores de diferentes fases y distintos circuitos, debe considerarse como la tensión 
mayor que resulte de lo siguiente: 
a) La diferencia vectorial de las tensiones eléctricas de los conductores; y 
b) La tensión de fase a tierra del circuito con mayor tensión. 
NOTA - La palabra soporte se considera como el conjunto de elementos que sostienen directamente a los 
conductores, por ejemplo, las crucetas, los bastidores u otros medios similares. 
6.2.4.3 Separaciones horizontales entre conductores de línea 
La separación horizontal mínima debe ser en: 
a) Soportes fijos. Los conductores del mismo o de diferente circuito en soportes fijos (con aisladores 
rígidos) deben tener una separación en sus soportes, igual o mayor, al de los valores obtenidos por 
la separación horizontal mínima o separación de acuerdo con la flecha. 
1) Separación de acuerdo con la flecha. El valor mínimo debe determinarse por la ecuación (6) y 
(7). 
i. Para conductores de tamaño nominal menor que 33,6 mm2 (2 AWG): 
 (6) 
En donde: 
● S  es la separación, en mm. 
● V es la tensión entre los dos conductores de fase, para los que se calcula la 
separación, excepto el caso de alimentadores de transporte eléctrico, en donde la 
tensión eléctrica es de fase a tierra, en kV. 
● f es la flecha en mm, del conductor con mayor flecha en el claro, a una temperatura de 
16 °C y con una tensión mecánica de 25 % a la ruptura, en mm. 
ii. Para conductores de tamaño nominal mayor o igual que 33,6 mm 2 (2 AWG): 
 (7) 
En donde: 
● S  es la separación, en mm. 
● V es la tensión entre los dos conductores de fase, para los que se calcula la 
separación, excepto el caso de alimentadores de transporte eléctrico, en donde la 
tensión eléctrica es de fase a tierra, en kV. 
● f  es la flecha en mm, del conductor con mayor flecha en el claro, a una temperatura de 
16 °C y con una tensión mecánica máxima del 22 % a la ruptura, en mm.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Para determinar la flecha,  
 (8) 
En donde: 
● CP es claro promedio, en m. 
● P es el parámetro, en m. 
iii. Para líneas que se encuentren localizadas a una altitud superior a los 1 000 m, sobre el 
nivel de mar, se debe aplicar el factor de corrección por altitud a las tensiones de aguante 
nominales, el cual se determina de acuerdo a lo siguiente: 
 (9) 
 
En donde: 
● H es la altura sobre el nivel de mar en metros. 
b) Aisladores de suspensión. Cuando se utilicen aisladores de suspensión con movimiento libre, la 
separación entre los conductores debe aumentarse para que, al inclinarse una cadena de aisladores 
hasta 30° con la vertical, la separación sea igual o mayor que la obtenida en 6.2.2.13 a) 1). 
 NOTA -  El Angulo máximo de la cadena de aisladores se considera de 30° con respecto a la vertical. 
6.2.4.4 Separación vertical entre conductores de línea 
La separación vertical entre conductores de línea localizados en diferentes niveles de una misma 
estructura, debe cumplir con: 
a) Separación de conductores. La separación vertical mínima entre conductores debe ser conforme a 
las siguientes Tabla 40, Tabla 42 y Tabla 43, donde se indican las relaciones entre las tensiones de 
aguante normalizadas al impulso por rayo, maniobra y las separaciones mínimas en aire de fase a 
tierra y fase a fase bajo para niveles de tensión normalizados de 1 kV hasta 400 kV para líneas que 
se encuentren localizadas a una altitud hasta 1 000 m, sobre el nivel de mar. 
Tabla 42 - Relación entre las tensiones de aguante normalizadas de impulso por rayo y las 
separaciones mínimas en aire, conforme IEC 60071-1 
Tensión de aguante normalizada 
de impulso por rayo 
(kV) Separaciones mínimas en aire en (mm) 
Punta-estructura Conductor-
estructura 
20 60 --- 
40 60 --- 
60 90 --- 
75 120 --- 
95 160 --- 
125 220 --- 
145 270 --- 
170 320 --- 
200 380  
250 480 --- 
325 630 --- 
380 750  
450 900 --- 
550 1 100 --- 
650 1 300 --- Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
750 1 500 --- 
850 1 700 1 600 
950 1 900 1 700 
1050 2 100 1 900 
1175 2 350 2 200 
1300 2 600 2 400 
1425 2 850 2 600 
1550 3 100 2 900 
1675 3 350 3 100 
1800 3 600 3 300 
1950 3 900 3 600 
2100 4 200 3 900 
2 250 4 500 4 150 
2 400 4 800 4 450 
2 550 5 100 4 700 
2 700 5 400 5 000 
Notas: 
1. El impulso normalizado por rayo es aplicable para distancias de fase a fase y de fase a 
tierra. 
2. Para fase a tierra, es aplicable la separación mínima en aire para conductor-estructura 
y punta-estructura. 
3. Para fase a fase, es aplicable la separación mínima en aire para punta-estructura. 
4. Las separaciones mínimas en aire en esta tabla están referidas hasta una altitud de 
1000 m sobre el nivel del mar. 
 
Tabla 43 - Relación entre las tensiones de aguante normalizadas de impulso por maniobra y las 
separaciones mínimas en aire de fase a tierra, conforme IEC 60071-1 
Tensión de aguante 
normalizada de impulso 
por maniobra e (kV) Separaciones mínimas en aire de fase a tierra 
en (mm) 
Conductor-estructura Punta-
estructura 
750 1 600 1 900 
850 1 800 2 400 
950 2 200 2 900 
1050 2 600 3 400 
1175 3 100 4 100 
1300 3 600 4 800 
1425 4 200 5 600 
1550 4 900 6 400 
1 675 5 600 a 7 400 a 
1 800 6 300 a 8 300 a 
1 950 7 200 a 9 500 a 
Notas: 
a. Valores bajo consideración. 
b. Las separaciones mínimas en aire en esta tabla están referidas hasta una 
altitud de 1000 m sobre el nivel del mar.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 44 - Relación entre las tensiones de aguante normalizadas de impulso por maniobra y las 
separaciones mínimas en aire de fase a fase, conforme IEC 60071-1 
Tensión de aguante normalizada de impulso por 
maniobra Separaciones mínimas en aire de fase  a 
fase en (mm) 
Conductor-conductor 
paralelo Punta-conductor  Fase a tierra 
en (kV) Valor 
fase a fase Fase a fase 
en (kV) Valor 
fase a tierra  
750 1,50 1 125 2 300 2 600 
850 1,50 1 275 2 600 3 100 
850 1,60 1 360 2 900 3 400 
950 1,50 1 425 3 100 3 600 
950 1,70 1 615 3 700 4 300 
1050 1,50 1 575 3 600 4 200 
1050 1,60 1 680 3 900 4 600 
1175 1,50 1 763 4 200 5 000 
1300 1,70 2 210 6 100 7 400 
1425 1,70 2 423 7 200 9 000 
1550 1,60 2 480 7 600 9 400 
1550 1,70 2 635 8 400 a 10 000 a 
1675 1,65 2 764 9 100 a 10 900 a 
1675 1,70 2 848 9 600 a 11 400 a 
1800 1,60 2 880 9 800 a 11 600 a 
1800 1,65 2 970 10 300 a 12 300 a 
1950 1,60 3 120 11 200 a 13 300 a 
Notas: 
a. Valores bajo consideración. 
b. Las separaciones mínimas en aire en esta tabla están referidas hasta una altitud de 1000 m sobre el 
nivel del mar. 
 
b) Para líneas que se encuentren localizadas a una altitud superior a los 1 000 m, sobre el nivel de mar, 
se debe aplicar el factor de corrección por altitud a las tensiones de aguante nominales, el cual se 
determina mediante la ecuación (9). 
c) Separaciones adicionales. Los conductores soportados a diferentes niveles en la misma estructura y 
tendidos con distintas flechas deben tener una separación vertical en sus soportes, para que la 
separación mínima entre los conductores, en cualquier punto del claro, sea como mínimo la 
siguiente, (considerando que el conductor superior y el inferior tienen su flecha final sin carga, a una 
temperatura de 16 °C, y con una tensión mecánica máxima del 22 % a la ruptura), y se deberán 
determinar con base la siguiente: 
1) Para tensiones eléctricas mayores que 50 kV entre conductores, la separación entre 
conductores debe cumplir con lo siguiente: 
 (10) 
Donde, 
● 
 es la separación entre conductores en [m]. 
● 
es el factor de oscilación el cual depende del ángulo de balanceo de las cadenas de 
aisladores dependiendo de la configuración de los conductores en las estructuras, Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
● 
es la flecha del conductor a la mitad del claro en [m], 
● 
es la longitud de la cadena de aisladores en [m], 
● 
 es la separación mínima de entre los valores de separaciones de fase a fase en [m], 
● 
es el coeficiente constante el cual depende de la experiencia de cada país, 
generalmente se considera igual a 0,7. 
La longitud de la cadena de aisladores es calculada mediante la siguiente ecuación: 
 
 (11) 
 
Donde, 
● 
cantidad de aisladores en [adimensional], 
● 
  es la distancia de paso del aislador en [m], 
● 
  es la longitud del conjunto de herraje en [m]. 
2) Las separaciones mínimas en aire con y sin herramientas de trabajo para líneas energizadas 
para alta y extra alta tensión se indican en las Tablas 47 a Tabla 53. 
En las Tabla 45 a Tabla 53, se muestran las separaciones mínimas en aire de fase a tierra con y 
sin herramientas de trabajo para mantenimiento de líneas energizadas, utilizando, y cuando no 
se conocen, los valores de sobretensión máximo transitorio (T). 
Tabla 45 - Separaciones mínimas en aire, sin herramientas de trabajo para mantenimiento  con línea de 
transmisión energizada 
Tensión de fase a fase, (kV) Separaciones en metros 
Fase a tierra Fase a fase 
72,6 - 121 0,75 1,09 
138 - 145 0,90 1,31 
161 - 169 1,05 1,52 
230 - 242 1,57 2,28 
345 - 362 2,88 4,18 
500 - 550 4,48 6,90 
765 - 800 6,24 10,22 
Notas: 
1. Estas separaciones toman en consideración la sobretensión transitoria máxima a la que será expuesto 
el trabajador en cualquier sistema con el aire como medio de aislamiento y las tensiones máximas 
mostradas. 
2. Los valores están basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestran los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Estas separaciones no incluyen el factor por movimientos involuntarios. 
4. La separación dieléctrica libre de la pértiga debe ser igual o mayor a los valores aquí indicados. 
5. Los datos utilizados para formular esta tabla fueron obtenidos de datos de pruebas bajo condiciones 
atmosféricas estándar.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 46 - Separaciones mínimas en aire de fase a tierra, para mantenimiento con línea  energizada sin 
herramientas de trabajo 
Tensión de 
fase a fase, 
(Vpp) 121 145 169 242 362 550 800 
Tensión de 
fase a tierra, 
(Vpg) 69.9 83,7 97.6 140 209 318 462 
T m m m m m m m 
1,5 0,33 0,39 0,45 0,65 0,96 1,52 2,65 
1,6 0,35 0,41 0,48 0,69 1,03 1,66 2,93 
1,7 0,37 0,44 0,51 0,73 1,09 1,82 3,24 
1,8 0,39 0,476 0,54 0,77 1,15 1,97 3,55 
1,9 0,41 0,49 0,57 0,82 1,22 2,14 3,89 
2,0 0,43 0,52 0,60 0,86 1,28 2,33 4,26 
2,1 0,45 0,54 0,63 0,90 1,34 2,51 4,62 
2,2 0,47 0,57 0,66 0,94 1,44 2,69 4,99 
2,3 0,50 0,59 0,69 0,99 1,53 2,88 5,38 
2,4 0,52 0,62 0,72 1,03 1,63 3,07 5,82 
2,5 0,54 0,65 0,75 1,07 1,73 3,30 6,24 
2,6 0,56 0,67 0,78 1,11 1,83 3,50 - 
2,7 0,58 0,70 0,81 1,16 1,93 3,74 - 
2,8 0,60 0,72 0,84 1,20 2,06 3,99 - 
2,9 0,62 0,75 0,87 1,24 2,17 4,22 - 
3,0 0,65 0,77 0,90 1,29 2,28 4,48 - 
3,1 0,67 0,80 0,93 1,33 2,40 - - 
3,2 0,69 0,82 0,96 1,38 2,51 - - 
3,3 0,71 0,85 0,99 1,44 2,64 - - 
3,4 0,73 0,87 1,02 1,50 2,76 - - 
3,5 0,75 0,90 1,05 1,57 2,88 - - 
Notas: 
1. Las separaciones listadas son para condiciones atmosféricas estándar. La información utilizada para 
formular esta tabla es obtenida de datos de pruebas. Las condiciones atmosféricas estándar son definidas 
como temperaturas bajo cero, vientos menores a 24 km/hr, aire sin saturación, barómetros normales, aire 
sin contaminación, aisladores limpios y secos. 
2. Los valores están basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestran los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Estas separaciones no incluyen el factor por movimientos involuntarios. 
4. Los valores históricos para sobretensiones transitorias máximas en p.u. para 121 a 362 kV son  de 3 
p.u., para 550 kV son de 2,4 kV, y para 800 kV son de 2,0 p.u. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 47 - Separaciones mínimas en aire, con herramientas de trabajo para mantenimiento  con línea 
de transmisión energizada 
Tensión de fase a fase, (kV) Separaciones en metros 
Fase a tierra Fase a fase 
72,6 - 121 0,83 1,20 
138 - 145 0,99 1,43 
161 - 169 1,15 1,67 
230 - 242 1,72 2,50 
345 - 362 3,10 4,50 
500 - 550 4,47 7,34 
765 - 800 6,59 10,80 
Notas: 
1. Estas separaciones toman en consideración la sobretensión transitoria máxima al que será expuesto el 
trabajador en cualquier sistema con el aire como medio de aislamiento y las tensiones máximas 
mostradas. 
2. Los valores están basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestra los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Estas distancias no incluyen el factor por movimientos involuntarios. 
4. La separación dieléctrica libre de la pértiga debe ser igual o mayor a los valores aquí indicados. 
5. Los datos utilizados para formular esta tabla fueron obtenidos de datos de pruebas bajo condiciones 
atmosféricas estándar. 
 
Tabla 48 - Separaciones mínimas en aire de fase a tierra para mantenimiento con línea  energizada con 
herramientas de trabajo 
Tensión de fase a 
fase, (Vpp) 121 145 169 242 362 550 800 
Tensión de fase a 
tierra, (Vpg) 69.9 83,7 97.6 140 209 318 462 
T m m m m m m m 
1,5 0,36 0,43 0,50 0,71 1,06 1,66 2,86 
1,6 0,38 0,46 0,53 0,75 1,13 1,82 3,16 
1,7 0,40 0,48 0,56 0,80 1,20 1,98 3,48 
1,8 0,43 0,51 0,60 0,85 1,27 2,15 3,81 
1,9 0,45 0,54 0,63 0,90 1,34 2,32 4,15 
2,0 0,47 0,57 0,66 0,94 1,41 2,52 4,54 
2,1 0,50 0,60 0,69 0,99 1,48 2,71 4,92 
2,2 0,52 0,62 0,73 1,04 1,58 2,90 5,30 
2,3 0,55 0,65 0,76 1,08 1,68 3,10 5,70 
2,4 0,57 0,68 0,79 1,13 1,78 3,31 6,16 
2,5 0,59 0,71 0,82 1,18 1,89 3,54 6,59 
2,6 0,61 0,74 0,86 1,22 2,00 3,76 - 
2,7 0,64 0,76 0,89 1,27 2,11 4,00 - 
2,8 0,66 0,79 0,92 1,32 2,24 4,26 - 
2,9 0,68 0,82 0,96 1,36 2,35 4,50 -  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
3,0 0,71 0,85 0,99 1,41 2,47 4,77 - 
3,1 0,73 0,88 1,02 1,46 2,59 - - 
3,2 0,75 0,90 1,05 1,52 2,72 - - 
3,3 0,78 0,93 1,09 1,58 2,85 - - 
3,4 0,80 0,96 1,12 1,64 2,97 - - 
3,5 0,83 0,99 1,15 1,72 3,10 - - 
Notas: 
1. Las separaciones listadas son para condiciones atmosféricas estándar. La información utilizada para 
formular esta tabla es obtenida de datos de pruebas. Las condiciones atmosféricas estándar son definidas 
como temperaturas bajo cero, vientos menores a 24 km/hr, aire sin saturación, barómetros normales, aire 
sin contaminación, aisladores limpios y secos. 
2. Los valores están basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestran los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Estas separaciones no incluyen el factor por movimientos involuntarios. 
4. Los valores históricos para sobretensiones transitorias máximas en p.u. para 121 a 362 kV son  de 3 
p.u., para 550 kV son de 2,4 p.u., y para 800 kV son de 2,0 p.u. 
 
Tabla 49 - Factores utilizados para convertir las separaciones mínimas en aire  de fase a tierra (pg) a 
fase a fase (pp) 
Valor en por unidad (p.u, 
pg) Valor en por unidad 
(p.u, pp) Relación de valores en por 
unidad (p.u,pp / p.u,pg) 
1,50 1,91 1,28 
1,60 2,25 1,41 
1,70 2,59 1,53 
1,80 2,93 1,63 
1,90 3,26 1,73 
2,00 3,60 1,80 
2,10 3,70 1,77 
2,20 3,80 1,73 
2,30 3,90 1,70 
2,40 4,00 1,67 
2,50 4,10 1,64 
2,60 4,20 1,62 
2,70 4,30 1,60 
2,80 4,40 1,58 
2,90 4,50 1,56 
3,00 4,60 1,54 
3,10 4,70 1,52 
3,20 4,79 1,50 
3,30 4,89 1,49 
3,40 4,98 1,47 
3,50 5,07 1,45 Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
En la Tabla 50 y Tabla 56 se muestran las separaciones mínimas en aire de fase a fase con y sin 
herramientas de trabajo para mantenimiento de líneas energizadas, utilizando, y cuando se conocen, los 
valores de sobretensión máximo transitorio (T). 
Tabla 50 - Separaciones mínimas en aire de fase a fase, para mantenimiento de líneas energizadas, 
utilizando los factores de sobretensiones transitorias, sin herramientas de trabajo 
Tensión de fase a 
fase, (Vpp) 121 145 169 242 362 550 800 
Tensión de fase a 
tierra, (Vpg) 69,9 83,7 97,6 140 209 318 462 
T m m m m m m m 
1,5 0,42 0,50 0,58 0,82 1,23 1,94 3,39 
1,6 0,49 0,58 0,68 0,97 1,45 2,35 4,14 
1,7 0,56 0,67 0,78 1,12 1,67 2,78 4,95 
1,8 0,63 0,76 0,88 1,26 1,88 3,21 5,79 
1,9 0,71 0,84 0,99 1,41 2,11 3,70 6,72 
2,0 0,77 0,93 1,08 1,54 2,31 4,19 7,66 
2,1 0,80 0,96 1,11 1,59 2,38 4,44 8,17 
2,2 0,82 0,98 1,14 1,63 2,49 4,65 8,64 
2,3 0,84 1,01 1,17 1,68 2,60 4,89 9,15 
2,4 0,86 1,03 1,20 1,72 2,71 5,13 9,71 
2,5 0,88 1,06 1,23 1,75 2,83 5,41 10,22 
2,6 0,90 1,08 1,26 1,80 2,96 5,67 - 
2,7 0,93 1,11 1,29 1,85 3,09 5,99 - 
2,8 0,95 1,14 1,32 1,89 3,25 6,31 - 
2,9 0,97 1,16 1,35 1,94 3,38 6,58 - 
3,0 0,99 1,19 1,38 1,98 3,51 6,90 - 
3,1 1,01 1,21 1,41 2,02 3,64 - - 
3,2 1,03 1,23 1,44 2,07 3,77 - - 
3,3 1,06 1,26 1,47 2,14 3,92 - - 
3,4 1,07 1,28 1,50 2,20 4,05 - - 
3,5 1,09 1,31 1,52 2,28 4,18 - - 
Notas: 
1. Las separaciones son para condiciones atmosféricas estándar. La información utilizada para formular 
esta tabla es obtenida de datos de pruebas. Las condiciones atmosféricas estándar son definidas como 
temperaturas bajo cero, vientos menores a 24 km/hr, aire sin saturación, barómetros normales, aire sin 
contaminación, aisladores limpios y secos. 
2. Los valores son basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestran los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Los valores históricos para sobretensiones transitorias máximas en p.u. para 121 a 362 kV son de 3 
p.u., para 550 kV son de 2,4 p.u., y para 800 kV son de 2,0 p.u.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 51 - Separaciones mínimas en aire de fase a fase, para mantenimiento de líneas energizadas, 
usando los factores de sobretensiones transitorias, con herramientas de trabajo 
Tensión de fase a 
fase, (Vpp) 121 
 145 
 169 
 242 
 362 
 550 
 800 
 
Tensión de fase a 
tierra, (Vpg)  
69,9  
83,7  
97,6  
140  
209  
318  
462 
T m m m m m m m 
1,5 0,46 0,55 0,64 0,91 1,35 2,13 3,66 
1,6 0,54 0,64 0,75 1,06 1,59 2,56 4,46 
1,7 0,62 0,74 0,86 1,23 1,83 3,03 5,32 
1,8 0,70 0,83 0,97 1,38 2,06 3,50 6,21 
1,9 0,78 0,93 1,08 1,55 2,31 4,02 7,18 
2,0 0,85 1,02 1,18 1,70 2,53 4,54 8,17 
2,1 0,88 1,05 1,23 1,75 2,61 4,79 8,70 
2,2 0,90 1,08 1,26 1,79 2,73 5,02 9,17 
2,3 0,92 1,11 1,29 1,84 2,85 5,27 9,69 
2,4 0,95 1,14 1,32 1,89 2,97 5,52 10,28 
2,5 0,97 1,16 1,35 1,93 3,09 5,81 10,80 
2,6 0,99 1,19 1,39 1,98 3,23 6,09 - 
2,7 1,02 1,22 1,42 2,03 3,37 6,41 - 
2,8 1,05 1,25 1,46 2,08 3,53 6,73 - 
2,9 1,07 1,28 1,49 2,13 3,67 7,02 - 
3,0 1,09 1,31 1,52 2,18 3,80 7,34 - 
3,1 1,11 1,33 1,55 2,22 3,94 - - 
3,2 1,13 1,36 1,58 2,28 4,07 - - 
3,3 1,16 1,39 1,62 2,36 4,24 - - 
3,4 1,18 1,41 1,64 2,41 4,37 - - 
3,5 1,20 1,43 1,67 2,50 4,50 - - 
Notas: 
1. Las separaciones son para condiciones atmosféricas estándar. La información utilizada para formular 
esta tabla es obtenida de datos de pruebas. Las condiciones atmosféricas estándar son definidas como 
temperaturas bajo cero, vientos menores a 24 km/hr, aire sin saturación, barómetros normales, aire sin 
contaminación, aisladores limpios y secos. 
2. Los valores son basados en altitudes menores a 900 m sobre el nivel de mar. En la Tabla 52 se 
muestran los factores de corrección para altitudes mayores. 
3. Los valores históricos para sobretensiones transitorias máximas en p.u. para 121 a 362 kV son  de 3 
p.u., para 550 kV son de 2,4 p.u., y para 800 kV son de 2,0 p.u. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 52 - Factores de corrección de altitud 
Altitud sobre el nivel de mar [m], Factor de corrección 
0 - 900 1,00 
901–1200 1,02 
1200-1500 1,05 
1500-1800 1,08 
1801- 2100 1,11 
2101-2400 1,14 
2401-2700 1,17 
2701-3000 1,20 
3001-3600 1,25 
3601-4200 1,30 
4201-4800 1,35 
4801-5400 1,39 
5401-6000 1,44 
Nota: 
1. El factor de corrección por altitud se aplica únicamente a las separaciones mínimas y no al factor por 
movimiento involuntario. 
a. Para las tablas de las separaciones mínimas en aire, multiplicar la 
  dadas de la Tabla 42 a 
Tabla 48, por el factor de corrección de altitud en que se encuentre instalada la línea de transmisión 
2. Los datos usados para formular esta tabla fueron obtenidos de resultados de pruebas con condiciones 
atmosféricas estándar. 
 
6.2.5 Separación entre conductores de línea en diferentes niveles de la misma estructura 
Ningún otro conductor debe estar dentro del área marcada con línea punteada en la Tabla 41, en la cual V 
y H deben determinarse con base en la separación vertical y horizontal que se establecen en 6.2.2. y 6.2.4.4. 
 
Figura 41 - Separación entre conductores 
6.2.5.1 Separación en cualquier dirección de conductores de fase a tierra y fase a fase sujetos a la misma 
estructura  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Para determinar las separaciones mínimas requeridas en cualquier dirección de fase a tierra, fase a fase 
se deberán cumplir con lo siguiente, 
a) Separaciones mínimas requeridos de fase a tierra para impulsos por rayo y maniobra están dadas 
por, 
 (12) 
 
 (13) 
Donde,  
 
b) Separaciones mínimas requeridos de fase a fase para impulsos por rayo y maniobra están dadas por, 
 (14) 
 
 (15) 
 
Donde,  
 
c) Separaciones mínimas requeridos de fase a mitad del claro están dadas por, Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 (16) 
Donde, 
 
Tabla 53 - Coeficiente de oscilación (kc) para los ángulos de balanceo 
Rango del ángulo de 
balanceo Ángulo entre la vertical y a través del plano de los conductores 
~ Horizontal Triangular Vertical 
φ 90° a 80° 80° a 30° 30° a 0° 
<65° 0,7 0,75 0,95 
55° a 65° 0,65 0,7 0,85 
40° a 55° 0,62 0,65 0,75 
< 40° 0,6 0,62 0,7 
 
d) Las separaciones mínimas en aire con y sin herramientas de trabajo para líneas energizadas para 
alta y extra alta tensión se indican en las Tabla 50 a Tabla 56. En la sección 6.2.4.4. 
6.2.5.2 Separación entre circuitos de diferentes tensiones eléctricas instalados en la misma estructura 
Los circuitos eléctricos con tensión eléctrica hasta 34,5 kV entre conductores, pueden colocarse en la 
misma cruceta, con circuitos de tensión eléctrica superior o inferior, siempre que se cumpla con una o más de 
las condiciones siguientes: 
a) Los circuitos deben instalarse en lados opuestos de la estructura; 
b) Los circuitos en crucetas voladas o soportadas en sus dos extremos. Deben estar separados por una 
distancia mínima requerida, de acuerdo con lo indicado en la sección 6.2.4.4. 
c) Los conductores de menor tensión deben ocupar las posiciones más próximas a la estructura, y los 
de mayor tensión las posiciones más distantes; y 
d) Uno de los dos circuitos de comunicación para la operación de líneas eléctricas y el otro circuito 
eléctrico menor que 34,5 kV, siempre que los dos se instalen y pertenezcan a la misma empresa. 
6.2.5.3 Separación entre conductores soportados por bastidores verticales 
Los conductores pueden instalarse a una separación vertical menor que la que se indica en 6.3.2.2 cuando 
estén colocados en bastidores verticales o en ménsulas separadas colocadas verticalmente, que estén 
firmemente sujetos a un lado de la estructura y se cumpla con las siguientes condiciones: 
a) Todos los conductores deben ser del mismo material; y 
b) La separación vertical minina entre conductores para niveles de tensión mayores a 34,5 kV deberán 
cumplir con lo indicado en la sección 6.2.4.4. 
6.2.5.4 Separación de conductores fijos (instalados) en edificios o puentes 
Los conductores eléctricos desnudos que estén sujetos en forma permanente a edificios deben ser de 
tensión no mayor que 300 V a tierra, a menos que estén debidamente protegidos, aislados o sean 
inaccesibles.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.2.5.5 Separación vertical entre conductores, entre conductores y equipos de comunicación, entre 
equipos eléctricos y equipos de comunicación 
a) La separación debe aplicarse a las partes metálicas no portadoras de corriente del equipo, soportes 
metálicos para cables aislados o conductores, así como brazos metálicos de soporte que estén 
sujetos a soportes metálicos o bien colocados a una distancia menor que 2,5 m de los tanques y 
bastidores de los transformadores y mensajeros no puestos a tierra; y 
b) La separación vertical mínina entre conductores para niveles de tensión mayores a 34,5 kV deberán 
cumplir con lo indicado en la sección 6.2.4.4. y 6.2.5.1. 
6.2.5.6 Separación de conductores verticales y derivados a otros conductores y superficies en la misma 
estructura 
Las separaciones entre conductores verticales y derivados a otros conductores o superficies en la misma 
estructura deben cumplir con: 
a) Se permite colocar circuitos de la misma tensión eléctrica o del inmediato superior en un mismo 
ducto, si los conductores son aislados; 
b) Se permite colocar pares de conductores de comunicación sujetos directamente a estructuras o a 
mensajeros; 
c) Se permite colocar directamente en la estructura conductores de conexión de puesta a tierra, 
conductores neutros, conductores aislados o canalizaciones eléctricas; y 
d) Los circuitos aislados de 1 000 V y que no excedan de 5 000 V pueden colocarse en el mismo 
circuito del cable de control con el cual están asociados. 
1) Conductores eléctricos verticales y derivados 
I. Separaciones generales. Las separaciones no deben ser menores que las que se 
especifican en 6.2.4.4. 
II. Casos especiales. Se refieren solamente a los tramos de estructuras por donde suben 
trabajadores, cuando los conductores estén energizados. 
i. Las separaciones mínimas en aire con y sin herramientas de trabajo para líneas 
energizadas para alta y extra alta tensión se indican en las Tabla 47 a Tabla 53 de la 
sección 6.2.4.4. 
ii. Cables aislados y conductores de conexión de puesta a tierra. Los conductores 
verticales aislados y los conductores de conexión de puesta a tierra, pueden instalarse, 
sin protección aislante adicional, siempre y cuando el espacio para subir y los 
conductores de línea estén en el lado opuesto de la estructura. 
iii. Conductores para conectar lámparas de alumbrado público. Cuando se conecten 
luminarios de alumbrado público directamente a líneas eléctricas, en postes que se 
usen exclusivamente para estas líneas, puede hacerse dicha conexión bajando 
conductores en línea abierta, desde la cruceta del poste al extremo del luminario, 
siempre que estos conductores queden firmemente sujetos en ambos extremos y que 
guarden las distancias mínimas que se indican en las Tabla 40 a Tabla 42. 
iv. Conductores de menos de 300 V. Los conductores eléctricos verticales o derivados de 
menos de 300 V a tierra, pueden llevarse en cables múltiples sujetos directamente a la 
superficie de la estructura o de la cruceta, y no debe sufrir abrasión en los puntos de 
sujeción. 
Cada conductor de estos cables que no esté puesto a tierra efectivamente, o todo el 
cable en conjunto, debe tener una cubierta aislante para 1 000 V. 
2) Conductores de comunicación verticales y derivados 
I. La separación de conductores desnudos verticales y derivados, con respecto a otros 
conductores de comunicación, retenidas, cables de suspensión o mensajeros, debe ser 
cuando menos de 75 mm. 
II. Los conductores de comunicación aislados verticales y derivados pueden fijarse 
directamente a la estructura. Su separación vertical a cualquier conductor eléctrico (siempre 
que no se trate de conductores verticales o de conexiones a luminarios) debe ser cuando 
menos de 1 000 mm para tensión eléctrica hasta de 8.7 kV entre fases, y de 1 500 mm para 
tensiones mayores que 8.7 kV. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
6.2.6 Separación entre los conductores soportados en diferentes estructuras 
6.2.6.1 Requisitos generales 
Los cruces deben hacer en una estructura común donde sea práctico. Los cruzamientos de conductores 
deben hacerse sujetándose en la misma estructura garantizando las separaciones mínimas de fase a tierra, 
fase a fase, y fase a fase a mitad del claro en cualquier punto del claro; cumpliendo con lo siguiente: 
a) Las separaciones deben determinarse en el punto de mayor acercamiento entre los dos conductores; 
b) La separación de los conductores debe analizarse desde su posición de reposo hasta un 
desplazamiento ocasionado por las diferentes condiciones climatológicas e hipótesis de carga 
indicadas en la Tabla 54. 
Tabla 54 - Hipótesis de carga para conductores 
Hipótesis Consideraciones básicas 
Temperatura 
de diseño 
(º C) Presión 
de viento 
(Pa) % de 
Tensión 
de Ruptura 
Máxima 
(RTS) 
 Sobrecarga 
de hielo 
Espesor 
(mm) Condición de 
cable 
H1.- Tensión diaria 
EDS (every day 
strength) Media anual 0 22 0 Final después de 
la carga 
máxima 
H2.- Flecha Máxima (1) 0 22 0 Creep a 
10 años 
H3.- Viento máximo Coincidente al 
viento máximo Presión de  
viento 
máxima 33  Inicial por 
carga máxima 
H4.- Flecha Mínima 0 0 33 0 Final después de 
carga 
máxima 
H5.- Viento reducido 
Mínima Presión de 
viento reducido (2) 33 5 Inicial por 
carga máxima 
H6.- Balanceo 
de cables 16°C (3) 22 0 Final después de 
carga 
máxima 
H7-Condición 
de rayo. 15°C 41,2 0 0 Creep a 10 años 
Notas: 
1) La temperatura máxima de diseño se debe determinar en función del rango térmico de la línea y en  
ningún caso podrá ser menor de 50ºC. 
2) Temperatura mínima registrada en la trayectoria, pero no mayor a -10ºC. 
3) La presión de viento para la hipótesis de balanceo de cables debe ser: 
● de 285 pascales (29 kg/m2) para zonas expuestas y rurales, 
● de 187 pascales (19 kg/m2) para zonas urbanas y protegida. 
a) La dirección supuesta del viento debe ser la que produzca la separación más crítica; 
b) La temperatura máxima de diseño se determina por la temperatura máxima anual del sitio más la  
aportación térmica que proporciona la corriente de conducción estimada para tipo de conductor.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.2.6.2 Separación horizontal 
La separación horizontal en cruzamientos o entre conductores adyacentes soportados en diferentes 
estructuras, debe ser cuando menos de 1,50 m para tensiones eléctricas hasta 23 kV entre conductores.  La 
tensión eléctrica entre conductores de diferentes fases de distintos circuitos debe tomarse como la diferencia 
vectorial de la tensión eléctrica de ambos circuitos. Para conductores de la misma fase, pero de diferentes 
circuitos, el conductor con menor tensión eléctrica debe considerarse como puesto a tierra. 
NOTA - El desfasamiento de 180° se considera apropiado cuando la relación de fasor real se desconoce. 
a) Para tensiones eléctricas mayores que 34,5 kV, la separación mínima deberá cumplir con lo 
siguiente: 
 (17) 
En donde: 
● VH Voltaje de cresta de fase a tierra del primer circuito en [kV], 
 
  
● VL Voltaje de cresta de fase a tierra del segundo circuito en [kV], 
 
  
b) Para líneas que se encuentren localizadas a una altitud superior a los 1 000 m, sobre el nivel de mar, 
se debe aplicar el factor de corrección por altitud, el cual se determina conforme a la ecuación (9). 
6.2.6.3 Separación vertical 
La separación vertical entre conductores que se crucen o se encuentren adyacentes, soportados en 
diferentes estructuras, la separación total es igual a: 
 (18) 
En donde: 
● VH Voltaje de cresta de fase a tierra del primer circuito en [kV], 
 
  
● VL Voltaje de cresta de fase a tierra del segundo circuito en [kV], 
 
  
a) Para líneas que se encuentren localizadas a una altitud superior a los 1 000 m, sobre el nivel de mar, 
se debe aplicar el factor de corrección por altitud, el cual se determina conforme a la ecuación (9). 
b) Para las separaciones míninas de fase a fase a mitad del claro se deberá dar cumplimiento con los 
requerimientos y formulaciones indicadas en 6.2.5.1 a) b) c) Separaciones en cualquier dirección de 
conductores mayores a 50 kV 
6.2.7 Otras separaciones 
Estos requisitos se refieren a la separación de los conductores desnudos y cables aislados de una línea, 
con respecto a edificios, puentes, estructuras de una segunda línea próxima u otras construcciones. 
6.2.7.1 Generalidades 
Las separaciones básicas horizontal y vertical de edificios, construcciones o anuncios, se aplican bajo las 
condiciones siguientes: 
a) Separación horizontal. Debe aplicarse con el conductor desplazado de su posición en reposo por un 
viento a una presión de 285 Pa (29 kg/m2), para zonas expuestas y rurales, y una presión de viento 
puede reducirse a 187 Pa (19 kg/m2), para zonas protegidas por edificios u otros obstáculos, a una Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
flecha final a 16 °C. El desplazamiento del conductor debe incluir la inclinación de la cadena de 
aisladores de suspensión con movimiento libre. 
 La separación de seguridad horizontal mínima a edificios construcciones o anuncios para niveles 
mayores a 34,5 kV deberá cumplir con lo siguiente, 
 (19) 
 (20) 
 (21) 
 (22) 
Donde: 
 
Tabla 55 - Valores de constantes k1 y k2 
Cantidad de conductores por 
fase k1 k2 
1 1 1 
2 1,5 2 
3 2,5 3 
 
 Para líneas que se encuentren localizadas a una altitud superior a los 1 000 m, sobre el nivel de mar, 
se debe aplicar el factor de corrección por altitud, el cual se determina conforme a la ecuación (9). 
b) Separación vertical. Debe considerarse: 
1) Bajo condición de flecha final, en reposo y sin deflexión por viento. 
2) La temperatura máxima de diseño se determina por la temperatura máxima anual del sitio más la 
aportación térmica que proporciona la corriente de conducción estimada para el tipo de 
conductor. 
3) Para niveles de tensión menores a 34,5 kV deberán cumplir con los requerimientos indicados en 
la sección 5.2.4.3. Separaciones de conductores a edificios y otras estructuras excepto puentes. 
4) Para niveles de tensión mayores a 34,5 kV deberán cumplir con los requerimientos indicados en 
la sección 6.2.5.3. Separaciones en cualquier dirección de conductores mayores a 50 kV.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) Transición entre separaciones horizontal y vertical. Debe mantenerse la distancia resultante de 
proyectar como radio la separación vertical sobre la separación horizontal. Véase Figura 42. 
 
Figura 42 - Transición entre separaciones horizontales y verticales 
6.2.7.2 Separación de conductores a estructuras de otras líneas 
La separación mínima entre conductores de una línea que pasen próximos a una estructura de una 
segunda línea, deben estar separados de cualquier parte de esta estructura considerando lo siguiente: 
a) Se entiende que existe paralelismo cuando dos o más líneas cercanas una a la otra siguen 
sensiblemente la misma dirección, incluso si no son estrictamente paralelas. 
b) Siempre que sea posible, se evitara la construcción de líneas paralelas de transmisión a 
separaciones inferiores a 1,5 veces la altura del apoyo más alto, entre las proyecciones de los 
conductores más próximos. Una excepción a esto son las zonas de accesos o salidas a las centrales 
de generación y subestaciones eléctricas de transmisión. 
c) En cualquier caso, entre conductores contiguos de las líneas paralelas no deberá existir una 
separación horizontal menor a la establecida en la sección 6.2.5.1. Separaciones en cualquier 
dirección de conductores mayores a 50 kV, y la sección 6.2.6 Separación entre los conductores 
soportados en diferentes estructuras, ver Figura 43. 
 
Figura 43 - Paralelismo entre líneas eléctricas 
d) Se permitirá la colocación de líneas de diferente tensión sobre apoyos comunes, cuando sean de las 
mismas características, con respecto a la capacidad de conducción de corriente y frecuencia, salvo 
que se trate de líneas de distribución, transmisión, comunicaciones o maniobra, pertenecientes a la 
misma empresa “Utilitaria” y siempre que estas últimas estén afectadas exclusivamente al servicio de 
las primeras. 
e) La línea más elevada deberá ser la de mayor tensión y los apoyos tendrán la altura suficiente, para 
asegurar las separaciones entre los conductores de ambas líneas y entre éstos y el propio apoyo 
sean las que con carácter general se exigen y para que el libramiento o separación al terreno del Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
conductor más bajo, en las condiciones más desfavorables, sean las establecidas en la sección 
Altura de los conductores y de las partes vivas de los equipos, sobre el suelo, agua y vías férreas. 
f) Cuando existan tuberías de hidrocarburos, combustibles o sus derivados paralelos a una línea de 
transmisión se deberán considerar una separación mínima de 3 m entre ambas instalaciones. 
Cuando no se cumplan con estas separaciones de seguridad deberá realizarse un estudio de 
compatibilidad electromagnética para determinar las separaciones recomendadas y medidas de 
mitigación. 
6.2.8 Separación de conductores a puentes 
Las separaciones de conductores a edificios y otras estructuras excepto puentes deberán dar 
cumplimiento con los requerimientos indicados en la sección 5.2.4.3 de esta norma. 
6.2.9 Separación de las estructuras con respecto a vías férreas, carreteras y aguas navegables 
Estos requisitos aplican a las distancias mínimas que deben guardar las estructuras de líneas aéreas, 
incluyendo sus retenidas y anclas, a vías férreas, carreteras y aguas navegables. Las distancias deben 
considerarse en forma horizontal y se establecen sólo desde el punto de vista de seguridad. 
Independientemente, deben observarse las disposiciones vigentes en materia de derechos de vía. 
6.2.9.1 Separación con respecto a vías férreas y carreteras 
a) Aguas navegables. Se recomienda que la distancia horizontal de las estructuras al límite más 
cercano de la zona de navegación de ríos, lagos y canales, sea mayor que la altura de las 
estructuras; y 
b) Aguas no navegables. Para ríos y arroyos las estructuras deben colocarse a 25 m como mínimo del 
límite máximo histórico que alcance el espejo del agua. 
6.2.10 Espacio para subir 
Estos requisitos deben aplicarse a las partes de las estructuras utilizadas para que los trabajadores de las 
empresas puedan subir a realizar actividades de mantenimiento, los cuales deberán cumplir con los siguientes 
requerimientos: 
a) Para postes troncocónicos 
 Deben aplicarse estos requisitos a las partes de las estructuras utilizadas por los trabajadores para 
subir. 
1) Localización y dimensiones 
i. Debe dejarse un espacio para subir a la estructura con las dimensiones especificadas; 
ii. El espacio para subir se requiere solamente en un lado o esquina del soporte; y 
iii. El espacio para subir debe considerarse verticalmente arriba y abajo de cada nivel de los 
conductores, como se indica en B.1), B.2), B.3), y B.4), Partes de la estructura en el espacio 
para subir. 
● B1. Escalones. Los postes deben estar provistos de soportes para atornillar escalones, 
los cuales deben estar localizados a partir de 3000 mm del nivel de tope de la 
cimentación de concreto, espaciados alternadamente 400 mm en sentido vertical y en 
un arco de 0,5 m en sentido horizontal, si el diámetro del poste es mayor de 300 mm. 
Cuando el diámetro sea menor a 300 mm, los soportes se deben colocar a 180o. Se 
deben colocar cuatro soportes para escalones de trabajo a 1,2 m debajo de la 
intersección de cada cruceta con el fuste. La longitud mínima para apoyar el pie del 
trabajador debe ser de 160 mm mínimo. 
● B.2 Escalera de acero. La escalera debe estar localizada a partir de 3000 mm del nivel 
tope de concreto de la cimentación del poste, deberá estar integrada por peldaños de 
fierro redondo de 16 mm colocados a cada 400 mm soportados con solera, con una 
separación de 200 mm, del centro del peldaño a la pared del poste. 
 La escalera debe estar soportada con dos placas de acero soldadas al cuerpo del poste 
con dos tornillos en sus extremos, localizados a cada 3 m como máximo sobre el eje 
vertical del poste con una separación horizontal de 450 mm entre ellas (ancho de la 
escala) hasta donde el diámetro del poste sea de 500 mm. 
● B.3 Sistema de seguridad anticaídas. Deberá estar conformado por una línea de vida 
con cable de acero galvanizado con una resistencia mecánica a la ruptura mínima de  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6530 kg, sujeta a 300 mm del extremo superior del poste y a partir del inicio de la 
escalera o escalones. El anclaje de la línea de vida a la parte superior del poste deberá 
soportar un esfuerzo mecánico de 2265 kg. 
 La línea de vida deberá proveer de un sistema de conexión a la red de puesta a tierras 
del poste en ambos extremos por medio de un conector bimetálico a compresión y libre 
de mantenimiento. 
 La línea de vida deberá quedar instalada al centro de la escalera o escalos del poste, 
por medio de guías que permitan el libre deslizamiento del dispositivo de seguridad 
para el ascenso y descenso de los trabajadores o personal de mantenimiento. 
● B.4 Omegas. Se deberán instalar dos omegas rectangulares de acero redondo de 16 
mm de diámetro para sujetar la bandola de seguridad a 1000 mm arriba de los 
escalones de trabajo. 
 En las crucetas se deben instalar omegas rectangulares de acero redondo de 16 mm 
de diámetro, instalando dos a cada 400 mm del extremo de la cruceta y a partir de esta 
distancia colocar alternadamente una a cada 750 mm hasta llegar a la base de la 
cruceta y todas en posición horizontal. 
 Las omegas deben quedar instaladas en posición vertical en la parte inferior de la 
cruceta a una distancia de 200 mm del extremo de la misma para trabajos de maniobra. 
Excepción 1:  Este requisito no debe aplicarse en caso de que se tenga establecida la práctica 
de que los trabajadores no suban más allá de los conductores y del equipo, a menos que estén 
desenergizados. 
Excepción 2:  Este requisito no debe aplicarse si el espacio para subir puede ser obtenido con el 
desplazamiento temporal de los conductores o utilizando equipo para trabajar con línea 
energizada. 
b) Para torres auto soportadas 
 Deben aplicarse estos requisitos a las partes de las estructuras utilizadas por los trabajadores para 
subir. 
1) Localización y dimensiones 
i. Debe dejarse un espacio para subir a la estructura con las dimensiones especificadas; 
ii. El espacio para subir se requiere solamente en un lado o esquina del soporte; y 
iii. El espacio para subir debe considerarse verticalmente arriba y abajo de cada nivel de los 
conductores, como se indica D.1), y D.2), Partes de la estructura en el espacio para subir 
● D.1 Escalera. Se deben colocar escalones alternados en cada ala de los elementos 
(montantes) que conforman la pata para subir a la torre. Asimismo, en la cruceta del 
cable de guarda cuando la cuerda inferior forme un ángulo con la horizontal igual o 
mayor a 30°. 
● D.2 Los escalones se deben instalar a partir de los 3000 mm de altura respecto al piso 
y con una separación de 400 mm cada uno, siempre y y cuando la placa o elemento de 
conexión lo permita. 
Excepción 1:  Este requisito no debe aplicarse en caso de que se tenga establecida la práctica 
de que los trabajadores no suban más allá de los conductores y del equipo, a menos que estén 
desenergizados. 
Excepción 2:  Este requisito no debe aplicarse si el espacio para subir puede ser obtenido con el 
desplazamiento temporal de los conductores o utilizando equipo para trabajar con línea 
energizada 
6.2.11 Espacio para trabajar 
Se deberán considerar dejar los espacios para subir en las estructuras para realizar trabajos de 
mantenimiento, considerando las separaciones mínimas en aire con y sin herramientas de trabajo para líneas 
energizadas para alta y extra alta tensión tal y como se establece en las Tabla 45 a Tabla 51. 
6.2.12 Altura de los conductores y de las partes vivas de los equipos, sobre el suelo, agua y vías férreas Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Estos requisitos aplican para determinar la altura mínima que deben tener los conductores desnudos y 
cables aislados de líneas aéreas, con respecto al suelo, al agua y a la parte superior de rieles considerando la 
altura de la máquina del ferrocarril y de sus vagones, así como a la altura mínima de partes energizadas del 
equipo sobre el suelo. 
6.2.12.1 Requisitos generales 
Las alturas mínimas de los conductores el suelo, agua o vías férreas para niveles de tensión mayores a 
34,5 kV deben ser como mínimo las que se indican en la Tabla 56 y deben aplicarse bajo las condiciones 
siguientes: 
a) A una temperatura máxima de diseño sin desplazamiento por viento, y 
b) Flecha final, en reposo 
Nota - La temperatura máxima se determina por la temperatura máxima anual del sitio más la aportación 
térmica que proporciona la corriente de conducción estimada para el tipo de conductor a utilizar. 
Tabla 56 - Altura mínima de los conductores para líneas de alta y extra alta tensión,  y cruces con otras 
líneas eléctricas y de comunicación 
Libramientos mínimos 69 kV 85 kV 115 kV 138 kV 161 kV 230 kV 400 kV 
Áreas de acceso a peatones 6,50 6,80 7,00 7,50 8,00 8,50 10,65 
Vías férreas 14,10 14,30 15,00 15,00 15,00 16,00 18,00 
Carreteras - Calles - Caminos 8,40 8,60 9,00 9,20 9,40 10,00 12,20 
Campos de cultivo (cereales, leguminosas, 
hortalizas, entre otros) 5,90 6,20 7,00 7,60 8,10 9,00 11,00 
Zonas de huertos (críticos, manzanos, ciruelos, 
guayabos) 8,90 9,90 11,00 11,50 12,00 12,00 15,00 
Zonas cafetaleras y cercos "vivos" 8,90 9,90 11,00 11,50 12,00 12,00 15,00 
Cultivo de caña 12,60 12,70 13,00 13,20 13,40 14,00 16,00 
Aguas navegables 12,60 12,70 13,00 13,20 13,40 14,00 16,00 
Zonas inundables 6,50 
+ TIME 6,80 
+ TIME 7,00 
+ TIME 7,50 
+ TIME 8,00 
+ TIME 8,50 
+ TIME 10,65 
+TIME 
Cruzamiento con líneas eléctricas y de 
comunicación 69 kV 85 kV 115 kV 138 kV 161 kV 230 kV 400 kV 
LT hasta 50 kV 2,27 2,45 2,74 2,95 3,15 3,65 6,10 
LT 69 kV 2,45 2,64 2,93 3,15 3,36 3,85 6,29 
LT 85kV 2,61 2,83 3,39 3,32 3,81 4,00 6,45 
LT 115 kV 2,91 3,09 3,39 3,60 3,98 4,31 6,75 
LT 138 kV 3,11 3,30 3,62 3,80 4,25 4,54 6,98 
LT 161 kV 3,36 3,54 3,85 4,05 5,30 4,77 7,21 
LT 230 kV -- -- -- -- -- 5,46 7,90 
LT 400 kV -- -- -- -- -- -- 9,60 
Líneas de comunicación, líneas de tranvías, 
trolebuses o trenes con vía aérea eléctrica 3,90 4,30 5,00 5,50 6,20 7,00 8,00 
NOTA: 
1. TIME = Tirante de Inundación Máximo Esperado. 
2. Libramientos y separaciones en cruces sin viento y flecha máxima 
3. Distancias en metros  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
4. La tensión es de fase a fase. 
5. Estas alturas no consideran los posibles cambios de nivel de la superficie de carreteras, calles, entre otros, debido a 
mantenimiento. 
6.2.13 Cargas mecánicas en las líneas aéreas 
Las líneas aéreas deben resistir las condiciones mecánicas propias y las debidas a las condiciones 
meteorológicas y de mantenimiento a las que estarán sometidas, más los factores de sobrecarga que se 
indican en la Tabla 69, de acuerdo con el lugar a donde se va a instalar. 
En cada región del país las líneas aéreas pueden estar sometidas a diferentes cargas mecánicas, 
considerando mayor espesor de hielo, menor temperatura o mayor velocidad del viento, las instalaciones 
deben diseñarse considerando las condiciones extras de carga, conservando los factores de seguridad para la 
sobrecarga correspondiente. 
a) Zona I. Región Norte (Baja California, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y parte de Sonora y 
Durango). 
b) Zona II. Región Centro Norte (Aguascalientes y parte de Zacatecas, Durango y San Luis Potosí). 
c) Zona III. Región Centro Sur (parte de Oaxaca y Chiapas). 
d) Zona IV. Región Central (Guanajuato, Querétaro, Estado de México, Ciudad de México, Tlaxcala, 
Morelos y parte de Zacatecas, San Luis Potosí, Jalisco, Michoacán, Hidalgo, Puebla, Veracruz y 
Guerrero). 
e) Zona V. Región Costera (Baja California Sur, Sinaloa, Nayarit, Colima, Tamaulipas, Tabasco, 
Campeche, Yucatán y parte de Quintana Roo, Sonora, Jalisco, Michoacán, Guerrero, Oaxaca, 
Chiapas y Veracruz). 
f) Zona VI. Región Especial (parte de Oaxaca, Tamaulipas, Veracruz y Quintana Roo). 
Si una línea aérea cruza dos o más zonas de carga, debe soportar las cargas correspondientes a dichas 
zonas. 
En cada región del país las líneas aéreas pueden estar sometidas a diferentes cargas mecánicas, 
considerando mayor espesor de hielo, menor temperatura o mayor velocidad del viento; las instalaciones 
deben diseñarse considerando las condiciones extras de carga, conservando los factores de seguridad para la 
sobrecarga correspondiente. 
Para líneas aéreas las cargas mínimas que deben considerarse es con base a la acción regional de las 
velocidades de viento, altura de las estructuras y ubicación con relación al nivel medio del mar. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Figura 44 -Zona geográfica de las cargas mecánicas 
6.2.13.1 Cálculo de cargas mecánicas 
Las cargas mínimas que deben considerarse para el cálculo mecánico de líneas aéreas (incluyendo las 
estructuras de soporte) se deben considerar con base en la aplicación de las velocidades regionales de viento 
indicadas en los mapas de isotacas asociados a diferentes periodos de retorno, la altura promedio de las 
estructuras y la ubicación geográfica del proyecto en función de los datos climáticos asociados (temperatura 
media ambiente, altura sobre el nivel del mar, entre otros datos). 
El cálculo de cargas mecánicas para líneas aéreas debe satisfacer los siguientes requisitos: 
6.2.13.2 Disposiciones generales 
Este apartado aplica para estructuras de celosía autosoportadas, de retenidas y postes troncocónicos de 
acero, postes de concreto y madera a instalarse en líneas aéreas, tipifica los lineamientos técnicos y 
consideraciones básicas para el cálculo de las cargas mecánicas utilizadas en el diseño de las estructuras de 
soporte para los cables, aisladores, herrajes, equipos y accesorios. 
Para el diseño de las estructuras, en función de su uso mecánico, se deben considerar los siguientes tipos 
de carga: 
● Cargas debidas a la masa propia de los componentes de la línea aérea (cables, aisladores, herrajes, 
equipos y accesorios) 
● Cargas debidas a los eventos climáticos, como es el viento, presencia de hielo en estructura y cables 
y temperaturas extremas. 
● Cargas de tendido de cables debidas a las maniobras durante la construcción 
● Cargas debidas a su mantenimiento 
Para el diseño de líneas aéreas, las cargas pueden clasificarse en las cuatro categorías siguientes: 
a) Cargas debidas a eventos climáticos o cualquier carga derivada de dichos eventos, que sean 
dominantes para la confiabilidad de la línea durante el periodo de vida esperado. Estas cargas 
pueden dividirse a su vez en: 
● Cargas de viento 
● Cargas de hielo sin viento 
● Cargas de hielo con viento  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
b) Cargas debidas al peso propio de las estructuras de soporte, cables, aisladores, herrajes y 
accesorios. 
c) Cargas relacionadas con los requisitos de seguridad (carga de contención de fallas de 
componentes). Estas cargas tratan principalmente de minimizar la probabilidad de las fallas tipo 
cascada. 
d) Caras relacionadas con los requisitos de seguridad en el trabajo (construcción, maniobras de tendido 
de cables y mantenimiento). Estas cargas tratan de evitar fallas en componentes que puedan causar 
lesiones o incluso pérdidas de vidas humanas, y que pueden presentarse durante los trabajos de 
construcción y mantenimiento de los componentes de la línea aérea. 
6.2.13.3 Condiciones básicas de carga 
En general las condiciones básicas de carga que deben considerar para el cálculo de solicitaciones 
mecánicas en las estructuras de soporte son: 
a) Cargas que actúan directamente en la estructura 
● Masa propia de la estructura, de la cadena de aisladores, herrajes y accesorios. 
● Acción del viento sobre el cuerpo de la estructura, cadena de aisladores, herrajes y accesorios. 
● Caras concentradas por tendido (masa de linieros, equipo entre otros). 
b) Cargas que transmiten los cables a la estructura 
● Por la masa propia de los cables que soporta, en su caso por la masa de hielo que se acumule 
en éstos. 
● Por la acción de viento actuando en sentido perpendicular a éstos. 
● Por las tensiones mecánicas en los cables (éstas se deben proyectarse de forma ortogonal y 
que produzcan la componente máxima sobre la estructura), y están en función del uso mecánico 
máximo de las estructuras. 
Para la evaluación de las cargas se identifican de la siguiente manera y expresadas en kilonewtons (kN): 
a) Cargas verticales debidas a la masa de, 
● PE = la estructura. 
● PA = las cadenas de aisladores, herrajes y accesorios. 
● PC = los cables conductores e hilo de guarda. 
● PCH = los cables conductores e hilo de guarda y del hielo acumulado en éstos cuando aplique. 
● PVM = el personal y su equipo respectivo, aplicada en las combinaciones de carga donde se 
hacen las maniobras de tendido. 
● PM = Cargas debidas a las maniobras de mantenimiento. 
b) Cargas transversales debidas a la acción del viento, 
● VA = sobre la cadena de aisladores, herrajes y accesorios. 
● VC = que actúa sobre los cables conductores y de guarda. 
● VCH = reducido que actúa sobre los cables conductores e hilo de guarda en los cuales se ha 
acumulado hielo. 
● VE ó VEH =  actuando en la estructura para VM ó VR respectivamente. 
● VM = Velocidad regional máxima de viento asociada a un periodo de retorno de 50 años,  en 
k/h. 
● VR  = Velocidad reducida de viento, igual al 50% de la velocidad regional máxima de la zona 
de la línea de transmisión para un periodo de retorno de 10 años, en k/h. 
● TC ó CT = Componente transversal de la acción de las tensiones mecánicas de los cables 
conductores e hilo de guarda. 
c) Cargas longitudinales debidas a, Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
● CL ó FL = Componente longitudinal de la acción de las tensiones mecánicas de los cables 
conductores e hilo de guarda. 
6.2.13.4 Combinaciones de carga 
Para el caso de las torres de celosía autosoportadas y con retenidas, 
En la Tabla 57 se establecen las combinaciones de carga que deben aplicarse para el diseño estructural 
de torres para líneas de transmisión de alta y extra alta tensión. 
Tabla 57 - Combinaciones y factores de carga para las condiciones con y sin hielo 
Hipótesis de carga Combinación de carga Viento 
Normal con viento 
regional (PE + PA + PC + VE + VA + VC + TC) * FCG VM 
Tendido Suspensión (PE + VE) * FCG + ( PA + PC) * FCV + (VA + VC + TC +CL) * 1,18 
+ PVM VR 
Deflexión y 
remate (PE + VE + VA + VC + TC + CL) * FCG + (PA + PC) * FCV + PVM VR 
Mantenimiento PM VR 
Normal con viento 
regional reducido y hielo (PE + PA + PCH + VE + VA + VCH + TC) * FCG VR 
 
Consideraciones adicionales: 
a) El factor de carga vertical (FCV) en la hipótesis de carga por tendido debe ser: FCV = 1,5. 
b) El factor de carga global (FCG), para torres de suspensión FCG = 1,0, para torres de remate y 
deflexión FCG = 1,18. 
c) En las combinaciones de carga en las que se incluye TC, ésta se refiere a las tensiones mecánicas 
de los cables aplicadas en la dirección de éstos, es decir en la dirección de la línea de transmisión y 
se deben siempre proyectar en las direcciones longitudinal y transversal de la torre. En esta forma 
TC define a las fuerzas aplicables para torres de suspensión, deflexión y remate. 
d) Para la condición de tendido se debe establecer un margen de seguridad adecuado para el personal 
durante estas maniobras. Para fines de diseño en los puntos de sujeción de los cables (por fase cada 
vez) se agregará además las cargas PVM y CL en el punto donde se considere la maniobra de 
tendido. 
 Valores PVM a considerar en la maniobra de tendido. 
- kN para fases de 230 kV y mayores 
- 5 kN para fases de 115 kV. 
- 5 kN para cables de guarda. 
e) Con el fin de dar mantenimiento a las cadenas de aisladores en “V” en las torres de suspensión, se 
debe considerar una carga vertical concentrada PM, la cual se aplica en el eje longitudinal de la 
cruceta o trabe y al centro de la cadena en “V’. En la cruceta correspondiente o trabe donde se aplica 
esta carga, no se debe combinar en ese punto, con alguna otra carga; en el resto de las crucetas y 
trabes se deben considerar las cargas de tendido. 
 Las cargas verticales que se deben aplicar son las siguientes: 
- 4 conductores por fase:  130,76 kN. 
- 3 conductores por fase:  98.07 kN. 
- 2 conductores por fase:  65.38 kN. 
- 1 conductor por fase:   32,69 kN.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
f) La combinación de carga “Normal con viento regional reducido y hielo”, se debe considerar para 
estructuras ubicadas en zonas en las que se tenga evidencia confiable de la aparición periódica de 
hielo sobre cables en líneas aéreas. Para fines de diseño, el espesor de hielo es de 5 mm, con peso 
específico de 8.8 kN/m3. Para esta misma combinación, en la Tabla 57 se emplea la notación PCH y 
VCH para enfatizar la recomendación de considerar el espesor del hielo acumulado para evaluar la 
masa de los cables y el área que resulta expuesta a la acción del viento correspondiente. 
g) Además de las combinaciones de carga que se indican en la Tabla 57 , en las torres de deflexión y 
remate, para las combinaciones de carga normales, se debe aplicar en uno de los extremos de las 
crucetas rectangulares y trabes (si existen), cruceta triangular y de guarda, aplicar la carga 
longitudinal desbalanceada que resulte del análisis de flechas y tensiones y considerar la carga 
vertical en una proporción de 75 % y 25 % en los claros adyacentes. 
 Si en el proyecto definitivo posterior a la prueba mecánica del prototipo, existe una proporción más 
desfavorable que 75 % y 25 % en claros adyacentes, se debe efectuar el análisis para esas 
condiciones y realizar el refuerzo necesario en las estructuras que aplique. 
h) Si en el proyecto definitivo posterior a la prueba mecánica del prototipo, existen tensiones mecánicas 
hacia arriba en crucetas rectangulares, triangulares, de guarda o trabe, se debe realizar un análisis 
estructural y aplicar los refuerzos necesarios que resulten de las cargas descritas a continuación: 
- En uno de los extremos de las crucetas rectangulares y trabe (si existe), se cuantifica la fuerza 
vertical ascendente para condiciones normales, con un análisis de flechas y tensiones. 
- En el otro extremo se aplica una carga vertical descendente correspondiente a la parte 
proporcional de la suma de las cargas verticales para las condiciones normales. 
- Las cargas verticales ascendentes y descendentes calculadas se deben combinar con las 
cargas transversales y longitudinales desbalanceadas que resulten del análisis de flechas y 
tensiones. 
Para el caso de los postes metálicos troncocónicos, 
Las combinaciones y los factores de carga se indican en las Tabla 58 y Tabla 59 
Tabla 58 - Combinaciones y factores de carga para la condición de carga sin hielo 
Hipótesis de carga Combinación de carga Deformación 
permisible para 
fustes 
(%) Viento 
De servicio (suspensión) (PC + PA + PE) 1,0 2 - - - 
De servicio (deflexión) (PC + PA + PE + CT) 1,0 3 - - - 
Servicio (remate) (PC + PA + PE + FL + CT) 1,0 3 - - - 
Servicio (transición) (PC + PA + PE + FL + CT) 1,0 1 - - - 
Máxima (suspensión) (PC + PA + PE + VC + VE) 1,16 - - - VM 
Máxima (deflexión) (PC + PA + PE + VC + VE + CT) 1,26 - - - VM 
Máxima (remate) (PC + PA + PE + VC + VE + FL + CT) 1,26 - - - VM 
Tendido y mantenimiento (PC + PA + PE+ PVM + FL + CT) 1,0 - - - --- 
 
Tabla 59 - Combinaciones y factores de carga para la condición de carga con hielo 
Hipótesis de carga Combinación de carga Viento 
Máxima (suspensión) (PCH + PA + PE + VCH + VEH) 1,16 VR 
Máxima (deflexión) (PCH + PA + PE + VCH + VEH + CT) 1,26 VR 
Máxima (remate) (PCH + PA + PE + VCH + VEH + FL) 1,26 VR Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
Consideraciones adicionales: 
a) En caso de postes que deban llevar dos o más cables conductores por fase se toma el empuje del 
viento sobre el área proyectada de todos los cables conductores. 
b) En el caso de los postes de doble circuito, se deben considerar para el diseño las hipótesis de carga 
para un circuito instalado en disposición vertical, con dos cables de guarda. 
 En el caso de postes de cuatro circuitos, se deben considerar en el diseño las hipótesis de carga 
para dos circuitos instalados en los brazos superiores y un circuito en posición vertical y la hipótesis 
de dos circuitos instalados en un solo lado en posición vertical. 
c) El diseño de los brazos y su sujeción al fuste se debe realizar considerando todas las combinaciones 
de carga. Las cargas PVM para todos los tipos de postes se deben sumar a las cargas de servicio. 
d) La carga PCH se presenta cuando en los cables se ha acumulado una capa de hielo de 5 mm de 
espesor, con un peso específico de 8.8 kN/m3. 
e) Las estructuras para las que se indique condición de hielo, deben analizarse conforme a la Tabla 59 
y sin hielo conforme a la Tabla 58. 
f) En los postes de remate se debe considerar una hipótesis de carga adicional de viento longitudinal 
en el mismo. 
g) La combinación de carga de tendido se debe aplicar a todos los tipos de postes a excepción de los 
que se diseñen para sostener crucetas aislador articuladas en los cuales se debe aplicar la carga de 
tendido y mantenimiento solo en brazos para hilo de guarda. 
h) Para el cálculo de cargas transversales de tendido y mantenimiento solo se debe considerar una vez 
la componente CT. 
i) La aplicación de la carga por tendido y mantenimiento debe ser solo en una fase a la vez. 
6.2.13.5 Presión de viento 
La presión del viento sobre las líneas aéreas se debe calcular, de acuerdo a su ubicación geográfica y se 
puede evaluar de acuerdo con lo siguiente: 
a) Consideraciones generales 
1) Sobre conductores. Superficies de alambres y cables P = 0,00482 V2 
2) Sobre estructuras. Se debe considerar que la ráfaga de viento cubre totalmente la estructura, 
aplicando un factor de 1,3 a la velocidad de diseño. Para estructuras metálicas (torres), se debe 
aplicar adicionalmente un factor de arrastre de 1,6 a la presión de viento. 
 Las consideraciones que se señalan son aplicables al análisis de estructuras de soporte y cables 
sometidos a la acción del viento. 
- Direcciones de análisis. 
 Las estructuras de soporte se analizarán suponiendo que el viento puede actuar por lo 
menos en dos direcciones horizontales, perpendiculares e independientes entre sí. Se 
elegirán aquellas que representen las condiciones más desfavorables para la estabilidad 
de la estructura (o parte de la misma) en estudio. En el caso de los cables conductores e 
hilos de guarda, solo será necesario el análisis para el caso en que el viento incide 
perpendicularmente a sus ejes longitudinales, así como los efectos oscilatorios que se 
puedan presentar. 
- Análisis estructural. 
 A fin de llevarlo a cabo, principalmente para las estructuras de soporte, se deben aplicar 
los criterios generales del análisis elástico, con ayuda de un código de análisis 
computarizado que modele estructuras reticulares en forma tridimensional. 
b) Determinación de la velocidad de diseño,  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 Es la velocidad con la cual se calculan los efectos del viento sobre estructuras de soporte, cables y 
aisladores. 
 La velocidad de diseño en km/h, se obtiene con la siguiente expresión: 
 (23) 
Donde: 
- 
= Factor que depende de la topografía del tramo de la línea de transmisión en 
estudios, adimensional. 
- 
= Factor que toma en cuenta el efecto combinado de las características de exposición 
local y de la variación de la velocidad con la altura, adimensional. 
- 
= Velocidad regional que le corresponde el tramo de la línea en estudio, en km/h. 
1) Determinación de la Velocidad Regional del Viento 
 La velocidad regional del viento 
  es la máxima velocidad media probable de presentarse con 
un cierto período de recurrencia en una zona o región determinada del país. 
 El Manual de Diseño de Obras Civiles Diseño por Viento de la Comisión Federal de Electricidad 
contiene 3 mapas con las velocidades regionales para la República Mexicana, con los periodos 
de retorno para 10, 50 y 200 años. Una vez localizada la línea de transmisión, se determina la 
velocidad regional para un periodo de retorno de 10 años y 50 años. 
 Para la velocidad regional de viento máxima (VM) se considera el periodo de retorno de 50 años. 
Para la velocidad regional de viento reducida (VR) se considera la mitad de la velocidad regional 
de viento correspondiente a un periodo de retorno de 10 años. 
2) Factor de Topografía (
 ) 
 Este factor toma en cuenta el efecto que produce la topografía local del sitio, específicamente 
donde se desplantan las estructuras en el tramo de la línea de subtransmisión o transmisión en 
estudio, así como el efecto que provoca éste en los cables. 
Tabla 60 - Factor topográfico local 
Sitios Topografía 
  
Protegidos Base de promontorios y faldas de serranías del lado del sotavento. 0,8 
Valles cerrados. 0,9 
Normales Valle cerrados prácticamente plano, campo abierto, ausencia de cambios 
topográficos importantes, con pendientes menores de 5 %. 1,0 
Expuestos Terrenos inclinados con pendiente entre 5 % y 10 %, valles abiertos y litorales 
planos. 1,1 
Cimas de promontorios, colinas y montañas terrenos con pendientes mayores del 
10 %, cañadas cerradas, valles que formen un embudo o cañón e islas. 1,2 
 
3) Factor de Exposición (
 ) 
 Este factor refleja la variación del viento con respecto a la altura; así mismo considera las 
características de rugosidad que se presentan alrededor del tramo de la línea en consideración. 
 Si el tramo de la línea de transmisión de alta o extra alta tensión cruza diferentes tipos de terreno 
se debe seleccionar la que ocasione los efectos más adversos. 
Tabla 61 - Categoría del terreno según su rugosidad 
Categoría Descripción Ejemplos Limitaciones 
1 Terreno abierto, 
prácticamente plano y Franjas costeras planas, zonas 
pantanosas, campos aéreos, pastizales y 
tierras de cultivo sin setos o bardas La longitud mínima de este tipo de 
terreno en la dirección del viento Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
sin obstrucciones. alrededor superficies nevadas planas. debe ser 2 000 m. 
2 Terreno plano u 
ondulado con pocas 
obstrucciones. Campos de cultivo o granjas con pocas 
obstrucciones tales como setos o bardas 
alrededor, árboles y construcciones 
dispersas. Las obstrucciones tienen alturas 
de 1,5 m a 10 m en una longitud 
mínima de 1 500 m. 
3 Terreno cubierto por 
numerosas 
obstrucciones 
estrechamente 
espaciadas. Áreas urbanas, suburbanas, o cualquier 
terreno con numerosas obstrucciones 
estrechamente espaciadas. El tamaño de 
las construcciones corresponden al de 
las casas y viviendas. Las obstrucciones presentan 
alturas de 3 m a 5 m, la longitud 
mínima de este tipo de terreno en 
la dirección del viento debe ser de 
500 m o 10 veces la altura de la 
construcción, la que sea mayor. 
4 Terreno con numerosas 
obstrucciones largas, 
altas y estrechamente 
espaciadas. Bosques, centros de grandes ciudades y 
complejos industriales bien 
desarrollados. Por lo menos el 50 % de los 
edificios tienen una altura mayor 
de 20 m, las obstrucciones miden 
de 10 m a 30 m de altura. La 
longitud mínima de este tipo de 
terreno en la dirección del viento 
debe ser mayor de 400 m y/o 10 
veces la altura de la construcción. 
 
El factor de exposición F , se obtiene de acuerdo con las siguientes expresiones: 
 
Donde: 
- 
 = Altura, medida a partir del nivel del terreno de desplante, a esta altura se le 
 conoce como altura gradiente; y debe estar expresada en metros. 
 Por encima de ésta, la variación de la velocidad el viento no es importante y se 
puede suponer constante. 
- 
 = Exponente que determina la forma de la variación de la velocidad del viento con 
la altura y es adimensional. 
- 
 = Altura a la que se requiere determinar la presión, en metros. 
 Normalmente para cables y estructura se define a 2/3 de la altura total de la 
estructura. 
Tabla 62 - Valores de los coeficientes  y , que están en función de la rugosidad del terreno 
Coeficientes Categoría de terreno 
1 2 3 4 
 0,099 0,128 0,156 0,170 
 245 315 390 455 
 
c) Cálculo de la presión dinámica de base 
 Cuando el viento actúa sobre un obstáculo, genera presiones sobre su superficie que varían según la 
velocidad y la dirección del viento. La presión que ejerce el flujo del viento sobre una superficie plana  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
perpendicular a él, se denomina comúnmente presión dinámica de base y se determina con la 
siguiente expresión: 
 
 (27) 
 
Donde: 
- 
  = Presión dinámica de base a una altura z sobre el nivel del terreno, en kPa. 
 El factor de 0,0000471 corresponde a un medio de la densidad del aire 
(
 , para 15 °C y al nivel del mar). 
- G = Factor de corrección por temperatura y por altura con respecto al nivel del 
mar, adimensional. 
- 
= Velocidad de diseño, en km/h. 
d) Cálculo del Factor de Corrección por Temperatura y Altitud con Respecto al Nivel del Mar 
 El factor de corrección por temperatura y por altura con respecto al nivel del mar se obtiene con la 
siguiente expresión. En la Tabla 63 se presenta la relación entre los valores de la altitud, en metros 
sobre el nivel del mar (msnm) y la presión barométrica. 
 
 (28) 
 
Donde: 
- 
=  Presión barométrica, está en función de la altura sobre el nivel del mar y se 
indica en la Tabla 63. 
- 
= Temperatura ambiental en °C, en la tabla III.1 (b) del MOC-DV, se indica la 
ubicación, altitud y temperatura media anual de las ciudades más importantes 
de la República Mexicana. 
Tabla 63 - Relación entre la altitud y la presión barométrica en kPa 
Altitud (msnm) Presión barométrica ( ) (kPa) 
0 101,32 
500 95,99 
1 000 89,92 
1 500 84,66 
2 000 79,99 
2 500 75,33 
3 000 70,66 
3 500 65,99 
 
 Para valores intermedios se deben interpolar la altitud, así como la presión barométrica. 
e) Presión del viento sobre componentes de la línea aérea 
 Las presiones del viento sobre estructuras de soporte y cables de la línea aérea, se obtienen 
considerando el efecto dinámico del viento. Estas presiones se pueden obtener a partir de presiones 
equivalentes que emplean factores de respuesta dinámica, los cuales dependen de las condiciones 
del flujo y de las propiedades dinámicas de los componentes. 
 (29) Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Donde: 
- 
= Presión dinámica equivalente a la altura z, que se aplica en forma estática, en 
kPa. 
- 
= Factor de respuesta dinámica, dependiendo si se trata de la estructura de 
soporte o del cable, es adimensional. 
- 
= Coeficiente de arrastre, si se trata de la estructura de soporte o del cable, es 
adimensional. 
- 
= Presión dinámica de base a la altura sobre el terreno z en metros. 
f) Cálculo de presiones equivalentes sobre la estructura de soporte 
 La presión equivalente que ejerce el viento sobre una estructura de soporte, de celosía, se calcula 
con la siguiente expresión: 
 (30) 
Donde: 
- 
 = Presión dinámica equivalente a la altura z, que se aplica en forma estática, en 
kPa. 
- 
   = Factor de respuesta dinámica, dependiendo si se trata de la estructura de 
soporte o del cable, es adimensional. 
- 
 = Coeficiente de arrastre, si se trata de la estructura de soporte o del cable, es 
adimensional. 
- 
= Presión dinámica de base a la altura sobre el terreno z en  metros. 
g) Factor de respuesta dinámica de estructuras de soporte 
 Este factor corrige el valor de la presión del viento y se obtiene mediante la siguiente expresión: 
 (31) 
Donde: 
- 
= Factor de ráfaga, variable según la altura z y se calcula de acuerdo al de este 
Proyecto. 
- 
= Factor de variación de potencia, es adimensional y se toma en función de la 
categoría del terreno de la Tabla 64. 
- 
= Escala de turbulencia del viento, en metros y se toma en función de la categoría 
del terreno de la Tabla 64. 
- K = Factor de rugosidad del terreno, es adimensional y se toma en función de la 
categoría del terreno de la Tabla 64. 
- h = Altura total de la estructura sobre el nivel del terreno, en metros. 
- 
= Altura de referencia de la estructura en metros, debe tomarse como 2/3 h 
Tabla 64 - Factor de variación de potencia, de turbulencia del viento y rugosidad del terreno 
Terreno tipo K 
   
1 0,0030 72,10 0,121 
2 0,0065 63,70 0,164 
3 0,0142 53,50 0,216 
4 0,0318 44,50 0,262  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 
h) Cálculo del coeficiente de arrastre en torres de celosía autosoportadas y con retenidas 
 El valor del coeficiente de arrastre para cada sección de una estructura formada con celosía de 
elementos con caras planas, se obtiene de la Tabla 65 en función de su relación de solidez , 
definida como: 
 (32) 
Donde: 
- 
= Área sólida total de la cara de la sección considerada de la estructura y 
expuesta a la acción del viento, en un plano vertical y perpendicular a la 
dirección del flujo del viento. 
- 
= Área bruta circunscrita por el perímetro de la sección correspondiente, 
proyectada sobre el plano mencionado. 
NOTA - Dado que  es adimensional, las unidades de las dos áreas tienen que ser consistentes. 
Tabla 65 - Coeficiente de arrastre, 
 de torres de celosía con elementos planos 
Relación 
 en sección 
Cuadrada Triangular 
 < 0,025 4,00 3,60 
0,025    0,44 4,10 - 5,20  3,70 - 4,50  
0,45    0,69 1,80 1,70 
0,70    1,00 1,30 + 0,70  1,00 +  
 
i) Cálculo del coeficiente de arrastre en postes metálicos troncocónicos 
 En el caso de los postes, el coeficiente de arrastre se obtiene de la Tabla 66 
Tabla 66 - Coeficiente de arrastre, 
   para postes 
Sección transversal Relación H/b 
1 7 25 >=40 
Circular 
(b
>=6 m2/s) 0,8 1,0 1,2 1,2 
Circular 
(b
<6 m2/s) 0,7 0,8 1,2 1,2 
Poligonal de 12 lados o más 0,8 1,0 1,2 1,2 
Hexagonal i octagonal 1,0 1,2 1,4 1,4 
Cuadrada 
(viento normal a una cara) 1,3 1,4 2,0 2,2 
Cuadrada 
(viento sobre una esquina) 1,0 1,1 1,5 1,6 
 
NOTAS: 
- b, es el diámetro o la dimensión horizontal de la estructura para evaluar el producto b 
<, este 
diámetro debe ser el que se localiza a dos tercios de la altura total, a partir del nivel de terreno 
en m. 
- 
, es la velocidad del viento de diseño convertida a m/s, y valuada para los dos tercios de la 
altura total. 
- para valores intermedios de H/b se permite la interpolación lineal. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
j) Cálculo de Presiones Equivalentes Sobre los Cables 
La presión equivalente que ejerce el viento sobre los cables se calcula con la siguiente expresión: 
 (33) 
Donde: 
- 
 = Presión dinámica equivalente a la altura z, que se aplica en forma estática, en 
kPa. 
- 0.6  = Factor que se aplica en base a las recomendaciones de la Norma IEC 
(Comisión Nacional de Electrotécnica). 
- 
 = Coeficiente de arrastre del cable, igual a la unidad y es adimensional. 
- 
 = Factor de respuesta dinámica de cables, adimensional. 
- 
 = Presión dinámica de base a la altura a la que se encuentran los cables sobre 
el terreno en kPa. Se debe tomar z = 2/3 de la altura total, de la estructura en 
el nivel y extensión más alto. 
k) Cálculo del factor de respuesta dinámica para cables 
 Este factor corrige el valor de la presión del viento, para tomar en cuenta las características 
dinámicas de los cables y del viento. Se calcula como: 
 (34) 
Donde: 
- 
 = Factor de ráfaga, para convertir velocidades de un tiempo de promedio de 3 
segundos a un tiempo de 10 min, adimensional y se calcula de acuerdo al 
inciso I) de este Proyecto. 
-  = Factor de variación de potencia, es adimensional y se toma en función de la 
categoría del terreno de la tabla 61. 
- 
 = Escala de turbulencia del viento, en metros y se toma en función de la 
categoría del terreno de la tabla 61. 
- K = Factor de rugosidad del terreno, es adimensional y se toma en función de la 
categoría del terreno de la tabla 61. 
- L = Claro libre entre apoyos del tramo en consideración, en metros. 
- 
 = Altura de referencia de la estructura en metros, debe tomarse como 2/3 h 
l) Cálculo del Factor de Ráfaga, para Convertir Velocidades de un Tiempo de Promedio de 3 s a un 
Tiempo de 10 Min 
 El factor de ráfaga
 , es la relación entre la velocidad máxima promediada de un lapso de tiempo t1 
y otra promediada sobre un lapso de tiempo mayor t2, el cual debe ser suficientemente largo para 
que las condiciones del flujo no afecten el valor promedio; se recomienda emplear un valor de una 
hora. Este factor puede obtenerse con la siguiente expresión: 
 (35) 
Donde: 
- ,  y , son valores adimensionales, dependen de la turbulencia y de la rugosidad del 
sitio; 
- 
  es la altura gradiente en metros. 
Tabla 67 - Valores de , ,  y  
 Categoría del terreno 
1 2 3 4  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
 0,391 0,382 0,369 0,363 
 -0,032 -0,054 -0,096 -0,151 
 0,295 0,265 0,227 0,195 
 245 315 390 455 
 
m) Mapas de Isotacas 
 Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 
6.2.14 Retenidas 
6.2.14.1 Generalidades 
a) En los postes de madera y de concreto debe considerarse que las retenidas llevan la resultante de la 
carga total en la dirección en que actúen; 
b) En líneas que crucen sobre vías férreas, las estructuras adyacentes deben resistir la carga 
transversal y la carga longitudinal indicada en 6.2.13.4 con el factor de sobrecarga que corresponda 
a la clase “A” de construcción, véase Tabla 68. Para cumplir con el requisito puede utilizarse 
retenidas transversales y longitudinales opuestas a la vía;  
c) Para mantener los cables en la posición correcta y/o proteger el poste se requiere instalar herrajes 
aprobados para este fin; 
d) El cable de acero, herrajes y aisladores deben tener una resistencia mecánica igual o mayor que el 
cable de la retenida; y 
e) En lugares expuestos al tránsito de vehículos y peatones, el extremo de todas las retenidas fijadas al 
piso, debe tener un resguardo visible y resistente al impacto con una longitud de 2,0 m. 
6.2.14.2 Aisladores para retenidas 
a) Resistencia mecánica. Los aisladores para retenidas deben tener resistencia mecánica a la 
compresión igual o mayor que el cable de la retenida. 
b) Tensión eléctrica de flameo. La tensión eléctrica de flameo en seco de los aisladores debe ser como 
mínimo el doble de la tensión eléctrica nominal entre las fases de la línea y la de flameo en húmedo 
debe ser como mínimo la tensión nominal. 
c) Uso de aisladores en retenidas 
1) Los aisladores deben instalarse a una altura no menor que 2,50 m del nivel del piso; 
2) Cuando una retenida no esté efectivamente conectada a tierra y pase cerca de conductores o 
partes descubiertas energizadas con tensiones mayores que 300 V, debe instalarse aislamiento 
en ambos lados de manera que el tramo de la retenida expuesto a contacto con dichos 
conductores o partes energizadas, quede aislado. 
3) Para retenidas instaladas en líneas abiertas de 0 V a 300 V debe instalarse un aislador aprobado 
o bien conectarse a tierra.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.2.14.3 Diseño de la retenida 
Para el diseño de la retenida debe considerarse lo siguiente: 
a) El poste sólo debe considerar cargas de compresión y no de flexión. 
b) La retenida sólo debe considerarse cargas de tensión. 
c) Velocidad de viento de 120 km/h con: 
i. Hielo y sin hielo; 
ii. Contaminación y Zona Normal; 
iii. Viento máximo a 0° C sin hielo; y 
iv. Viento reducido a -10° C con hielo. 
6.2.14.4 Retenidas para estructuras 
Las retenidas para estructuras deben ser tangente, deben diseñarse con base en la tensión horizontal 
máxima de los cables, en sus dos variantes de viento máximo a 0° C sin hielo y viento reducido con hielo a -
10° C. 
6.2.14.5 Retenidas para estructuras de deflexión 
Las retenidas para estructuras en deflexión, deben diseñarse con base en lo siguiente: 
a) La fuerza transversal que se debe a la acción del viento sobre los cables y aisladores; 
b) La componente transversal que se produce por la tensión máxima de los conductores que se debe a 
la deflexión de la línea. 
c) Zona con contaminación. Para zona con contaminación, debe utilizarse cable de acero recubierto con 
cobre soldado (ACS); 
d) Perno ancla. El perno ancla debe trabajar longitudinalmente y debe quedar orientado al punto de 
sujeción de la retenida en el poste; 
e) Resistencia mecánica. Las resistencias mecánicas del cable para la retenida, el perno ancla, ancla y 
el empotramiento, deben seleccionarse a partir de la resultante de la tensión mecánica de los 
conductores, así como la resistencia de cada uno de los elementos; y 
f) Resistencia de trabajo. La resistencia de trabajo del conjunto de una retenida debe determinarse por 
la correcta selección y ensamble de los elementos de la retenida, así como por la mano de obra que 
se utiliza para dar profundidad y compactación a la cepa. 
6.2.15 Construcción de las líneas aéreas 
Los materiales empleados en la construcción y mantenimiento de líneas deben cumplir con los factores de 
sobrecarga, véase Tabla 69, según el grado de resistencia mecánica requerida. 
6.2.15.1 Requisitos generales para los materiales 
Los materiales empleados en las líneas aéreas deben cumplir con los requisitos de seguridad que se citan 
a continuación: 
a) Clasificación. Los conductores utilizados en líneas se clasifican como se indican en la Tabla 68. 
b) Los conductores que no se encuentren en la Tabla 68, deberán cumplir con lo considerado en 
apartado 6.3.1 c) de este Proyecto.  
Tabla 68 - Clasificación de los conductores y su aplicación 
Clase de conductor Aplicación 
Clase AA Conductores desnudos utilizados generalmente en líneas 
aéreas. 
Clase A Conductores para ser cubiertos con materiales 
resistentes a la intemperie y conductores desnudos de 
mayor flexibilidad que la requerida para la clase AA. 
Clase B Conductores para ser aislados con materiales 
termoplásticos, termofijos, papel y conductores indicados 
bajo la clase A cuando se requiere mayor flexibilidad. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Tabla 69 - Factores de sobrecarga para la construcción de las líneas aéreas 
Elemento de 
estructura Esfuerzo mecánico  Tensión 
eléctrica o tipo 
estructura Material Factor de sobrecarga 
Ruptura de cables 
SI NO SI NO 
Clase A y AA Clase B 
Crucetas Sobrecarga vertical (hasta 34,5 kV) Madera 2,0 2,0 
(hasta 34,5 kV) Acero 1,5 1,3 
Sobrecarga 
transversal General Madera 1,0 2,5 - 2,0 
Concreto 1,0 2,0 - 1,7 
Acero 1,2 1,8 - 1,5 
Deflexiones y 
remates Madera 1,0 2,0 - 1,7 
Concreto 1,0 1,8 - 1,5 
Acero 1,2 1,8 - 1,5 
Postes y 
torres Sobrecarga vertical Madera 2,8 3,0 - 2,0 
Concreto 2,3 2,5 - 1,7 
Acero 1,2 1,3 - 1,1 
Sobrecarga 
transversal General Madera 1,0 2,5 - 2,0 
Concreto 1,0 2,0 - 1,7 
Acero 1,2 1,8 - 1,5 
Deflexiones y 
remates Madera 1,0 2,0 - 1,7 
Concreto 1,0 1,8 - 1,5 
Acero 1,2 1,8 - 1,5 
Sobrecarga 
longitudinal General Madera 1,0 - - - 
Concreto 1,0 - - - 
Acero 1,2 - - - 
Deflexiones y 
remates Madera 1,0 2,0 - 1,7 
Concreto 1,0 1,8 - 1,5 
Acero 1,2 1,6 - - 
Retenidas Carga transversal Suspensión 2,5 2,0 
Deflexiones y remates 1,5 1,2 
NOTA: Los factores para madera y concreto están basados en la resistencia a la ruptura y para el acero 
en su límite de fluencia. 
 
a) Flechas y tensiones. 
 La máxima tensión mecánica de los conductores de líneas aéreas no debe ser mayor que el 40 por 
ciento de su resistencia a la ruptura, bajo las condiciones de cargas mecánicas indicadas, para la 
zona en que se instale. 
 Adicionalmente, la tensión inicial del conductor no debe exceder de 35 por ciento de la resistencia a 
la ruptura del conductor y final no debe exceder de 25 por ciento; ambos a 15 °C sin carga de viento 
y hielo. 
 En el caso de líneas aéreas, la máxima tensión mecánica de los conductores no debe ser mayor al 
33% de su tensión de ruptura (RTS), bajo cualquier estado del cable (inicial, final o creep). Y el 
cálculo de flechas y tensiones de los conductores se debe hacer de acuerdo a la Tabla 70.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Tabla 70 - Hipótesis de diseño de carga mecánica que deben cumplir los conductores y cables de 
guarda que se emplearan en las líneas aéreas 
Hipótesis Consideraciones básicas 
Temperatura de 
diseño (º C) Presión de 
viento (Pa) % de Tensión 
de Ruptura 
Máxima (RTS)  Sobrecarga 
de hielo 
Espesor 
(mm) Condición 
de cable 
H1.- Tensión diaria 
EDS (every day 
strength) Media anual 0 22 0 Final 
después de 
la carga 
máxima 
H2.- Flecha Máxima (1) 0 22 0 Creep a 10 
años 
H3.- Viento máximo Coincidente al viento 
máximo Presión de 
viento 
máxima 33  Inicial por 
carga 
máxima 
H4.- Flecha Mínima 0 0 33 0 Final 
después de 
carga 
máxima 
H5.- Viento reducido 
Mínima Presión de 
viento reducido (2) 33 5 Inicial por 
carga 
máxima 
H6.- Balanceo de 
cables 16°C (3) 22 0 Final 
después de 
carga 
máxima 
H7-Condición de 
rayo. 15°C 41,2 0 0 Creep a 10 
años 
 
NOTAS: 
1) La temperatura máxima de diseño se debe determinar en función del rango térmico de la línea y en 
ningún caso podrá ser menor de 50ºC. 
2) Temperatura mínima registrada en la trayectoria, pero no mayor a -10ºC. 
3) La presión de viento para la hipótesis de balanceo de cables debe ser: 
- de 285 pascales para zonas expuestas y rurales, 
- de 187 pascales para zonas urbanas y protegida. 
4) Empalmes, derivaciones y accesorios de remate. 
i. Los empalmes deben una tensión igual o superior a la tensión de resistencia mecánica que la 
del conductor en el que se va a instalar; 
ii. Las derivaciones no deben disminuir la resistencia mecánica de los conductores en el punto de 
conexión; y 
iii. Los accesorios de remate y los herrajes de sujeción deben soportar la tensión de sobrecarga. 
a) Cables de guarda de acero galvanizado 
1) Flechas y tensiones. La tensión mecánica no debe ser mayor que 50 % de la resistencia nominal 
a la ruptura, bajo las condiciones de carga mecánica de acuerdo con la zona a donde se instalen. 
 Adicionalmente, la tensión mecánica a 0 °C sin carga de viento ni hielo, no debe exceder los 
porcentajes de la resistencia nominal a la ruptura del cable como se indica a continuación: Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
i. Para una tensión inicial, 25 % y 20 % a una alta y extra alta resistencia mecánica, 
respectivamente; y 
ii. Para una tensión final, 25 % y 20 % a una alta y extra alta resistencia mecánica, 
respectivamente. 
2) Empalmes, derivaciones y accesorios de remate 
b) Mensajeros 
 Los mensajeros deben estar hechos de cables y su tensión mecánica no debe ser mayor que el 60 % 
de su resistencia nominal a la ruptura. 
c) Alfileres, amarres y herrajes 
 Los alfileres o pernos para los aisladores, amarres y herrajes deben resistir las cargas longitudinales 
que se indican en 6.2.13.4 y deben soportar sin deformarse los factores de sobrecarga a los que 
estarán sometidos. 
d) Crucetas 
 Deben seleccionarse para resistir las cargas que se indican en 6.2.13.4 y los factores de sobrecarga 
que se indican en la Tabla 69. 
1) Resistencia vertical. Deben seleccionarse para resistir 100 kg aplicada en su extremo más 
alejado. 
2) Resistencia longitudinal. 
 Para tensiones mayores a 35 kV. Deben resistir la carga longitudinal indicada en 6.2.13.4 por ruptura 
de cables, con los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 69, aplicados a la tensión 
mecánica máxima de los cables. 
e) Postes y estructuras 
 Los postes y estructuras deben resistir las cargas que se indican en 6.2.13.4 con los factores de 
sobrecarga que se indican en la Tabla 69. 
1) Postes de madera. Deben ser aprobados para su uso. 
2) Postes y estructuras de acero. Deben ser aprobados para su uso, además deben resistir la 
corrosión, cuando no tengan elementos que lo hagan resistente a la corrosión, debe 
proporcionarse una capa exterior, pintura o metal anticorrosivo, que le proporcione la resistencia. 
 El espesor del acero debe ser 4,8 mm mínimo para miembros principales incluyendo crucetas y 
4,0 mm para el resto. 
3) Postes de concreto. Deben ser aprobados para su uso y deben ser de concreto reforzado o 
pretensado. 
f) Retenidas 
 Deben dimensionarse para soportar los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 69. 
g) Cimentación 
 Deben aplicarse a la estructura las cargas que se indican en 6.2.13.4 multiplicadas por los factores 
de sobrecarga que se indican en la Tabla 69 y las cimentaciones deben soportar las cargas que les 
transmite la estructura, además verificar la cimentación de acuerdo al tipo de suelo. 
6.2.15.2 Clase de conductores requerida en las líneas 
Debe seleccionar el conductor de acuerdo a la tensión de la línea y a los lugares por donde pase o cruce, 
Para mayor información para los conductores clases A y B, véase la Tabla 68. 
6.2.15.3 Contaminación en las líneas 
El equipo eléctrico y los aisladores destinados para su uso en líneas deben seleccionarse en función de 
los niveles de contaminación existentes en el área que van a instalarse. 
6.2.15.4 Pruebas para las líneas aéreas 
a) Resistencia eléctrica de los conductores; 
b) Continuidad eléctrica de los conductores; 
c) Pruebas de resistencia eléctrica de la red de tierra mediante el Método de Wenner;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
d) Pruebas de tensiones de paso y contacto con base al Std IEEE 81.2 Guide for Measurement of 
Impedance and Safety Characteristics of Large, Extended or Interconnected Grounding Systems; 
e) Pruebas de resistencia de aislamiento; 
f) Verificación de flechas de los cables y alturas mínimas de los conductores al suelo (para líneas 
aéreas); y 
g) Mediciones al sistema de amortiguamiento instalado con base a “Standardization of Conductor 
Vibration Measurements”, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. Vol. Pas-85, No.1. 
6.3 Líneas subterráneas para alta y extra alta tensión 
La presente sección establece los requisitos mínimos para las líneas subterráneas de transmisión, así 
como, con la finalidad de obtener seguridad y protección para las personas. 
6.3.1 Requisitos generales para las líneas subterráneas 
6.3.1.1 Requisitos generales para las líneas subterráneas 
En el diseño de las líneas alojadas en canalizaciones deben considerar los requisitos mínimos para 
soportar las condiciones a las cuales pueden estar sometidas y poder salvaguardar la seguridad de las 
personas y sus bienes, por lo tanto, deben cumplir con lo siguiente. 
a) Cables o conductores. Los cables o conductores deben seleccionarse considerando los esfuerzos 
mecánicos, térmicos, ambientales y eléctricos a los que pueden estar sometidos durante la 
instalación y operación. 
 Los cables o conductores deben seleccionarse para resistir la magnitud de las corrientes eléctricas 
en condiciones normales de operación, sobrecargas, así como ante la presencia de falla y su 
duración. 
 Los cables deberán incluir componentes metálicos y cubiertas exteriores, cuyas características 
tengan la capacidad de desempeñar su trabajo para satisfacer las condiciones ambientales adversas 
que prevalecen en los sitios de la instalación, a fin de proteger el aislamiento del cable contra la 
humedad y salvaguardar la operación segura. 
b) Trayecto. Las canalizaciones, los cables o conductores deben instalarse de forma que sean 
sometidos lo menos posible a esfuerzos mecánicos durante su operación diaria. 
 Los cables o conductores deben instalarse en forma recta para evitar daños al conductor. 
 Excepción.  Cuando por condiciones de la geografía del sitio se requieren cambios de dirección es 
necesario considerar proyecciones mediante curvas horizontales, verticales, pendientes, para ello el 
radio de curvatura debe ser lo suficientemente largo para no dañar al conductor. 
 Los sistemas de cable deben colocarse de forma que se permita el acceso seguro para la 
construcción, inspección y mantenimiento. 
c) Condiciones naturales. Deben evitarse en lo posible que la trayectoria de la canalización subterránea 
atraviese terrenos inestables (pantanosos, lodosos, rellenos sanitarios, cavernas, entre otros) o 
altamente corrosivos o duros. Si es necesario construir a través de estos terrenos, deben preverse 
las medidas técnicas que aseguren la estabilidad del terreno, y considerar en la cubierta exterior de 
los cables o conductores las propiedades que resistan las condiciones a las que estará sometidos en 
estos ambientes. 
d) Condiciones específicas 
1) Carreteras y calles. Cuando en las calles donde no existan banquetas, la canalización debe 
instalarse al límite de predio. 
 Cuando las canalizaciones se ubiquen a lo largo de las carreteras y autopistas, las 
canalizaciones deben instalarse al límite del derecho de vía. 
 Excepción.  Puede instalarse dentro de los límites del carril, siempre y cuando no pueda 
cumplirse lo indicado anteriormente. 
 NOTA:  Se recomienda revisar la información del derecho de vía de autopistas y vías férreas. 
2) Puentes y túneles. Cuando se requiera la instalación de canalizaciones subterráneas en estas 
estructuras, deben alojarse bajo de o al lado de estas construcciones previendo garantizar la 
seguridad del tránsito vehicular, peatonal y la convivencia estructural - mecánica de ambas 
instalaciones para su operación, inspección y mantenimiento. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 NOTA:  Cuando los cables sean instalados en túneles se deberán incluir propiedades retardantes 
al fuego, baja emisión de humos halogenados, entre otros requisitos. 
 Se recomienda revisar la información del derecho de vía, y acordar con la Secretaria de 
Comunicaciones y Transporte la ubicación de la canalización subterránea en el puente o túnel, 
garantizando la seguridad de la instalación y permita el libre tránsito vehicular y peatonal. 
3) Cruces de vías o similares. En los cruces de vías, para calles pavimentadas, las canalizaciones 
deben tener una profundidad mínima de 0,90 m, para calle no pavimentadas, las canalizaciones 
deben tener una profundidad mínima de 1,3 m., véase Tabla 71, distancias mínimas de 
separación entre sistemas. 
 NOTA:  Se recomienda evitar en la medida de lo posible que la canalización esté ubicada en la 
pista. 
 En caso de ser necesario el uso de registros éstos deben seleccionarse de acuerdo con el tipo 
de lugar a ser instalados. 
4) Cruce por aguas navegables. Las canalizaciones subterráneas en los cruces con espejos de 
agua (canales navegables o no navegables), debe ser preferentemente perpendicular. Los 
cables deben instalarse en el interior de una tubería plástica por cada fase, y dependiendo de las 
condiciones del suelo de que se trate, se instalaran los cables en el interior de una camisa o 
tubería metálica. 
 Excepción:  No se permite la instalación en zonas de anclaje de barcos o barcazas, zonas de 
actividad pesca, reservas o áreas naturales protegidas. 
NOTAS: 
1) Se debe acordar con la Autoridad competente la ubicación de la canalización subterránea en el cruce 
del espejo de agua, a fin de garantizar la mayor seguridad de la propia instalación y de la vía 
marítima o no marítima. 
2) Los materiales que se empleen en la cubierta exterior del cable o conductor deben tener propiedades 
para operar bajo ambientes sumergidos permanentemente, así como una cubierta metálica 
hermética en material de aluminio o plomo. 
3) De ser necesario la instalación de registros, pozos, bóvedas y otros recintos en las márgenes del 
cruce, éstos recintos deberán quedar los extremos terrestres y éstos deben considerar aspectos 
técnicos de no inundación y garantizar la seguridad del personal en su interior, y salvaguardar la 
seguridad de los peatones, así como la no interferencia con otras instalaciones. 
6.3.1.2 Requisitos generales para las líneas subterráneas directamente enterradas 
a) Cables o conductores. Los cables o conductores deben seleccionarse considerando los esfuerzos 
mecánicos, térmicos, ambientales y eléctricos a los que pueden estar sometidos durante la 
instalación y operación. 
 Los cables o conductores deben seleccionarse para resistir la magnitud y duración de las corrientes 
de falla. 
 Deben proporcionarse cubiertas, chaquetas o ambos cuando sea necesario para proteger el 
aislamiento o la pantalla contra la humedad u otras condiciones ambientales adversas. 
b) Trayecto. Los cables o conductores deben instalarse de forma que sean sometidos lo menos posible 
a esfuerzos mecánicos durante su operación diaria. 
 Los cables o conductores deben instalarse en forma recta para evitar daños al conductor. 
 Excepción.  Cuando se requieren curvas, el radio de curvatura debe ser lo suficientemente largo para 
no dañar al conductor. 
 Los sistemas de cable deben colocarse de forma que se permita el acceso seguro para la 
construcción, inspección y mantenimiento. 
c) Condiciones naturales. Deben evitarse en lo posible que la trayectoria atraviese terrenos inestables 
(pantanosos, lodosos, rellenos sanitarios, cavernas, entre otros) o altamente corrosivos o duros. Si 
es necesario construir a través de estos terrenos, deben preverse las medidas técnicas que aseguren 
la estabilidad del terreno, y considerar en la cubierta exterior de los cables o conductores las 
propiedades que resistan las condiciones a las que estará sometidos en estos ambientes. 
 Si el conductor o cable se instala en terrenos rocosos, debe colocarse una capa de relleno compacto.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
d) Condiciones específicas. 
1) Carreteras, calles y banquetas. Los cables o conductores deben instalarse longitudinalmente 
debajo de la carretera, calle y banqueta. 
Excepción.  Puede instalarse dentro de los límites del carril, siempre y cuando no pueda cumplirse lo 
indicado anteriormente. 
NOTA - Se recomienda revisar la información del derecho de vía de autopistas y vías férreas. 
2) Cruces de vías o similares. Se recomienda no instalar el cable o conductor longitudinalmente a 
las vías o similares. 
 Excepción . En caso de ser necesario la instalación del cable en vías o similares, el cable debe 
instalarse a una profundidad no menor que 2,20 m considerando de referencia la parte superior 
del carril., véase Tabla 71, distancias mínimas de separación entre sistemas. 
 NOTA -  La instalación de los cables o conductores directamente enterrados deben considerar la 
instalación de tubería plástica por cada fase, incluyendo una protección a base de una losa de 
concreto armado de 50 mm de peralte y un ancho mínimo igual al ancho de la excavación 
menos 200 mm. 
3) Edificios y otras estructuras. Los cables o conductores no deben instalarse directamente debajo 
de los cimientos de los edificios u otras estructuras. 
 Excepción.  Se permite la instalación de cables o conductores directamente en edificios u otras 
estructuras en su interior mediante la construcción de sótanos, galerías, trincheras, túneles para 
cables, así como en edificios de subestaciones encapsuladas en gas SF6 y tableros para Media 
tensión, en estos casos los cables o conductores preferentemente deberán incluir propiedades 
retardantes al fuego, baja emisión de humos halogenados, entre otros requisitos; así mismo, los 
cables conductores para puesta a tierra en estas instalaciones deberán incluir un forro de 
aislamiento y resistir un voltaje nominal mínimo de 2 000 V. 
4) Piscinas. El cable o conductor no deben instalarse directamente debajo de los cimientos de 
piscinas. 
 Excepción.  Pueden instalarse considerando una distancia horizontal mínima de 1,5 m de la 
piscina siempre y cuando no se presente socavación del subsuelo o tubificación, y 
proporcionarse protección adicional en caso de que la distancia mínima no pueda lograrse. 
 La instalación de los cables o conductores directamente enterrados deben considerar la 
instalación de tubería plástica por cada fase, incluyendo una protección a base de una losa de 
concreto armado de 50 mm de peralte y un ancho mínimo igual al ancho de la excavación 
menos 200 mm. 
5) Cruces por aguas navegables. Las canalizaciones subterráneas en los cruces con espejos de 
agua (canales navegables o no navegables), debe ser preferentemente perpendicular, siempre y 
cuando no se presente socavación del subsuelo o tubificación a la que puedan estar sometidos. 
 Los cables o conductores deben instalarse preferentemente en el interior de una tubería plástica 
por cada fase, y dependiendo de las condiciones del suelo de que se trate, se instalaran los 
cables en el interior de una camisa o tubería metálica. 
 Excepción:  No se permite la instalación en zonas de anclaje de barcos o barcazas, zonas de 
actividad pesca, reservas o áreas naturales protegidas. 
NOTAS: 
1) Se debe acordar con la Autoridad competente la ubicación de la canalización subterránea en el cruce 
del espejo de agua, a fin de garantizar la mayor seguridad de la propia instalación y de la vía 
marítima o no marítima. 
2) Los materiales que se empleen en la cubierta exterior del cable o conductor deben tener propiedades 
para operar bajo ambientes sumergidos permanentemente, así como una cubierta metálica 
hermética en material de aluminio o plomo. 
3) De ser necesario la instalación de registros, pozos, bóvedas y otros recintos en las márgenes del 
cruce, estos recintos deberán quedar los extremos terrestres y éstos deben considerar aspectos 
técnicos de no inundación y garantizar la seguridad del personal en su interior, y salvaguardar la 
seguridad de los peatones, así como la no interferencia con otras instalaciones. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
6.3.2 Requisitos específicos para las líneas subterráneas 
Las líneas subterráneas deben cumplir con los siguientes requisitos. 
6.3.2.1 Separaciones mínimas con otros sistemas 
La distancia entre las canalizaciones subterráneas y otras estructuras enterradas subterráneas que se 
ubican en forma paralela debe tener la separación necesaria que permita el mantenimiento de las 
instalaciones sin dañar las estructuras enterradas paralelas. Un banco de ductos que cruce sobre otra 
estructura debe tener una separación de forma que se evite el daño de ésta. 
Cuando un banco de ductos cruce un pozo, una bóveda o por el techo de túneles de tránsito vehicular, 
éstos pueden estar soportados directamente en el techo. En todo caso, los bancos de ductos deben 
protegerse con una barrera que impida el contacto directo con ellos. 
La separación entre canalizaciones para suministro de energía con otros sistemas debe cumplir con las 
distancias que se indican en la Tabla 71. 
Tabla 71 - Distancias mínimas de separación entre sistemas 
Entre el sistema de: Distancia mínima en cruzamiento (m) 
34,5 kV-138 kV 161 kV-230 kV  400 kV 
Tubería de agua y/o drenaje con diámetro mayores 
que 100 cm 1,00 
Servicios a casa habitación (drenaje, agua potable, 
telefonía y comunicaciones) 0,50 
Tuberías con gas para uso doméstico 1,40 1,60 1,80 
Estructuras enterradas con cables de comunicación 
y telefonía 0,80 1,00 1,20 
Tubería de gas y/o combustible con diámetros 
mayores que 10 cm 1,40 1,80 2,00 
Canales de agua (riego, potable o pluvial) 1,00 1,10 1,20 
Arroyos 2,00 2,50 
Ríos y lagunas 3,00 
Vías férreas 3,00 3,10 3,20 
Vías férreas electrificadas 3,00 3,30 3,60 
Carreteras federales y/o estatales 2,00 2,40 2,60 
Autopistas de cuota 2,20 2,50 2,80 
 
6.3.2.2 Profundidad de entierro 
La distancia entre la parte superior de una canalización y la superficie debajo de la cual se instala debe ser 
suficiente para proteger el cable o conductor del daño impuesto por el uso esperado de la superficie. 
Los cables o conductores deben cumplir con las profundidades mínimas de entierro que se indican en la 
Tabla 72. 
Tabla 72 - Profundidad mínima para canalizaciones, cables o conductores 
Tensión de fase a fase Profundidad de entierro 
34 500 V a 50 000 V 750 mm 
50 001 V a 69 000 V 1 070 mm 
69 001 a 138 000 V 1 300 mm 
138 001 V a 230 000 V 1 500 mm 
230 001 V a 400 000 V 1 700 mm 
NOTA 1:  Cuando existan conflictos con otros sistemas subterráneos, la profundidad de entierro puede 
reducirse a un valor no menor que 450 mm en conductores con tensión menor que 150 V a tierra. 
NOTA 2:  Para terrenos con materiales de escombros, rellenos sanitarios, escurrideros debe incrementarse 
el valor 200 mm en cada profundidad.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
6.3.2.3 Excavaciones, rellenos y restitución de pavimentos 
a) Trincheras o zanjas. El fondo de las trincheras o zanjas debe estar limpio, relativamente plano y 
compactado a 90 % para banquetas y a 95 % para calles como mínimo en la última capa de 
compactación, de acuerdo con los lineamientos indicados en las normas de la SCT. Cuando la 
excavación se haga en terreno rocoso, el cable, conductor, ducto o banco de ductos debe colocarse 
sobre una capa protectora de material de relleno limpio y compactado de 0,05 m. 
b) Relleno. El relleno debe estar libre de materiales que puedan dañar a los cables, conductores, ductos 
o bancos de ductos, el boleo máximo permitido es de más de 19 mm (3/4) y debe estar compactado 
a 90 % para banquetas y a 95 % para calles como mínimo en la última capa de compactación, de 
acuerdo con los lineamientos indicados en las normas de la SCT. 
c) Restitución de pavimentos. La restitución de la estructura del pavimento debe realizarse de acuerdo 
con los lineamientos indicados en las normas de la SCT. 
6.3.2.4 Ductos y sus acoplamientos 
a) Generalidades. 
1) El material de los ductos debe ser resistente a esfuerzos mecánicos, a la humedad y al ataque 
de agentes químicos del medio donde quede instalado; 
2) El material y la construcción de los ductos debe seleccionarse y diseñarse en forma que la falla 
de un cable en un ducto, no se extienda a los cables de ductos adyacentes; 
3) Los ductos o bancos de ductos deben diseñarse y construirse para soportar las cargas 
exteriores a que pueden quedar sujetos, de acuerdo con los criterios que se establecen en la 
Tabla 73, excepto que la carga de impacto puede ser reducida un tercio por cada 30 cm de 
profundidad, de forma que no necesita considerarse la carga de impacto cuando la profundidad 
es de 0,90 m o mayor. 
Tabla 73 - Profundidad mínima de los ductos o bancos de ductos 
Localización Profundidad mínima 
0 V a 138 kV 161 kV a 230 kV Hasta 400 kV 
Cualquier localización no indicada 1,0 m 1,2 m 1,4 m 
Calles 1,0 m 1,2 m 1,4 m 
Avenidas 1,3 m 1,5 m 1,7 m 
Campo de cultivo 1,5 m 1,7 m 1,9 m 
Terrenos con relleno (escombro de 
todo tipo) 1,5 m 1,7 m 1,9 m 
Escurrideros 1,5 m 1,7 m 1,9 m 
Suelos con alta dureza 0,5 m 0,7 m 0,9 m 
 
4) El acabado interior de los ductos debe estar libre de asperezas o filos que puedan dañar los 
cables; y 
5) El área de la sección transversal de los ductos debe ser tal que, de acuerdo con su longitud y 
curvatura, permita instalar los cables sin causarles daño. 
b) Condiciones generales 
1) Acoplamientos. Los tramos de ductos deben quedar unidos de forma que no queden 
desviaciones en los acoplamientos entre uno y otro tramo. No deben usarse materiales que 
puedan penetrar al interior de los ductos, formando protuberancias al solidificarse y que puedan 
causar daño a los cables. 
2) Puentes. Cuando se tengan bancos de ductos instalados en puentes metálicos y/o de concreto, 
el banco de ductos debe tener la capacidad de permitir la expansión y contracción de la 
estructura del puente. Los bancos de ductos que pasen a través de los estribos del puente 
deben instalarse de forma que se evite o resista cualquier hundimiento debido a un 
asentamiento del suelo, debiendo cumplirse con los lineamientos establecidos por la SCT y/o 
Justa de Caminos Locales encargados de la vigilancia y mantenimiento de los puentes. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
3) Registros, pozos, bóvedas y otros recintos. Los ductos a la entrada de registros, pozos, bóvedas 
y otros recintos, deben quedar en terreno perfectamente compactado o quedar soportados 
adecuadamente para evitar esfuerzos cortantes en los mismos. 
 El extremo de los ductos dentro de los registros, pozos, bóvedas y otros recintos, debe tener los 
bordes redondeados y lisos para evitar daño a los cables, debiendo sellarse éste para evitar la 
filtración de agua. En los casos donde se construyan en terreno con nivel freático muy alto, debe 
eliminarse el cárcamo, debiendo quedar la losa inferior completamente sellada para evitar 
filtraciones al interior. 
 Se recomienda que los ductos se instalen con una pendiente de 0,25 % como mínimo, para 
facilitar el drenado en el caso de terrenos con alto nivel freático. 
4) Ductos. Los ductos incluyendo sus extremos y curvas, deben quedar fijos por el material de 
relleno, envolvente de concreto, anclas u otros medios, de forma que se mantengan en su 
posición original bajo los esfuerzos impuestos durante la instalación, operación y mantenimiento 
de los cables u otras condiciones. 
c) Condiciones específicas (líneas subterráneas por canalización) 
1) Alta tensión. Por disipación térmica en alta tensión eléctrica debe usarse un ducto por cable el 
cual no exceda el 53 % del factor de relleno. 
2) Cuando en un banco se instale más de un circuito, debe analizarse la capacidad de conducción 
de corriente, con el objeto de reducir las pérdidas de energía por agrupamiento de conductores. 
3) Por viabilidad de instalación de los cables, la suma de sus diámetros debe ser menor que el 
diámetro interior del ducto. 
NOTA: Para mayor información véase la Tabla 1 de Capitulo 10 de la NOM-001-SEDE-2102. 
6.3.2.5 Registros, pozos y bóvedas 
a) Localización. La localización de los registros, pozos y bóvedas debe ser tal que su acceso desde el 
exterior, quede libre y sin interferir con otras instalaciones. Debe evitarse, en lo posible, que en 
carreteras queden localizados en la carpeta asfáltica, o en carriles para estacionamiento y en vías de 
ferrocarril en el terraplén. Cuando se ubiquen en carriles de estacionamiento, deben construirse de 
acuerdo al diseño en arroyo. 
b) Protección. Cuando los registros, pozos y bóvedas estén con el acceso abierto, deben colocarse 
medios adecuados de protección, identificación y advertencia para evitar accidentes. 
c) Desagüe. En los registros, pozos y bóvedas instalados en terrenos con nivel freático alto, debe 
dejarse el cárcamo cerrado e introducir el cable de puesta a tierra mediante un ducto colocado 
mínimo a 0,10 m de la parte superior del registro, pozo o bóveda para líneas de media tensión y 
distribución, en el caso de registros o fosas de líneas alta tensión y extra alta tensión se deberá 
introducir el cable de puesta a tierra mediante un ducto por el interior de los mismos. En terrenos con 
nivel freático bajo el cárcamo se deja abierto. No debe existir comunicación con el sistema de drenaje 
sanitario. 
d) Ventilación. Cuando los pozos, bóvedas y túneles tengan comunicación con galerías o áreas 
cerradas transitadas por personas, deben tener un sistema adecuado de ventilación por convección 
natural hacia el exterior para entrada hombre un sistema ubicado a cada 125 m, y sin entrada 
hombre a 25 m de la longitud de la galería. 
e) Detección de gases. Cuando se requiera entrar en algún pozo, bóveda, u otro recinto debe ventilarse 
previamente. Si se sospecha que existen en el ambiente gases explosivos o tóxicos, debe 
determinarse y comprobarse mediante equipo correspondiente si el ambiente es tolerable por el ser 
humano. 
f) Obstrucción de accesos. Los accesos a registros, pozos de visita, bóvedas, u otro recinto no deben 
ser obstruidos por construcciones, estructuras, instalaciones provisionales, equipos semifijos o 
cualquier otra instalación. 
g) Resistencia mecánica. Los registros, pozos de visita, bóvedas u otro recinto deben diseñarse y 
construirse para soportar todas las cargas estáticas y dinámicas que puedan actuar sobre su 
estructura. 
Las cargas estáticas incluyen el peso propio de la estructura, el del equipo, el del agua sobre las 
paredes, pisos interiores y losas, el del hielo y otras cargas que tengan influencia sobre la misma 
estructura.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Las cargas dinámicas incluyen principalmente el peso de vehículos en movimiento y cargas por 
impacto que actúen sobre la estructura. 
La resistencia de los registros, pozos y bóvedas deben cumplir con el Articulo 923-16 de la NOM-
001-SEDE-2012 y los siguientes requerimientos: 
6.3.3 Registros y fosas 
6.3.3.1 Análisis de cargas 
Los registros y fosas deben diseñarse para soportar todas las cargas estáticas y dinámicas que puedan 
actuar sobre su estructura. En registros y fosas ubicados en zonas con tránsito vehicular, debe considerarse 
para el análisis de las cargas vivas, el efecto de impacto y la incidencia más desfavorable de los ejes más 
pesados del vehículo de diseño sobre la estructura. 
En el inciso h) se indican las dimensiones mínimas de registros y fosas. 
a) Carga muerta (CM). 
 Incluye el peso propio de los registros y fosas, peso propio de los cables, peso de los soportes, 
relleno con arena térmica al interior, material de relleno y pavimentos sobre los registros, Además los 
empujes efectivos del terreno, presión hidrostática sobre la losa de fondo y muros. 
b) Carga viva (CV). 
 Las cargas dinámicas se deben incrementar en un 30 % por efecto del impacto, de acuerdo con lo 
establecido en el inciso c de la sección 923-16 de la NOM-001-SEDE. 
 Cuando aplique; Las cargas vivas máximas se consideran las generadas por un tractor de 3 ejes con 
semiremolque de 3 ejes tipo (T3-S3) o un camión tipo C-2 aun cuando la estructura se localice sobre 
banqueta de las vías de comunicación; de acuerdo al reglamento sobre el peso, dimensiones, 
capacidades de los vehículos de autotransporte que transitan en los caminos y puentes de 
jurisdicción federal-SCT. En zonas que no tienen tránsito de vehículos debe considerarse una carga 
dinámica mínima de 15000 N/m2 (1500 kg/m2). 
c) Carga accidental (CA) 
 Para la evaluación de la carga accidental por sismo debe ser conforme al método indicado en el 
Manual de Diseño de Obras Civiles “Diseño por Sismo” de la CFE, considerando lo siguiente: 
- la estructura corresponde al tipo A, 
- determinar el tipo de suelo por su estratigrafía, 
- la velocidad efectiva de propagación de ondas sísmicas, 
- velocidad de las ondas de corte del suelo, 
- periodo fundamental del suelo, 
- altura de la estructura, 
- calcular el coeficiente sísmico de acuerdo al Manual de Obras Civiles, 
- cálculo de las fuerzas estáticas, 
- cálculo de la fuerza inercial la cual será aplicada en el centro de la masa dinámica de la 
estructura, 
- cálculo del empuje dinámico horizontal. 
6.3.3.2 Identificación de las condiciones de carga. 
Las cargas identificadas en los anteriores incisos se denotan mediante las siguientes literales y deben ser 
expresadas en kN y empujes en Pa. 
- CM = Carga muerta 
- CV = Carga viva 
- ET = Carga de empuje lateral de relleno 
- SX = Sismo en dirección X 
- SY = Sismo en dirección Y 
- EH = Empuje hidrostático Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
Las combinaciones de carga y los factores aplicables serán: 
Tabla 74 - Combinaciones de carga para registros y fosas 
Hipótesis de carga Combinación de carga Deformación 
permisible 
Condición de servicio C1 CM+CV+ET - 
Condición de servicio C2 CM+CV+ET+EH - 
Condición de servicio C3 CM+CV+ET+1,0SX+0,3SY - 
Condición de servicio C4 CM+CV+ET+0,3SX+1,0SY - 
Condición máxima M1 1,4CM+1,4EH - 
Condición máxima M2 1,2CM+1,2EH+1,6CV+1,6ET - 
Condición máxima M3 1,2CM+1,0CV+1,0SX+0,3SY - 
Condición máxima M4 102CM+1,0CV+0,3SX+1,0SY - 
Condición máxima M5 0,9CM+1,6ET - 
Condición máxima M6 0,9CM+1,6ET+1,0SX+0,3SY - 
Condición máxima M7 0,9CM+1,6ET+0,3SX+1,0SY - 
 
Nota - A las combinaciones anteriores se deben adicionar las combinaciones de carga de los reglamentos 
locales de construcción, en la Ciudad de México: “Reglamento de Construcciones de la Ciudad de México” 
El método de análisis debe considerar la disposición y propiedades de los diversos elementos que 
constituyen la estructura, así como la interacción entre ellos; teniendo en cuenta lo siguiente: 
a) La acometida del banco de ductos al registro o fosa debe quedar en terreno estable y soportado 
adecuadamente para evitar esfuerzos cortantes. 
b) Para el análisis de cargas actuando sobre losa de desplante se consideran los efectos de 
subpresión, bufamiento y flotación. 
c) Se debe considerar la condición más desfavorable generada por los empujes de tierra, hidrostáticos 
o combinados actuando sobre las paredes del registro. 
d) Los registros y fosas contendrán anclas galvanizadas en caliente para el jalado de los cables de 
potencia, mismas que deben tener la resistencia mecánica suficiente para soportar las tensiones de 
jalado, considerando un factor de carga adicional de 2. 
e) Con el objeto de evitar esfuerzos mecánicos sobre los cables durante la instalación y operación, se 
deben de prever soportes y accesorios los cuales deben de resistir la masa de los propios cables y 
de cargas dinámicas. 
f) La losa de desplante debe considerar una pendiente mínima del 2% que permita concentrar el agua 
en el cárcamo de bombeo para su desalojo. 
6.3.3.3 Disposiciones generales 
El diseño debe evitar en lo posible las juntas frías en la construcción de los registros y fosas de concreto 
reforzado. En caso de juntas frías deben ser completamente impermeables, para lo cual se deben emplear 
aditivos y barreras de protección en dichas juntas, preparando de la superficie existente. 
6.3.3.4 Galerías y cárcamos de bombeo 
Las galerías y cárcamos de bombeo deben estar diseñados y construidos para soportar todas las cargas 
estáticas y dinámicas que puedan actuar sobre su estructura. Las cargas estáticas incluyen el peso propio de 
la estructura, el del equipo, el del agua sobre los muros, pisos interiores y losas, el del hielo y otras cargas que 
tengan influencia sobre la misma estructura, mientras que las cargas dinámicas incluyen principalmente el 
peso de vehículos en movimiento y cargas por impacto que actúen sobre la estructura y las cargas 
accidentales por viento y sismo.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Se debe realizar el análisis y diseño de las galerías para las siguientes condiciones básicas; 
a) Galería 10 cm por encima del nivel de piso terminado dentro de subestaciones eléctricas y a nivel de 
terreno natural fuera del predio de la subestación. 
b) Galería que pasa por debajo de una trinchera, drenajes y banco de ductos. 
c) Galería con losa para paso vehicular. 
d) Galería con cubierta o tapas removible tipo trinchera para entrada de cables a caseta de control y 
entrada o salida a terminales dentro de la subestación eléctrica. 
e) Cuando aplique, diseñar las galerías de las condiciones anteriores con presencia de nivel de aguas 
freáticas. 
f) Galería que cruza con cimentaciones de equipos o estructuras o edificaciones existentes. Se debe 
realizar el levantamiento de instalaciones existentes de acuerdo a la sección censo de instalaciones 
subterráneas existentes, para considerar en el diseño de las galerías los cruces con instalaciones 
existentes. 
Para cada condición se debe realizar el diagrama de cargas para las diferentes profundidades de 
desplante. 
6.3.3.5 Trincheras 
Las trincheras se diseñan con base en lo establecido en la sección Galerías y cárcamos de bombeo. 
Las tapas de las trincheras se deben diseñar para ser removibles. Las trincheras deben contar con una 
pendiente del 2 % para la descarga de agua hacia los registros del sistema de drenaje de la Subestación. 
Se deben prever juntas de dilatación (las que se rellenarán con algún compuesto asfáltico) en los cruces 
de trincheras y en tramos longitudinales cada 12 m. 
En cruzamientos vehiculares las trincheras se deben diseñar para soportar los esfuerzos máximos 
conforme a los criterios establecidos en la sección de Galerías y cárcamos de bombeo, de esta sección. 
6.3.3.6 Análisis y revisión al diseño de banco de ductos, registros, fosas, galerías, cárcamos de bombeo y 
trincheras 
Para el análisis se deben emplear las cargas máximas más desfavorables, afectados por el factor de carga 
correspondiente a cada combinación de cargas analizada; conforme a lo indicado en las secciones 
respectivas: Bancos de ductos, Registros y fosas, Galerías y cárcamos de bombeo y Trincheras, de esta 
sección. 
6.3.3.7 Capacidad de carga. 
En todos los casos, la estructura enterrada debe cumplir con la desigualdad indicada a continuación: 
 
Donde: 
- 
 = Suma de las acciones verticales a tomar en cuenta en la combinación de 
cargas considerada, afectada de su respectivo factor de carga 
  igual a 
1,1, en kPa. 
- A   = Área efectiva de la estructura enterrada, reducida por excentricidades de 
carga. 
- 
=  Capacidad de carga resistente del suelo o roca obtenida del estudio 
geotécnico, realizado conforme al Estudio de mecánica de suelos. 
- 
  = Factor de reducción de resistencia. 
El factor de reducción de resistencia 
  debe ser asignado por estrato, empleando los siguientes valores 
de acuerdo a la exploración geotécnica realizada. 
i. 0,70, cuando los parámetros de diseño geotécnico del suelo ó roca se hayan obtenido de pruebas 
puntuales del sitio, mediante ensayes triaxiales (con muestras inalteradas). Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
ii. 0,50, cuando la resistencia de los materiales O parámetros de diseño geotécnico (suelo o roca) sean 
obtenidos con pruebas de campo (prueba de placa, presiometro, dialtometro, piezocono, ficometro, 
corte con veleta, penetración dinámica tipo PANDA). 
iii. 0,35, en cualquier otro caso (parámetros de diseño geotécnico obtenidos por correlaciones). 
a) Volteo 
 Se debe cumplir: 
 
Donde: 
- 
  = Momento resistente, producido por las fuerzas que se oponen al volteo 
aplicadas a la cimentación, respecto al borde de la zapata o losa. 
- 
  = Momento de volteo, producido por las fueras que ocasionan el volteo de 
estructura enterrada, respecto al mismo borde. 
Las fuerzas resistentes por la masa del relleno se deben calcular considerando los pesos 
volumétricos que se indican en el estudio geotécnico para las dos siguientes condiciones que 
imperen durante su vida útil: 
- suelo sumergido (nivel freático superficial, por arriba del desplante de la cimentación), 
- suelo húmedo (nivel freático abajo de la profundidad de desplante). 
La masa del relleno actuante sobre las estructuras enterradas es producto del peso volumétrico 
efectivo del suelo que gravite directamente sobre ésta, más el producto del peso volumétrico 
efectivo del concreto de la estructura enterrada. 
b) Flotación 
 Se debe cumplir: 
 
Donde: 
- 
 = Fuerza del empuje ascendente debida a la presión hidrostática de fondo a la 
profundidad de desplante. 
- 
 = Peso de la estructura enterrada. 
- 
   = Factor de seguridad para las diferentes condiciones de operación 
Construcción, 1,3 
Operación normal, 1,5 
Extremo (cuando el Nivel de Aguas Freáticas está a Nivel de Terreno Natural), 1,1 
c) Revisión por sismo 
 Se debe realizar la revisión de estabilidad en base al método AASHTO para el cálculo de efecto de 
sismo en muros, capítulos 3 y 11 del AASHTO LRFD Bridge Design Specifications, en las 
condiciones siguientes: 
- la estabilidad se debe determinar aplicando la sumatoria de las fuerzas estáticas, la fuerza 
inercial horizontal y el 50 % del empuje dinámico horizontal, 
- considerar el máximo coeficiente de aceleración sísmica, 
- el empuje dinámico horizontal se puede evaluar por el método indicado en el Manual de Diseño 
de Obras Civiles Diseño por Sismo de la Comisión Federal de Electricidad y se debe aplicar a la 
superficie posterior del relleno reforzado a una altura de 0,6H a partir de la base, 
- la fuerza inercial horizontal se debe aplicar en el centro de la masa dinámica de la estructura. 
d) Estados límite de servicio 
 Para cumplir con los estados límite de servicio, se debe verificar que: 
i. los asentamientos totales simultáneos de los registros y galerías son menores de 5 cm,  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
ii. los asentamientos diferenciales son menores que los señalados enseguida: 
- entre esquinas de registros: 2 cm, 
- en galerías para una longitud de 10 m: 5 cm, 
- en banco de ductos y trincheras para una longitud de 10 m: 2 cm. 
En el análisis de desplazamientos verticales se deben considerar las deformaciones de los estratos 
de acuerdo con su comportamiento mecánico. En cada caso se deben determinar los 
desplazamientos inmediatos y diferidos debajo de la estructura enterrada. 
En el caso de desplazamientos inmediatos, se deben utilizar expresiones que consideren la 
distribución del incremento de esfuerzos en la masa de suelo junto con sus propiedades de 
deformabilidad elástica de cada estrato. Para desplazamientos diferidos, se deben determinar éstos 
con base en las curvas de compresibilidad de los materiales susceptibles a consolidarse (suelos finos 
saturados). 
6.3.3.8 Consideraciones Adicionales 
Las estructuras enterradas deben diseñarse para satisfacer los requisitos de estabilidad y funcionalidad. 
En el caso de sitios donde se presente fricción negativa, se deben considerar sus efectos sobre los 
cimientos, tales como son el incremento de las solicitaciones sobre éstos, y su reducción de capacidad de 
carga, en función de los resultados del estudio geotécnico. 
a) Dimensiones. Las paredes interiores de los registros deben dejar un espacio libre cuando menos 
igual que el que deja su tapa de acceso, y su altura debe ser tal que permita a una persona trabajar 
desde el exterior o parcialmente introducida en ellos. 
Para los registros y fosas de empalme en líneas subterráneas en alta y extra tensión se deberán 
considerar las siguientes dimensiones mínimas para salvaguardar la seguridad del personal, equipo y 
las instalaciones; 
b) Registros de empalme. Las dimensiones mínimas en su interior deberán ser considerando un 
espacio libre entre paredes de 3 veces el tamaño (largo) del empalme, más 1,2 m libre para 
maniobras, un ancho tal que en su centro geométrico tenga un diámetro libre de 2,00 m, más 1,2 m 
libre para maniobras e instalación de los empalmes, y su altura debe ser tal que permita a una 
persona trabajar libremente en el interior del mismo. 
c) Fosas de empalme. Las dimensiones mínimas en su interior deberán ser considerando un espacio 
libre entre paredes de 3 veces el tamaño (largo) del empalme, más 2 m libre para maniobras, el 
ancho deberá ser tal permita una persona pueda extender ambas manos de forma horizontal, más 
1,2 m libre para maniobras e instalación de los empalmes, y su altura debe ser tal que permita a una 
persona trabajar libremente en el interior del mismo. 
 Nota -  Estas dimensiones pueden ser mayores, dependiendo de las características de los empalmes 
y los requerimientos de espacios para maniobras de instalación en el interior de las fosas, así como 
del espacio libre para mantenimiento, el cual no debe ser menor a 1,2 m, medido sobre el eje 
transversal del plano horizontal. 
d) Registros de deflexión. El registro deberá estar diseñado para absorber cambios de dirección de la 
trayectoria de la línea de transmisión con deflexiones de 45º, 60º y hasta 90º, estos registros deben 
tener dimensiones mínimas interiores de: y su altura debe ser tal que permita a una persona trabajar 
libremente en el interior del mismo, un ancho tal que en su centro geométrico tenga un diámetro libre 
de 2,00 m, y una longitud acorde a la proyección del radio mínimo de curvatura permisible al cable de 
potencia a instalarse. 
e) Registro de transición. Los registros de transición son diseñados para alojar el arreglo del cable de 
potencia entre el último tramo de línea y la acometida del mismo a la estructura de transición, estos 
registros deben tener dimensiones mínimas interiores de: un ancho tal que en su centro geométrico 
tenga un diámetro libre de 4.00 m, la altura debe ser tal que permita a una persona trabajar 
libremente en el interior del mismo y una longitud acorde al radio mínimo de curvatura permisible al 
cable de potencia a instalarse, considerando además que se instalarán una vuelta adicional de 
reserva “cocas” de cables de potencia por fase en el interior del mismo, respetando una separación 
mínima entre cables de 30 cm. 
f) Acceso. El acceso a los registros y pozos debe tener un espacio libre mínimo de 56 cm x 65 cm si es 
rectangular, o de 84 cm de diámetro si es circular. En el caso de líneas de comunicación dicho 
espacio debe ser de 40 cm x 50 cm si es rectangular. El acceso debe estar libre de protuberancias 
que puedan lesionar al personal o que impidan una rápida salida. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
 El acceso a pozos y bóvedas no debe ser localizado directamente sobre los cables o equipo. Cuando 
el acceso interfiera con algún obstáculo, puede quedar localizado sobre los cables, si se cumple con 
alguna de las siguientes medidas: 
- una señal de advertencia adecuada; 
- una barrera de protección sobre los cables; o 
- una escalera fija. 
 En bóvedas puede tenerse otro tipo de aberturas localizadas sobre el equipo, para facilitar su 
operación desde el exterior. 
g) Tapas. Las tapas para registros, pozos y bóvedas deben ser antiderrapantes y contar con un 
recubrimiento adecuado a las condiciones térmicas, químicas, mecánicas y ambientales del lugar; 
asimismo, deben tener una identificación visible desde el exterior que indique el tipo de instalación o 
la empresa a la que pertenecen. Deben tener bisagra antirrobo. 
 En líneas de alta y extra alta tensión el diseño de las tapas para registros y fosas deben ser 
removibles y seccionadas e intercaladas de un ancho no menor de 1,00 m, con jaladeras (ganchos 
de izaje) de acero deslizables galvanizados por inmersión en caliente de acuerdo a la norma  NMX-
H-004-SCFI-2008. 
h) Puertas de acceso a túneles y bóvedas. 
1) Las puertas de acceso deben localizarse de forma que se provea un acceso seguro. 
2) Las puertas de acceso del personal a las bóvedas no deben localizarse o abrir directamente 
sobre el equipo o cables. Las aperturas de otros tipos (no para acceso del personal) en las 
bóvedas, pueden ubicarse sobre el equipo para facilitar el trabajo, reemplazo o instalación del 
mismo; 
3) Cuando las puertas de túneles y bóvedas dentro de edificios estén accesibles al público, deben 
estar cerradas con llave, a menos que persona autorizada impida la entrada al público; y 
4) Estas puertas deben diseñarse de forma que una persona pueda salir rápidamente, aun cuando 
la puerta esté cerrada desde el exterior. 
6.3.4 Requisitos generales para conductores, terminales, conectadores y estructuras 
6.3.4.1 Requisitos generales para cables 
a) Selección. Se recomienda evitar el uso de materiales contaminantes al medio ambiente en las 
pantallas y cubiertas de los cables que, en contacto directo o como resultado de su combustión sean 
dañinos para la salud de las personas; y 
b) Cubiertas exteriores. Cuando se instalen cables de energía dentro de galerías y túneles transitados 
por personas, la cubierta debe incluir compuestos retardantes al fuego y bajo en emisiones de humo; 
así como en los casos de acceso a transiciones conectadas a una terminal encapsulada en gas SF6  
c) Capacidad de conducción. Los cables de energía deben seleccionarse con base lo indicado en la 
norma internacional IEC, IEC 60287-1-1, IEC 60287-1-2, IEC 60287-1-3, IEC 60287-2-1,  IEC 60287-
2-2, IEC 60287-2-3, IEC 60287-3-1, IEC 60287-3-2, IEC 60287-3-3. 
Para factores de carga diarios y condiciones de emergencia se debe calcular la capacidad de conducción 
de corriente conforme a lo indicado en la norma internacional IEC 60853-2 
Para conductores con secciones trasversales mayores se debe considerar que los valores de efecto piel 
factor (ks) y factor de efecto de proximidad (kp) serán conforme con las recomendaciones del brochure CIGRE 
Technical Brochure 272 
NOTA - Se recomienda revisar los manuales del fabricante de acuerdo con la configuración de los 
conductores. 
6.3.4.2 Empalmes de alta tensión 
Los empalmes que se emplean en los cables de alta y extra alta tensión deben ser producto aprobado. 
Las funciones que desempeñan los empalmes de alta y extra alta tensión son en primer lugar confinar el 
esfuerzo eléctrico.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Los empalmes de alta tensión deben: 
a) Soportar sin dañarse, la magnitud y duración de corrientes eléctricas de falla que se presenten 
durante su operación, instalándose de tal manera que cuando uno falle no afecte a las otras 
instalaciones; 
b) Evitar la penetración de humedad dentro de los cables; y 
c) Contener una barrera retardante a la flama en casos donde las instalaciones están expuestas a 
condiciones de fuego, derrames de aceites dieléctricos, entre otros factores. 
d) Quedar localizados dentro de los registros, pozos, bóvedas, fosas o galerías (casos especiales). 
Para realizar transposición de pantallas metálicas, los empalmes deben considerar una interrupción o 
discontinuidad en su componente semiconductor sobre aislamiento. 
La elaboración de los empalmes debe realizarse por personas calificadas por el fabricante. 
NOTA 1:  Para evitar la penetración contra la humedad, considerar accesorios tales como; cubiertas 
metálicas “metallic casing” y carcasas plásticas “coffin box”, 
NOTA 2:  Para garantizar una barrera retardante a la flama considerar accesorios tales como; Cubierta 
Ignífuga “Casing fireproof”, Category C, conforme a norma internacional IEC 60332-3-24. 
NOTA 3:  Se recomienda revisar los manuales de instalación del fabricante. 
6.3.4.3 Terminales de alta tensión 
Las terminales que se empleen en los cables de alta tensión deben ser producto aprobado. 
Las terminales de alta tensión deben: 
a) Soportar sin dañarse, la magnitud y duración de las corrientes de falla que se presenten durante su 
operación; y 
b) Quedar instalados en las estructuras de transición aéreo-subterráneas. 
c) Las terminales de tipo aéreo deben cumplir una distancia mínima entre partes vivas, así como 
cumplir con el NBAI. 
d) Quedar instalados en las envolventes 
 de subestaciones para transiciones (cable - SF6)  o (SF6 - 
Boquillas Transformador). 
Las terminales de tipo aéreo deben cumplir una distancia dieléctrica mínima entre partes vivas, así como 
cumplir con el NBAI, y a la altitud de operación de la instalación. 
NOTA 1 -  La elaboración de las terminales debe ser realizados por personas calificadas. 
NOTA 2 -  Cuando las terminales se instalen en vías públicas o acometidas en subestaciones eléctricas se 
recomienda que éstas sean de material polimérico. 
NOTA 3 -  Se recomienda revisar los manuales de instalación del fabricante. 
6.3.5 Requisitos de protección para las líneas subterráneas 
Las características de los equipos de protección, deben determinarse con respecto a su función, la cual 
puede ser, la protección contra los efectos de: sobrecorrientes (sobrecargas, cortocircuito) y sobretensiones. 
Los equipos de protección deben operar a los valores de corriente, tensión y tiempo. Deben adaptarse a 
las características de los circuitos y a los peligros posibles que puedan presentarse. 
6.3.5.1 Protección contra sobretensiones 
Las personas deben protegerse contra lesiones y los bienes contra daños que sean consecuencia de una 
sobretensión provocada por fenómenos atmosféricos, electricidad estática, fallas en la operación de los 
equipos de interrupción o bien por fallas entre partes vivas de circuitos alimentados a tensiones diferentes. 
Para la coordinación de protecciones contra sobretensión deben instalarse apartarrayos en las 
transiciones y de frente muerto en los puntos normalmente abiertos de los anillos y ramales radiales. 
6.3.6 Transiciones de un sistema aéreo a un sistema subterráneo 
6.3.6.1 Generalidades 
Es una conexión eléctrica de un sistema aéreo a un sistema subterráneo del mismo nivel de tensión debe 
diseñarse y construirse para soportar los esfuerzos combinados de tipo mecánico, térmico, eléctrico y de 
penetración de humedad hacia el cable del sistema al que va a estar conectado, así como los efectos del 
medio ambiente del lugar de ubicación, y garantizar la seguridad del personal que tenga acceso a estas 
instalaciones. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
a) Transiciones en alta tensión. Punto de la línea de transmisión donde se realiza un cambio de un 
sistema aéreo a un sistema subterráneo mediante la conexión mecánica aislada en el mismo nivel de 
tensión sin que se produzcan esfuerzos mecánicos, y térmicos, y eléctricos en los puntos de 
conexión con la terminal. 
 La separación entre partes vivas de una terminal o de diferentes terminales con respecto a su propia 
estructura, debe ser adecuada al NBAI de la terminal. 
En aquellos lugares donde la separación entre partes con diferente potencial eléctrico sea menor para la 
tensión y NBAI, deben proporcionarse barreras aislantes o terminales completamente aisladas que reúnan los 
requisitos equivalentes a las separaciones. 
Nota - Para determinar las separaciones de la parte viva de la terminal con respecto a la estructura donde 
va ser instalada, será cumpliendo con los requerimientos de una coordinación de aislamiento para el nivel de 
tensión, NBAI, y condiciones del lugar de emplazamiento. En la sección 6.2.3.15 se indican las Tabla 40 a 
Tabla 42 con las relaciones de tensiones de aguante normalizadas de impulso por rayo, maniobra y sus 
distancias mínimas en aire referidas a una altitud de 1000 m sobre el nivel de mar. 
Para el análisis y diseño de estructuras en transiciones deben considerarse aspectos mecánicos y 
eléctricos, cuyo cumplimiento debe considerar como mínimo los parámetros siguientes: 
1) Utilización dieléctrica y mecánica; 
2) Velocidad regional de viento; 
3) Angulo de blindaje; 
4) Altura sobre el nivel del mar; 
5) Tensión máxima de operación; 
6) Nivel de contaminación; 
7) Separaciones dieléctricas entre partes energizadas y hacia la propia estructura 
8) Masas y dimensiones de herrajes, accesorios para transición (cadena de aisladores, apartarrayos y 
terminales), así como las generadas por maniobras de elevación y colocación en la estructura; 
9) En la sección inferior de las estructuras debe considerarse el espacio libre para efectuar la acometida 
de los cables, considerando que el desarrollo de los dobleces o los radios que formen las curvaturas 
de los cables en cualquier punto de las transiciones, debiendo sujetarse a las recomendaciones del 
fabricante del cable; 
10) Diseño de los dispositivos adicionales de soporte y sujeción de cables, terminales, cadenas de 
aisladores y apartarrayos; y 
11) La utilización de equipos de seccionamiento. 
i. Transiciones a subestaciones en aire y SF6. Esta transición se realiza únicamente en alta tensión 
considerando una línea aérea a una terminal de tipo intemperie elaborada para recibir cable de 
potencia. 
ii. La transición para terminal SF6 se refiere a la preparación del cable conectado a una terminal 
encapsulada en gas SF6 
6.3.6.2 Estructuras de transición de líneas aéreas en vía pública a cables subterráneos o viceversa 
a) Las transiciones deben construirse para soportar los esfuerzos combinados de tipo mecánico, 
térmico y eléctrico del sistema al que van a conectarse, así como los efectos del ambiente del lugar 
de ubicación y pueden instalarse en: 
1) Torre autosoportada; 
2) Poste de acero; 
3) Estructura de celosía o tubular soportada o autosoportada; 
4) Estructura de concreto armado; y 
5) Estructura de madera. 
b) El conductor neutro debe cubrirse con una cubierta de polímero reticulado de color negro en la parte 
expuesta a los rayos solares, excepto si su aislamiento cuenta con protección contra rayos 
ultravioleta;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
c) En el caso de conductores de aluminio deben utilizarse conectadores bimetálicos y deben colocarse 
cubiertas de polímero reticulado para evitar el ingreso de humedad al conductor; 
d) La transición, en la parte donde se encuentra confinado el cable, debe garantizar en su estructura la 
resistencia necesaria contra vandalismo y factores ambientales, rayos ultravioletas e impactos 
controlados; mediante la construcción de una malla o barda perimetral con base a los requerimientos 
del derecho de vía; 
e) En los accesos de los cables de potencia hacia la estructura de transición se debe considerar la 
instalación de una protección de concreto polimérico, o láminas de acero galvanizado en la interface 
del banco de ductos - estructura para garantizar la seguridad de las personas y la instalación. La 
altura de esta protección deberá ser de 2,5 m mínimo. 
f) El alambre, cable de cobre o de acero recubierto de cobre, que es componente del sistema de 
conexión de puesta a tierra de la transición en poste de acero o de concreto hueco, debe de alojarse 
en su interior, mientras que en postes macizos el conductor de bajada para la puesta a tierra debe 
realizarse de manera externa y debe protegerse con ducto no metálico; y 
g) Los cables deben subir verticalmente desde el suelo y sólo con la desviación que sea necesaria para 
fijarlos en la estructura, sin que se rebase el radio mínimo de curvatura permisible de los cables. 
Restricción:  Para líneas subterráneas de alta tensión para niveles de 400 kV no se podrán realizar 
transiciones aéreas - subterráneas en: 
1) Torre auto soportada, 
2) Poste de acero, 
3) Estructura de celosía o tubular soportada o auto soportada, 
4) Estructura de concreto armado, y 
5) Estructura de madera. 
6.3.7 Protección contra fuego 
Este requisito es una condición a prueba de fuego para los cables, y sus accesorios (- empalmes 
premoldeados- herrajes), para aquellas instalaciones subterráneas que se requiera tener una barrera 
retardante al fuego, debiendo considerar que la cubierta exterior de los cables de potencia incluya la 
propiedad de “no propagación al incendio”, y satisfacer una baja emisión de humos o baja densidad de 
humos. 
Asimismo en los registros, pozos de visita, bóvedas y gabinetes deben contar con tapas, rejillas con 
bloqueo para filtración de basura o puertas con candado, de manera que se evite la propagación de fuego 
externo, sellos redondos a base de bloques o módulos a compresión para cada uno de los cables de potencia 
por fase, cables dieléctricos con fibras ópticas y cables con forro de aislamiento para puesta a tierra, 
incluyendo el montaje y colocación de herrajes y accesorios herméticos al agua, humedad, polvo y fauna 
nociva que puedan contribuir a evitar la propagación de fuego o deterioro del sistema de cables de potencia. 
Nota: La protección contra fuego de los cables de potencia debe cumplir con los requerimientos de la 
Norma Internacional IEC 60332-3-24, IEC 61034-1 e IEC 61034-2, para cumplir y satisfacer un nivel mínimo 
de transmitancia de luz del 40%. 
6.3.8 Pruebas para las líneas subterráneas 
a) Pruebas eléctricas después de la instalación en corriente directa (CD) a la cubierta exterior de los 
cables de potencia se deben realizar con base a lo establecido en las normas IEC 60840, y/o IEC 
62067. 
b) Pruebas eléctricas después de la instalación en corriente alterna (CA) al aislamiento de los cables de 
potencia; con base a lo establecido en las normas IEC y/o IEC 62067. 
7. Procedimiento para la evaluación de la conformidad 
De conformidad con los artículos 68, primer párrafo y 70, fracción I, y 73 de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización, se establece el Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad para este 
Proyecto, en adelante PEC. 
7.1 Objetivo 
Este PEC, establece la metodología para que, mediante la verificación de tercera parte, se evalúe la 
conformidad de las instalaciones de las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión 
con este Proyecto. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
7.2 Referencias 
a) Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 
b) Ley de la Industria Eléctrica; 
c) Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 
d) Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; 
e) Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002, Sistema General de Unidades de Medida; y 
f) Norma Mexicana NMX-J-136-ANCE-2019, Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y equipos 
eléctricos; 
g) Norma Mexicana NMX-EC-17020-IMNC-2014, Evaluación de la conformidad-requisitos para el 
funcionamiento de diferentes tipos de unidades (organismos) que realizan la verificación (inspección); 
h) Norma Mexicana NMX-EC-17000-IMNC-2007, Evaluación de da Conformidad-Vocabulario y 
Principios Generales. 
i) Norma Mexicana NMX-CC-9001-IMNC-2015, Sistemas de gestión de la calidad-requisitos; 
j) Norma Mexicana NMX-EC-17011-IMNC-2018, Evaluación de la Conformidad - Requisitos para los 
Organismos de Acreditación que realizan la acreditación de Organismos de Evaluación de la 
Conformidad; 
k) Norma Mexicana NMX-EC-17050-1-IMNC-2007, Evaluación de la Conformidad - Declaración de 
Conformidad del Proveedor-Parte 1: Requisitos Generales; 
l) Norma Mexicana NMX-EC-17050-2-IMNC-2007, Evaluación de la Conformidad - Declaración de 
Conformidad Del Proveedor-Parte 2: Documentación de Apoyo; 
m) Norma Mexicana NMX-C-561-ONNCCE-2019, Industria de la construcción - Administración de 
proyectos de obra de edificación e infraestructura - Requisitos 
n) Norma Internacional ISO/IEC 17007:2009, Evaluación de la conformidad — Orientación para la 
redacción de documentos normativos adecuados para la evaluación de la conformidad; 
o) Norma Internacional IEC 60071-1 Insulation co-ordination-Part 1: Definitions, principles and rules 
p) Norma Internacional IEC 60071-2 Insulation co-ordination-Part 2: Application guidelines 
q) Norma Internacional IEC 60840 “Power cables with extruded insulation and their accessories for rated 
voltages above 30 kV (Um = 36 kV) up to 150 kV (Um = 170 kV) - Test methods and requirements; y 
r) Norma Internacional IEC 62067 “Power cables with extruded insulation and their accessories for rated 
voltages above 150 kV (Um = 170 kV) up to 500 kV (Um = 550 kV) - Test methods and requirements. 
7.3 Campo de aplicación 
El Presente PEC es para realizar la evaluación de la conformidad de las instalaciones a las que se refiere 
el alcance de la presente norma, también referidas en el artículo 33, fracción IV de la Ley de la Industria 
Eléctrica; 112 de su Reglamento, independientemente de por quién estarán energizadas o suministradas. 
7.4 Definiciones 
Para efectos de este PEC, además de lo dispuesto en el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, y las 
definiciones de las normas a las que se hace referencia en el punto 7.2 se establecen las definiciones 
siguientes. 
7.4.1 Alcance de la inspección 
Son las instalaciones eléctricas que forman parte de las Redes Generales de Distribución y de la Red 
Nacional de Transmisión. 
Nota - El término Verificación, para los efectos del presente PEC, se refiere al término Inspección utilizado 
en la NMX-EC-17020-2014. 
7.4.2 autoridad competente 
La Comisión Reguladora de Energía, a través de la Unidad de Electricidad, conforme a sus atribuciones. 
7.4.3 instalación 
Para fines del presente PEC, entiéndase como aquellas que están dentro del alcance de la presente 
Norma Oficial Mexicana.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
7.4.4 listas de verificación 
Documentos que deben formar parte de los Informes de Verificación o Dictámenes de Verificación, 
siguiendo lo establecido en la NMX-EC-17020-2014, que elabora y utiliza la Unidad de Verificación en la 
revisión del proyecto eléctrico y durante la visita de verificación. 
Nota - Para los efectos del presente PEC, se refiere a los Ítems de Inspección a los que se refiere la  
NMX-EC-17020-2014. 
7.4.5 no conformidad 
Incumplimiento de un elemento, dispositivo o parte de la instalación con los requisitos respecto a los 
cuales se realizará la Verificación. 
Nota - Para los efectos del presente PEC, se refiere al registro de una anormalidad en los Registros de 
Inspección a los que se refiere la NMX-EC-17020-2014. 
7.4.6 organismo de Certificación de Producto, OCP 
Personas morales acreditadas y en su caso, aprobadas, en términos de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, que tengan por objeto realizar funciones de certificación. 
Nota - Para los efectos del presente PEC, los OCP son equivalentes a los Organismos de Evaluación de 
la Conformidad, a los que se refiere la Ley de la Infraestructura de la Calidad. 
7.4.7 Información Aprobada para Construcción (IAC) 
Se refiere a toda la Información Documentada (NMX-CC 9001-IMNC-2015) que ha sido Aprobada para 
Construcción (NMX-C-561-ONNCCE-2019). 
7.4.8 administrador del Proyecto 
Conforme a la definición de la NMX-C-561-ONNCCE-2019. 
7.4.9 solicitante de la verificación 
Persona responsable que requiere una Certificación por parte de la Unidad de Verificación conforme el 
Alcance de la Verificación. 
7.4.10 UV 
Unidad de Verificación. Es la persona física o moral que cuenta con una acreditación emitida por una 
entidad de acreditación y aprobada por la Autoridad competente, para realizar actos de verificación del diseño 
y construcción de la instalación eléctrica. 
7.4.11 Verificación 
Examen del diseño de una instalación que está dentro del alcance de la presente norma y la 
determinación de su conformidad con los requisitos específicos que se establece la presente norma o sobre la 
base del juicio profesional, con requisitos generales. 
Nota - Definición adaptada de la norma NMX-CC-17020-2014 “Inspección”. 
7.5 posiciones generales 
La evaluación de la conformidad de las instalaciones eléctricas que están dentro del alcance de la 
presente norma, será en cualquier tiempo por la autoridad competente de manera fundada y motivada, y por 
las Unidades de Verificación acreditadas por una entidad de acreditación y aprobadas por la misma autoridad, 
para cuyo efecto se hará uso del presente PEC. 
7.5.1 Las disposiciones de carácter obligatorio indicadas en este PEC se caracterizan por el uso de la 
palabra “debe” o “deberá”. 
7.5.2 La evaluación de la conformidad la lleva a cabo una UV a petición de parte. 
El solicitante de la verificación deberá solicitar a la Comisión Reguladora de Energía la asignación de la 
Unidad de Verificación que esté acreditada con base en la Norma Mexicana NMX-EC-17020-IMNC-2014 
como organismo de inspección de tercera parte que se indica en la cláusula 4.1.6 a), para la evaluación de la 
conformidad de la instalación eléctrica respecto requisitos conforme a los cuales se realizará la verificación 
establecidos en la presente norma. 
La UV debe garantizar la imparcialidad e independencia, con base en lo establecido en la Norma 
Mexicana NMX-EC-17020-IMNC-2014; y realizar la detección y mitigación de riesgos contra la imparcialidad 
en los términos establecidos en dicha norma. Entre otras, para evitar conflicto de interés, la UV no debe tener, 
durante el proceso de verificación: Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
a) Relación comercial alguna, ni ser empleado del: 
1) Propietario; 
2) Solicitante de la verificación; 
3) Constructor; 
4) Proyectista de la instalación eléctrica; 
5) Transportista; y 
6) Distribuidor 
b) Participación en: 
1) El diseño o construcción de la instalación eléctrica a verificar; 
2) En alguna consultoría relacionada con la instalación eléctrica a verificar; y 
3) En el suministro de equipo y material eléctrico para la instalación eléctrica a verificar. 
 Los empleados y directivos de los Organismos de Evaluación de la Conformidad estarán 
impedidos para conocer de las solicitudes de Evaluación de la Conformidad promovidas por 
personas con las cuales tengan nexos familiares por afinidad o consanguinidad hasta el cuarto 
grado en línea recta o colateral, intereses económicos o conflictos de interés de otra índole (Ley 
de la Infraestructura de la Calidad, Art. 57, 2020). 
 La Unidad de Verificación, debe aplicar los métodos y procedimientos normalizados que son 
requeridos en la presente norma oficial mexicana. La aplicación de métodos y procedimientos, 
normalizados y no normalizados, debe apegarse a lo establecido en la NMX-EC-17020-IMNC-2014. 
7.5.3 Los dictámenes de verificación que emitan las UV serán reconocidos en los términos establecidos en 
la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
7.5.4 La Comisión Reguladora de Energía publicará en su página web http://www.gob.mx/cre un directorio 
con los datos generales de las UV aprobadas para la evaluación de la conformidad de la instalación, siempre 
y cuando exista el consentimiento expreso para difundir sus datos personales de conformidad con la Ley 
Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública y la Ley General de Transparencia y Acceso a la 
Información Pública. 
7.5.5 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. 
7.5.6 Los gastos que se originen por los trabajos de verificación deben ser a cargo del solicitante de la 
verificación, conforme a lo establecido en el artículo 91 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 
7.6 Procedimiento 
7.6.1 El solicitante de la verificación debe requerir a una UV la evaluación de la conformidad de la 
instalación eléctrica asignada por la Comisión Reguladora de Energía, con base en los requisitos conforme a 
los cuales se realizará la verificación establecidos en la presente norma e incluidos aquellos que no estén 
definidos para que la UV procesa a su desarrollo en los términos de la NMX-EC-17020-IMNC-2014, respecto 
a métodos y procedimientos de inspección, indicando el Alcance de la Verificación. 
7.6.2 Recibida la Solicitud de Verificación, la Unidad de Verificación, de común acuerdo con el solicitante 
de la verificación, debe establecer los términos y las condiciones de los trabajos de verificación a través de un 
contrato de prestación de servicios y proceder a inscribir en el portal de la Comisión Reguladora de Energía 
los datos de la instalación eléctrica a verificar, los cuales deben contener, por lo menos: 
I. Fecha de recepción de la solicitud de verificación. 
II. Fecha de firma del contrato de prestación de servicios celebrado entre la Unidad de Verificación y el 
solicitante de la verificación. 
III. Nombre, denominación o razón social del solicitante de la verificación. 
IV. Nombre comercial, en su caso. 
V. Para personas morales, el Registro Federal de Contribuyentes (RFC).  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
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. 
VII. Clasificación de la actividad del diseño y construcción de la instalación eléctrica conforme al SCIAN 
que se puede consultar a través del portal en Internet del INEGI. 
VIII. Domicilio y datos de contacto de quien realiza la información de la instalación eléctrica a verificar: 
a) calle 
b) Número exterior. 
c) Número interior. 
d) Colonia o población. 
e) Municipio o alcaldía. 
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 UV: 
a) Nombre(s); 
b) Apellido paterno; 
c) Apellido materno; 
d) Número de teléfono o número de celular; 
e) Dirección de correo electrónico. 
1) Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes documentos: 
i. Clave Única de Registro de Población (CURP); 
ii. Clave de elector de la credencial para votar; 
iii. Matrícula de la cartilla militar; 
iv. Número de pasaporte. 
2) Para extranjeros, deberá registrar: 
i. Número de teléfono o número de celular; 
ii. Dirección de correo electrónico; 
iii. El Folio de la Forma Migratoria. 
X. Datos de la persona que atiende la visita para resolver cualquier duda con respecto a la instalación 
eléctrica durante la verificación: 
a) Nombre(s); 
b) Apellido paterno; 
c) Apellido materno; 
d) Número de teléfono o número de celular; 
e) Dirección de correo electrónico. 
1) Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes documentos: 
i. Clave Única de Registro de Población (CURP); 
ii. Clave de elector de la credencial para votar; 
iii. Matrícula de la cartilla militar; 
iv. Número de pasaporte. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
2) Para extranjeros, deberá registrar: 
i. Número de teléfono o número de celular; 
ii. Dirección de correo electrónico; 
iii. El Folio de la Forma Migratoria. 
3) Características de la instalación eléctrica a verificar: 
i. El alcance de la verificación; 
ii. Tensión eléctrica de transmisión, distribución o generación en kilovolts (kV); 
iii. Capacidad de la subestación en kilovoltamperes (kVA), en caso de que se encuentre 
dentro del alcance de la verificación; 
iv. Tipo de instalación: Línea de la RNT, subestación o bahía de ampliación de la 
subestación de la RNT, línea o red de la RGD, subestación o bahía de ampliación de la 
subestación de la RGD, conexión o interconexión; 
v. Alcance de la Verificación: La información necesaria a la que se refiere el numeral 
7.6.3.2 debe estar elaborada por profesionales que cuenten las certificaciones  en las 
competencias requeridas siguiendo los lineamientos de la norma  NMX-C-561-
ONNCCE-2019. Todos los documentos deben estar controlados por un sistema de 
control de calidad, conforme la norma NMX-EC-9001-2015, y ser trazables, debe ser 
posible contener al menos lo siguiente: 
- Nombre o razón social. 
- Domicilio completo (calle, número, colonia o población, municipio, código postal y 
entidad federativa) 
- Teléfono de contacto. 
- Dirección de correo electrónico. 
- Incluir nombre completo del profesionista que los elabora, firma o carta responsiva, 
cédula profesional. 
- Fecha de elaboración. 
- Ubicación de la instalación. 
- Simbología (aplica para planos eléctricos) 
- Usar el sistema general de unidades de medida, con base en la  NOM-008-SCFI-
2002 
- Estar elaborados en idioma español. 
La Unidad de Verificación debe determinar los procedimientos normalizados que forman parte de los 
requisitos conforme a los cuales se debe realizar la verificación establecidos en la presente norma. Para 
aquellos procedimientos no normalizados que sean parte de los requisitos o que se necesario desarrollar 
como parte del proceso de verificación, la Unidad de Verificación debe documentarlos completamente en 
términos de lo establecido en la norma mexicana NMX-EC-17020-IMNC-2014 y hacerlos del conocimiento del 
Solicitante, para que en común acuerdo se apliquen en sus procedimientos de verificación de primera parte; 
los procedimientos no normalizados, deben cumplir con lo establecido en la norma ISO/IEC 17007:2009, con 
el fin, entre otros, de cumplir con el principio de ser comparables. 
La Unidad de Verificación, debe notificar a la Comisión Reguladora de Energía, de los procedimientos no 
normalizados que documente, en los términos de la norma mexicana NMX-EC-17020-IMNC-2014, y que 
hayan sido acordados con el Solicitante. 
El solicitante de la verificación debe entregar a la Unidad de Verificación la Información Aprobada para 
Construcción en función del Alcance de la Verificación, conforme a lo establecido en este PEC. 
7.6.3 Una vez que la UV reciba información de la instalación a verificar, debe proceder a su revisión con 
objeto de confirmar que dicha información es suficiente en términos de este PEC, en su defecto, hará el 
requerimiento al Solicitante de la Verificación. 
Cuando en la revisión de la información se encuentren No Conformidades, la UV debe registrarlo en los 
términos de la NMX-EC-17020-IMNC-2014, y notificarlo al Solicitante de la Verificación, para que realice las 
acciones necesarias para subsanar las No Conformidades.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
Una vez subsanadas las No Conformidades, la UV debe adjuntar a las listas de verificación la evidencia 
objetiva de las acciones efectuadas por el solicitante de la verificación y documentar si con tales acciones, la 
instalación cumple con los requisitos conforme a los cuales se debe realizar la verificación establecidos en la 
presente norma. 
7.6.3.1 Las listas de verificación deberán cumplir con los registros de inspección, informes de Verificación 
o dictámenes de Verificación a los que se refiere la norma NMX-EC-17020-IMNC-2014 y contener como 
mínimo la información siguiente: 
a) Artículo, sección e inciso del Ítem verificado; 
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. 
Los criterios de aceptación, deben estar conformes con los requisitos respecto a los cuales se debe 
realizar la verificación establecidos en la presente norma, en su defecto con los procedimientos acortados con 
el Solicitante de la Verificación. 
7.6.3.2 La Información Aprobada para Construcción utilizada para realizar la Verificación, deberá 
registrarse en el portal de la Comisión Reguladora de Energía, con los datos siguientes: 
a) Fecha de inicio de la revisión documental; 
b) Fecha de término de la revisión documental; y 
c) Informes de la Inspección documental. 
La UV debe permitir que la Comisión Reguladora de Energía, tenga acceso al Control de Documentos que 
se refiere en la norma NMX-EC-17020-IMNC-2014. 
La Información Aprobada para Construcción, mínima necesaria para realizar la Verificación, debe 
corresponder con el Alcance de Verificación y cumplir con los requisitos conforme a los cuales se debe 
realizar la verificación establecidos en la presente norma, en este PEC y con la norma mexicana  NMX-CC-
9001-IMNC-2015. Es opcional proporcionar los modelos 3D y el Modelado de la Información de la 
Construcción (BIM), a los que se refiere la NMX-C-561-ONNCCE-2019. Los documentos mínimos requeridos 
son los siguientes: 
a) Para la RGD, con 7.6.3.3 y 7.6.3.4; 
b) Para la RNT, con 7.6.3.5 y 7.6.3.6; 
La Información Aprobada para Construcción, debe estar aprobada por los responsables conforme a los 
requisitos de la norma NMX-C-561-ONNCCE-2019. 
El Administrador del Proyecto, podrá dar acceso a la Unidad de Verificación al Libro de Proyecto Digital al 
que se refiere la norma NMX-C-561-ONNCCE-2019, respecto a los documentos necesarios para realizar la 
Verificación en el Alcance de la Verificación. 
7.6.3.3 Para la RGD, subestaciones 
a) Nombres de las subestaciones; 
b) Características técnicas (voltajes capacidad en kVA, número de alimentadores); 
c) Dirección y ubicación georreferenciada; 
d) Diagrama unifilar de maniobras; 
e) Lista de materiales y equipos principales aprobados y acreditados respecto a las normas referidas en 
el punto 5; 
f) Estudio de resistividad del terreno y resistencia de la red de tierras; 
g) Plano de planta general (disposición de equipos); 
h) Plano de corte general (Perfil); 
i) Plano de ubicación letreros de seguridad y extintores; Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
j) Estudio de coordinación de aislamiento; 
k) Estudio de cortocircuito; 
l) Planos de caminos, accesos; 
m) Reportes de pruebas a los equipos y materiales elaborados por los fabricantes de acuerdo a 4.3.5. 
Control de Calidad; 
n) Resultados de pruebas de comprobación de parámetros realizadas y hojas de calibración de los 
instrumentos con los que se realizaron conforme al numeral 7.6.6 
7.6.3.4 Para la RGD, líneas y redes 
a) Planos de definitivos de construcción con los siguientes datos: 
● Diagrama unifilar de maniobras 
● Orientación geográfica 
● Tipo y calibre del conductor 
● Número e identificación de fases 
● Tipo de aislamiento 
● Dispositivos de protección y seccionamiento 
● Características de transformadores 
● Altura de postes y longitud de claros interpostales 
● Planos en corte señalando distancias horizontales y verticales 
● Ubicación de retenidas 
● Tipos de registros y distancias entre éstos 
● Detalles de transiciones aéreo - subterráneas 
● Detalle de sistema de tierras utilizado 
● Coordenadas UTM de cuando menos el punto de conexión y el extremo de la línea 
b) Cálculo y plano de detalles del Derecho de vía de la línea; 
c) Vistas a escala de las Alturas de partes vivas de equipo, sobre suelo; 
d) Vistas a escala de las Alturas de conductores sobre el suelo, aguas o vías férreas; 
e) Vistas de Separaciones de conductores a edificios y otras construcciones; 
f) Reportes de pruebas a los equipos y materiales elaborados por los fabricantes de acuerdo  a 4.3 
Control de Calidad; 
g) Resultados de pruebas de comprobación de parámetros realizadas y hojas de calibración de los 
instrumentos con los que se realizaron conforme al numeral 7.6.6. 
7.6.3.5 Para la RNT, líneas aéreas 
a) Plano a escala de localización general de trayectoria de la línea; 
b) Planos a escala de planta, perfil y proyecto del proyecto de localización de estructuras; 
c) Lista de distribución de estructuras; 
d) Localización georreferenciada de estructuras en sistema de coordenadas UTM; 
e) Plano a escala de detalles de salidas en Subestación Eléctrica; 
f) Plano a escala de detalles de llegada en Subestación Eléctrica; 
g) Plano a escala de detalles de entronque señalando el tramo de las estructuras adyacentes al mismo; 
h) Memoria de cálculo del parámetro del diseño mecánico de los cables mediante el uso de la ecuación 
de cambio de estado;  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
i) Memoria de cálculo del sistema de puesta a tierra con mediciones de resistividad eléctrica  del 
terreno; 
j) Planos de sistema de puesta a tierra; 
k) Memoria de cálculo para amortiguamiento de vibraciones eólicas; 
l) Planos de Señalización; 
m) Planos a escala de distancias eléctricas y conjuntos de herrajes por tipo de estructura; 
n) Plano a escala de detalles de cruzamientos; 
o) Memoria de cálculo de Coordinación de aislamiento con base a lo establecido en la IEC 60071-1 e 
IEC 60071-2; 
p) Reportes de pruebas a los equipos y materiales elaborados por los fabricantes de acuerdo a 4.3 
Control de Calidad; 
q) Resultados de pruebas de comprobación de parámetros realizadas y hojas de calibración de los 
instrumentos con los que se realizaron conforme al numeral 7.6.6. 
7.6.3.6 Para la RNT, líneas subterráneas 
a) Diagrama unifilar; 
b) Plano a escala de localización general de trayectoria de la línea; 
c) Planos a escala de planta, perfil y conformación del sistema de cables (banco de ductos, trincheras, 
y/o galerías), como mínimo con la información siguiente: 
- Levantamiento topográfico con el Censo de instalaciones subterráneas existentes detectadas; 
drenajes sanitarios, pluviales (colectores), redes de comunicación (teléfono, fibra óptica, 
televisión), redes y servicios eléctricas (líneas de servicio eléctrico, acometidas subterráneas), 
redes y servicios de gas, agua potable, tuberías de combustible, gasoductos, oleoductos, entre 
otros. 
- Tipo de estructura enterrada (bancos de ductos, registros, fosas, trincheras, y/o galerías) con 
sus dimensiones (largo, ancho y alto), 
- Cota o nivel de piso terminado de la estructura enterrada (bancos de ductos, registros, fosas, 
trincheras, y/o galerías), 
- Cota o nivel de relleno de la estructura enterrada (bancos de ductos, registros, fosas, trincheras, 
y/o galerías), 
- Cota o nivel de interferencia de la estructura enterrada (bancos de ductos, registros, fosas, 
trincheras, y/o galerías), con otra instalación subterránea. 
- Cota o nivel de cruzamiento de la estructura enterrada (bancos de ductos, registros, fosas, 
trincheras, y/o galerías) con otra instalación subterránea. 
- Cuadros de construcción, coordenadas UTM, curvas horizontales, verticales, radio, longitud de 
cuerda, estación de inicio, estación final. 
d) Lista de distribución de estructuras enterradas en sistema de coordenadas UTM 
e) Plano a escala de detalles de salida en Subestación Eléctrica o Punto de Transición  aéreo - 
subterráneo - SF6 
f) Plano a escala de detalles de llegada en Subestación Eléctrica o Punto de Transición  aéreo - 
subterráneo - SF6 
g) Plano a escala de detalles de registros, fosas (transición, y empalme), trincheras y/o galerías 
h) Memoria de cálculo del sistema de puesta a tierra en registros y/o fosas, con mediciones de 
resistividad eléctrica del terreno. 
i) Plano del sistema puesta a tierra en registros y/o fosas; 
j) Plano de soportería y fijación de accesorios de los cables de potencia, 
k) Planos de detalles de banco de ductos por medio de tubería hincada o microtuneleo. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
l) Memoria de cálculo de tensiones inducidas en estado estable y transitorio para el diseño del sistema 
de puesta a tierra para conexionado de las pantallas metálicas de los cables de potencia, donde se 
recomienda el uso de los documentos TB 347 Cigre, TB 283 Cigre e IEEE Std 575. 
m) Plano del sistema de puesta a tierra para conexionado de las pantallas metálicas de los cables de 
potencia. 
n) Planos de señalización 
o) Reportes de pruebas a los equipos y materiales elaborados por los fabricantes de acuerdo  a 4.3 
Control de Calidad; 
p) Resultados de pruebas de comprobación de parámetros realizadas y hojas de calibración de los 
instrumentos con los que se realizaron conforme al numeral 7.6.6. 
7.6.3.7 Para la RNT, subestaciones 
a) Nombre de la subestación; 
b) Características eléctricas de la subestación (nivel de tensión, capacidad de transformación kVA, 
capacidad reactiva y/o capacitiva kVAr, número de líneas de transmisión); 
c) Dirección y ubicación georreferenciada; 
d) Diagrama unifilar simplificado; 
e) Lista de materiales y equipo eléctrico primario aprobados y acreditados; 
f) Plano a escala del arreglo general planta; 
g) Plano a escala de disposición de equipo planta y cortes; 
h) Estudio de resistividad eléctrica del terreno y determinación de la resistencia eléctrica; 
i) Plano a escala del sistema de red de tierras; 
j) Planos a escala del detalle de la obra electromecánica; 
k) Levantamiento Topográfico 
l) Planos a escala de estructuras mayores y menores; 
m) Planos a escala de bases o soportes de equipo; 
n) Planos a escala de las estructuras de transición aéreas-subterráneas; 
o) Planos a escala de drenajes, caminos, accesos; 
p) Planos del sistema contra incendio; 
q) Estudio de cortocircuito; 
r) Estudio de coordinación de aislamiento; 
s) Reportes de pruebas a los equipos y materiales elaborados por los fabricantes de acuerdo a 4.3 
Control de Calidad; 
t) Resultados de pruebas de comprobación de parámetros realizadas y hojas de calibración de los 
instrumentos con los que se realizaron conforme al numeral 7.6.6. 
Nota - Cuando la subestación incluya la colocación de un Compensador Estático de VAR’s (CEV) en 
subestaciones de la RNT, la información mínima requerida deberá ser conforme a lo indicado en 7.6.3.7. 
7.6.4 La UV debe realizar las visitas de verificación necesarias para comprobar que la instalación eléctrica 
cumple con los requisitos conforme a los cuales se realizará la verificación establecidos en la presente norma, 
aplicando los procedimientos normalizados referidos en la presente norma y los no normalizados, que estén 
completamente documentados y acordados con el Solicitante. Cada visita de verificación deberá registrarse 
en el portal de la Comisión Reguladora de Energía con los datos siguientes: 
a) Fecha de la visita de verificación; 
b) Hora de inicio de la visita de verificación; 
c) Hora de término de la visita de verificación; 
d) Evidencia fotográfica de la visita; 
e) Los procedimientos normalizados y no normalizados aplicados durante la verificación.  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
7.6.5 La UV debe asentar en el Informe de Verificación o Dictamen de Verificación correspondiente, las no 
conformidades que detecte. Al firmar el acta de evaluación de la conformidad, el solicitante de la verificación 
se da por enterado de las no conformidades detectadas por la UV y hará las modificaciones necesarias para 
corregir las mismas de acuerdo con los requisitos conforme a los cuales se realizará la verificación 
establecidos en la presente norma. 
7.6.6 La UV debe asentar en el Informe de Verificación o Dictamen de Verificación correspondiente las 
acciones correctivas realizadas por el solicitante de la verificación e indicar si con tales acciones se dan por 
cerradas las no conformidades y con ello la instalación eléctrica cumple con los requisitos conforme a los 
cuales se realizará la verificación establecidos en la presente norma. 
La persona que atiende la visita de verificación podrá, durante la elaboración del acta de evaluación de la 
conformidad, hacer observaciones y ofrecer pruebas a la UV con relación a los hechos contenidos en la 
misma, o por escrito podrá hacer uso de este derecho dentro del término de cinco días hábiles siguientes a la 
fecha en que se haya cerrado el acta. 
7.6.7 La UV deberá documentar las comprobaciones, mediante procedimientos internos de los sujetos 
verificados a fin de acreditar que los conceptos siguientes están dentro de los límites y parámetros 
establecidos en la presente norma: 
a) Para la RGD, subestaciones: 
■ Los equipos eléctricos de las subestaciones de distribución deben probarse y verificarse 
conforme a lo indicado en el procedimiento GOD-3531 “Procedimiento de Pruebas de Campo 
para equipo Primario de Subestaciones de Distribución”. 
■ Listar pruebas para eliminar la referencia del procedimiento GOD-3531 
■ Los equipos de medición que se requieran para la determinación de los parámetros de los 
equipos eléctricos de subestaciones de distribución deben estar calibrados por un laboratorio 
acreditado o trazables a patrones nacionales o internacionales, evidenciando documentalmente 
con los informes de calibración. 
b) Para la RGD, líneas y redes: 
■ Listar pruebas 
c) Para la RNT, subestaciones: 
■ La revisión deberá ser documental, tanto para las características eléctricas de todo el equipo 
primario y auxiliar, así como los expedientes técnicos con las pruebas eléctricas recientes que le 
apliquen. Listar pruebas 
■ Alturas de partes vivas de equipo, sobre suelo, entre fases y de fase a tierra. 
d) Para la RNT, líneas aéreas: 
■ Pruebas de resistencia de puesta a tierra 
■ Pruebas de tensiones de paso y contacto, se recomienda emplear la norma IEEE 81.2. 
■ Pruebas de resistencia de aislamiento 
■ Verificación de flechas de los cables y separaciones mínimas de los conductores (para líneas 
aéreas) 
■ Mediciones al sistema de amortiguamiento instalado 
■ Verificación de faseo 
e) Para la RNT, líneas subterráneas: 
■ Verificación de faseo 
■ Pruebas eléctricas después de la instalación en corriente directa (CD) a la cubierta exterior de 
los cables de potencia, con base a lo establecido en las normas IEC 60840 y/o IEC 62067, de 
acuerdo con el nivel de tensión eléctrica de que se trate. 
■ Pruebas eléctricas después de la instalación en corriente alterna (CA) al aislamiento de los 
cables de potencia, con base a lo establecido en las normas IEC 60840 y/o IEC 62067, de 
acuerdo con el nivel de tensión eléctrica de que se trate. Viernes 4 de junio de 2021 DIARIO OFICIAL  
7.6.8 El Certificado de Inspección será expedido por la UV sólo si ha constatado que la instalación 
eléctrica cumple con los requisitos conforme a los cuales se realizará la verificación establecidos en la 
presente norma. Dicho dictamen debe estar soportado por los registros de inspección de los Informes de 
Verificación o Dictámenes de Verificación a los que se refiere la norma NMX-EC-17020-IMNC-2014. 
7.6.9 La UV emitirá el Informe de Verificación o Dictamen de Verificación y Certificaciones de Inspección 
con base en la información capturada en el portal de la Comisión Reguladora de Energía y entregará al 
solicitante de la verificación dos ejemplares debidamente firmados. 
7.6.10 El solicitante del servicio debe entregar un ejemplar de los Informes de Verificación o Dictámenes 
de Verificación y Certificaciones de Inspección conservar el otro para efectos de demostrar el cumplimiento 
con el Proyecto en un momento determinado. Si el solicitante es el Trasportista o Distribuidor y no requiere 
suministro del servicio a través de estas instalaciones, debe entregar un ejemplar al CENACE si le es 
requerido y conservar el otro para efectos de demostrar el cumplimiento con el Proyecto en un momento 
determinado. 
7.6.11  La UV debe proceder a inscribir en el portal de la Comisión Reguladora de Energía los datos a que 
hacen referencia los numerales 7.6.2, 7.6.3, 7.6.4 y 7.6.5; dentro de los cinco días naturales posteriores a la 
realización de cada una de las actividades contempladas. 
7.7 Aspectos técnicos específicos del proyecto a verificar 
Como requisito mínimo para llevar a cabo la verificación, el solicitante de la verificación debe entregar a la 
UV los documentos listados en la sección 7.6 de esta norma. 
7.8 Documentación 
7.8.1 La UV debe informar cada trimestre calendario a la Comisión Reguladora de Energía sobre los 
Informes de Verificación o dictámenes de Verificación de las Inspecciones y Certificaciones de Inspección 
emitidos, o en su caso, de no emisión de dictámenes, dentro del plazo de diez días naturales siguientes al 
vencimiento de cada trimestre calendario. 
La UV, deberá generar y enviar el Informe, utilizando los medios electrónicos que disponga la Comisión 
Reguladora de Energía a través de su portal. 
7.8.2 La Unidad de Verificación debe conservar durante cinco años, para aclaraciones o para efectos de 
verificación de la Autoridad competente, el original de los documentos siguientes: 
I. Solicitudes de verificación firmadas; 
II. Contratos de prestación de servicio firmados por las partes; 
III. Informes de Verificación o Dictámenes de Verificación; 
IV. Certificado de Inspección 
Las Unidades de Verificación, están obligadas a contar con un Control de Documentos, en los términos de 
la norma NMX-EC-17020-IMNC-2014. 
Los documentos deben mantenerse en medios digitales en el domicilio de la Unidad de Verificación y 
desde respaldos alternos, como mínimo cinco 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. 
7.9 Requerimientos para las Unidades de Verificación 
Las Unidades de Verificación deben estar Acreditadas mediante Organismos de acreditación que cumplan 
con los requisitos que establece la norma NMX-EC-17011-IMNC-2018. 
Una vez obtenida la acreditación, las personas que pretendan operar como Unidades de Verificación, 
deben solicitar a la Comisión Reguladora la Energía su aprobación. 
Las Unidades de Verificación deben contar con mecanismos de atención de reclamaciones, de 
conformidad con la NMX-EC-17020-IMNC-2014; sin perjuicio de las sanciones que procedan de acuerdo con 
las disposiciones legales aplicables. Las Unidades de Verificación deben hacer del conocimiento de la 
Comisión Reguladora de Energía, de los procedimientos de reclamación que inicien. 
La Comisión Reguladora de Energía, en caso de violaciones a lo establecido en el presente PEC, por 
parte de las Unidades de Verificación, podrá sancionarlas, sin perjuicio de las sanciones establecidas en los 
ordenamientos legales aplicables, mediante: 
a) La suspensión o cancelación de la aprobación para operar como Unidad de Verificación 
b) Suspensión o Cancelación del Dictamen de Verificación  DIARIO OFICIAL Viernes 4 de junio de 2021 
La Comisión Reguladora de Energía, realizará visitas de evaluación o acciones que considera necesarias 
para comprobar que las Unidades de Verificación cuenten con el personal técnico calificado, capacidad 
operativa y material necesario, para realizar sus actividades de evaluación de la conformidad. 
Las Unidades de Verificación, deben contar con la acreditación y aprobación vigente al momento de 
realizar un procedimiento de evaluación de la conformidad, respecto a las normas mexicanas, estándares o 
normas internacionales, que sean requeridas para realizar las comprobaciones que se indican dentro de los 
requisitos conforme a los cuales se debe realizar la evaluación de la conformidad establecidos en la presente 
norma y los procedimientos no normalizados acordados con el Solicitante de la Verificación. 
Las Unidades de Verificación pueden estar acreditadas y aprobadas, para realizar procedimientos de 
evaluación de la conformidad, de uno o más de las siguientes: 
a) Subestaciones para Redes Generales de Distribución, de acuerdo con los requisitos de la  cláusula 
5.1 
b) Líneas y Redes para Redes Generales de Distribución, de acuerdo con los requisitos de la  cláusula 
5.2 
c) Subestaciones para la Red Nacional de Transmisión, de acuerdo con los requisitos de la cláusula 6.1 
d) Líneas de Transmisión y Subtransmisión para la Red Nacional de Transmisión, de acuerdo con los 
requisitos de la cláusula 6.2 
Las Unidades de Verificación, deben notificar a la Comisión Reguladora de Energía, para su  aprobación, 
cualquier aumento o disminución en los procedimientos de evaluación de la conformidad, para los que 
pretenda ser aprobado, siempre que cuente con la acreditación vigente respecto a la norma  NMX-EC-17020-
IMNC-2014. 
8. Vigilancia 
La Comisión Reguladora de Energía, a través de la Unidad de Electricidad conforme a sus atribuciones, es 
la autoridad encargada de verificar o comprobar la aplicación y el cumplimiento del presente Proyecto. 
9. Bibliografía 
1. Norma Oficial Mexicana NOM-013-STPS-1993 Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en 
los centros de trabajo donde se generen radiaciones electromagnéticas no ionizantes, fecha de 
publicación en el Diario Oficial de la Federación 6 de diciembre de 1993. 
2. NMX-J-610/4-110-ANCE-2009 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-110: Técnicas de 
prueba y medición-Métodos de medición de los niveles de campo eléctrico y magnético que se 
generan por sistemas eléctricos de potencia relativos a la exposición del cuerpo humano, fecha de 
publicación en el Diario Oficial de la Federación 15 de abril de 2009. 
3. NMX-J-675/1-ANCE-2015 Instalaciones eléctricas de potencia con tensiones superiores a 1 kV de 
corriente alterna-Parte 1: Reglas comunes, fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 
24 de mayo de 2016. 
4. Especificación CFE DCCIAMBT (140221) Construcción de instalaciones aéreas en media y baja 
tensión, febrero 2014. 
5. Especificación CFE DCCLAAT1 Construcción de líneas aéreas de alta tensión de 69 kV hasta 138 
kV, diciembre 2013. 
6. Especificación CFE DCCLTA01 Diseño de líneas de transmisión aéreas, marzo 2014. 
7. NRF-011-CFE-2004 Sistema de tierra para plantas y subestaciones eléctricas. 
8. Especificación CFE 00J00-52 Red de puesta a tierra para estructura de líneas de transmisión aéreas 
de 69 kV a 400 kV en construcción. Junio 2015. 
9. National Electrical Safety Code, Edición 2012. 
10. IEC 61936-1:2010+AMD1:2014 CSV Consolidated version, Power installations exceeding  1 kV a.c.-
Part 1: Common rules. 
11. Especificación CFE DCDLTS01 Diseño de líneas de Transmisiones subterráneas 2012 
10. 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. 
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