Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
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 -2019 , Instalaciones de energía eléctrica -Conexión, interconexión, transmisión y 
distribución -Especificaciones de seguridad y procedimiento para la evaluación de la conformidad.  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Comisión Reguladora de 
Energía. - Secretaría Ejecutiva.  
ACUERDO Núm. A/032/2019  
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 -2019 
INSTA LACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN -
ESPECIFIC ACIONES DE SEGURIDAD Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
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, frac ción 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, 27, 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; 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 con motivo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la 
Constitución Política de los Estados Un idos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial 
de la Federación (DOF) el 20 de diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria 
Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energé tica (LORCME), ambas 
publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión.  
SEGUNDO.  Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los 
Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgán ica de la Administración Pública Federal, 
y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una dependencia de la 
administración pública centralizada con autonomía  técnica, operativa y de gestión, con carácter de Órgano 
Regulador Coordinado en Materia Energética.  
TERCERO.  Que en términos de los artículos 4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, corresponde a la 
Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los 
servicios p úblicos 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.  
CUARTO.  Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II y I II 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.  
QUINTO.  Que de conformidad con lo previsto en el artículo 38, fracciones II y V, de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización (LFMN), corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en 
las materias r elacionadas con sus atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, 
instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
SEXTO.  Que el artículo 12, fracción XXXIX de la 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 
características y/o especificaciones que deben reunir los equipos, materiales, dispositivos e instalaci ones 
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 
procedimient os 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 Elé ctrico aprobó 
el Proyecto de Norma Oficial Mexicana  PROY -NOM -018-CRE -2019, Instalaciones de energía eléctrica -
Conexión, interconexió n, 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 Consultivo 
Nacional de Normalización Eléctrico, de conformidad con lo previsto en los artículos 47, f racción I de la LFMN 
y 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  
DÉCIMO.  Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana  PROY -NOM -018-CRE -2019 contiene 
especificaciones de seguridad para las instalaciones que conforman el Sistema Eléc trico 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:  
ACUERD O 
PRIMERO.  Se ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Pr oyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY -NOM -018-2019, Instalaciones de energía eléctrica -Conexión, interconexión, transmisión y  
distribución -Especificaciones de seguridad y procedimiento para la evaluación de la conformidad, 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.  
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 -018-2019, Insta laciones de energía eléctrica -Conexión, in terconexión, transmisión y distribución -
Especificaciones de seguridad y procedimiento para la evaluación de la conformidad, al Comité Consultivo 
Nacional de Normalización Eléctrico de esta Comisión Reguladora de Energía, en sus oficinas ubicadas en 
bouleva rd 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,  mrodriguez@cre.gob.mx  y/o 
ehernandez@cre.gob.mx , en idioma español y dentro del pla zo de 60 días naturales señalados en el Acuerdo 
Primero anterior.  
TERCERO.  Inscríbase el presente Acuerdo bajo el número A/032/2019,  en el Registro al que se refieren 
los artículos 22, fracción XXVI y 25, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coo rdinados en Materia 
Energética, y 4 y 16 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.  
Ciudad de México, a 31 de octubre de 2019 .- El Presidente , Leopoldo Vicente Melchi García .- Rúbrica. - 
Los Comisionados: Norma Leticia Campos Aragón , José Alberto Celestinos Isaacs , Guadalupe 
Escalante Benítez , Luis Linares Zapata , Luis Guillermo Pineda Bernal .- Rúbricas.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA, PROY -NOM -018-CRE -2019, INSTALACIONES DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTR IBUCIÓN -ESPECIFICACIONES DE SEGURIDAD Y 
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
PREFACIO  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana fue elaborado y aprobado por el Comité Consultivo 
Nacional de Normalización Eléctrico presidido por la Comisi ón 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 Recu rsos 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 Na cional 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 Ra mo 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)  
- Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM)  
- Universidad Autónoma Metropolitana (UAM)  
- Asoc iación 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 I ngenieros 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 Certific ación, S.C. (NYCE)    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Asimismo, se contó con las aportaciones del Grupo de Trabajo conformado por las instituciones y 
especialistas siguientes:  
- Asociación Mexicana de Energía Solar Fotovoltaica (ASOLMEX)  
- Asociación de Normalización y Certificación (ANCE)  
- Asociación Mexicana de Unidades de Verificación de Instalaciones Eléctricas (AMUVIE)  
- Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas (CANAME)  
- Centro Nacional de Metrología (CENAM)  
- Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)  
- CFE Distribución  
- CFE T ransmisión  
- Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas (CIME)  
- Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (LAPEM CFE)  
- Comisión Reguladora de Energía (CRE)  
- Eliud Emanuel Benavides Medrano  
- Federación de Colegios de Ingenieros Mecánicos, Elec tricistas, Electrónicos y ramas afines de la 
República Mexicana (FECIME)  
- Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias (INEEL)  
- International Copper Association Mexico (PROCOBRE)  
- MT Ingeniería  
- National Electrical Manufactures Association (NE MA) 
- Unión Nacional de Constructores Electromecánicos (UNCE)  
 
ÍNDICE DEL CONTENIDO  
0 INTRODUCCIÓN  
1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN  
1.1 Objetiv o 
1.2 Campo de aplicació n 
2 REFERENCIA S 
3 TÉRMINOS Y DEFINICIONES  
3.1 Definiciones generale s 
3.2 Definiciones par a instalaciones eléctricas con una tensión nominal menor o igual que 1 000  V 
3.3 Definiciones para instalaciones eléctricas con una tensión nominal mayor que 1 000  V 
3.4 Definiciones para puesta a tierr a 
3.5 Definiciones para líneas y redes aérea s 
3.6 Definiciones para líneas y redes subterránea s 
3.7 Definiciones para subestacione s 
4 PRINCIPIOS FUNDAMENTALES  
4.1 Generalidades  
4.2 Diseñ o 
4.3 Selección del equipo eléctric o 
4.4 Construcción, verificación y puesta en servicio de las instalaciones eléctricas des tinadas a las 
actividades de generación y del servicio público de transmisión y distribución de energía eléctric a Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
5 ESPECIFICACIONES  
5.1 Generalidade s 
5.2 Puesta a tierr a 
5.3 Líneas aérea s 
5.4 Líneas y redes subterránea s 
5.5 Subestacione s 
6 PROCEDIMIENTO P ARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
6.1 Objetiv o 
6.2 Referencia s 
6.3 Campo de aplicació n 
6.4 Definicione s 
6.5 Disposiciones generale s 
6.6 Procedimient o 
6.7 Aspectos técnicos específicos del proyecto a verifica r 
6.8 Documentació n 
7 VIGILANCIA  
8 BIBLIOGRAFÍA  
9 CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES  
10 APÉNDICES  
APÉNDICE A (INFORMATIVO) DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA  
APÉNDICE B (NORMATIVO) ARREGLO DE SUBESTACIONES  
APÉNDICE C (NORMATIVO) ACTA DE EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
APÉNDICE D (NORMATIVO) CONCEPTOS EN LOS QUE DEBE BASARSE LA VERIFICACIÓN PERIÓDICA  DE LAS 
INSTALACIONES ELÉCTRICAS LOCALIZADAS EN ÁREAS PELIGROSAS (CLASIFICADAS) CONFORME AL  PROY -
NOM -018-CRE -2018, INSTALACIONES DE  ENERGÍA ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN Y 
DISTRIBUCIÓN  
APÉNDICE E (NORMATIVO) DICTAMEN DE VERIFCACIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS  
APÉNDICE F (NORMATIVO) FORMATO DEL ESCRITO PARA EL ENVÍO DEL INFORME DE DICTÁMENES DE 
VERIFICACIÓN EMITIDOS E INFORME TRIMESTRAL DE DICTÁMENES DE VERIFICA CIÓN EMITIDOS DE LA 
CONFORMIDAD CON EL PROY -NOM -018-CRE -2018, INSTALACIONES  DE ENERGÍA ELÉCTRICA -CONEXIÓN, 
INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN  
APÉNDICE G (INFORMATIVO) ESTE APÉNDICE NO ES PARTE DE LOS REQUERIMIENTOS Y 
ESPECIFICACIONES DE LA NOM, SE I NCLUYE ÚNICAMENTE CON PROPÓSITOS INFORMATIVOS  
 
INSTA LACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓ N, TRANSMISIÓN Y 
DISTRIBUCIÓN -ESPECIFICACIONES DE SEGURIDAD Y PROCEDIMIENTO PARA  LA EVALUACIÓN DE 
LA CONFORMIDAD  
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 debe cumplir el diseño y construcción de las instalaciones eléctricas  de 
las Redes Generales de Distribución  (RGD) y Red Nacional de Transmisión (RNT) que forman parte del 
Sistema Eléctrico Nacional (SEN); asimismo, establece las especificaciones de seguridad para la conexión  de 
centros de carga a las RGD o RNT, y la interconexión de las Centrales Eléctricas que  entregan energía  a 
dichas redes, con el fin de mantener la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del SEN.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
1.2. Campo de aplicación  
1.2.1.  El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana es aplicable en el diseño eléctrico y construcci ón 
de: 
a) La Red Nacional de Transmisión;  
b) Las Redes Generales de Distribución;  
c) Los equipos e instalaciones de transformación, compensación y conmutación, entre otros, que 
permiten la transmisión y distribución de la energía eléctrica;  
d) La instalaci ón de la infraestructura para la interconexión de centrales eléctricas o la conexión de 
centros de carga; y  
e) Los sistemas aislados.  
1.2.2.  Quedan excluidos del campo de aplicación del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana:  
a) Las instalaciones regu ladas por la NOM -001-SEDE -2012; y  
b) Los sistemas de medición objeto del campo de aplicación de la NOM -001-CRE/SCFI -2018.  
2. REFERENCIAS  
Para los fines de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar las Normas Oficiales 
Mexicanas y No rmas 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 m edida, publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 27 de noviembre de 2002.  
NMX -J-136-ANCE -2007  Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y equipos eléctricos, 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 19 de 
octubre de 2007.  
3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES  
Para los propósitos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se aplican los términos y definiciones 
siguientes:  
3.1.1.  Acometida  
Conductores eléctricos que conectan las Redes Generales de Distribución, aérea o s ubterránea, al punto 
de recepción del suministro en la instalación del inmueble a servir.  
3.1.2. Acometida aérea  
Conductores eléctricos de entrada vía aérea al usuario final, que van desde el último poste u otro soporte 
aéreo hasta un conectador, incluyend o los empalmes, si existen, a los conductores de entrada de acometida 
en un edificio u otra estructura.  
3.1.3. Acometida subterránea  
Conductores eléctricos de entrada vía subterránea al usuario final, que van desde el registro más cercano 
u otro soporte su bterráneo hasta la base de medición, incluyendo los empalmes, si existen, a los conductores 
de entrada de acometida en un edificio u otra estructura.  
3.1.4.  Aislamiento  
Elemento que permite una distancia dieléctrica segura a los componentes energizados de la estructura.  
3.1.5. Alimentador  
Conductores eléctricos de un circuito aéreo o subterráneo (acometida) que conectan la Red Nacional de 
Transmisión o Redes Generales de Distribución con el equipo de seccio namiento y protección principal  de 
usuario (Centro de Carga) o de una Central Eléctrica.  
3.1.6. Alta tensión  
Tensión de suministro eléctrico a niveles mayores a 35 kV.  
3.1.7.  Apartarrayos  
Dispositivo protector autorrecuperable que limita las sobretensiones transitorias drenando la sobrecorriente 
producida,  y evitando que continúe el paso de la corriente eléctrica.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
3.1.8.  Arborescencias  
Trayectorias conductoras (en forma de ramas de árbol) que se forman dentro del aislamiento de los 
conductores.  
NOTA:  Las arborescencias son causadas por tres factores concurr entes: agua, tensión aplicada de 
corriente alterna, así como por irregularidades en el aislamiento o pantallas semiconductoras 
(cavidades, impurezas, protuberancias).  
3.1.9.  Arreglo de barras  
Conjunto de elementos eléctricos dispuestos en una subestación e léctrica que combinados de cierta 
manera permiten la conexión de los diferentes equipos que conforman la subestación eléctrica, tales como: 
líneas de transmisión, transformadores, unidad de Central Eléctrica, entre otros.  
3.1.10.  A tierra  
Conexión conducto ra, intencionada o accidental, entre un circuito o equipo eléctrico y el terreno natural.  
3.1.11.  Baja tensión  
Tensión de suministro eléctrico a niveles iguales o menores a un kilovolt.  
3.1.12.  Bahía  
Espacio donde se instalan equipos primarios, estructuras , conductores, aisladores y demás materiales, 
que permiten conectar un alimentador a las barras de la subestación, o bien conectar entre sí distintas barras 
de una subestación.  
3.1.13.  Barras  
Conjunto eléctrico que se utiliza como conexión común (nodo), de  los diferentes circuitos que conectan 
una subestación (también identificado como barras colectoras).  
3.1.14. 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.  
3.1.15.  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.  
3.1.16.  Canalización  
Combinación de ductos, bancos de ductos, registros, pozos, bóvedas y bases para equipo que forman las 
instalaciones subterráneas.  
3.1.17.  Capacidad d e 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.  
3.1.18.  Carga longitudinal  
Carga debida a las componentes d e 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.  
3.1.19. Carga transversal  
Carga que produce el viento al soplar ho rizontal y perpendicularmente al conductor, la estructura, hilo de 
guarda y accesorios.  
3.1.20.  Catenaria  
Curva que forma un conductor eléctrico aéreo suspendido en dos puntos de sujeción visible.  
3.1.21.  Central eléctrica  
Instalaciones y equipo que, en un  sitio determinado, permiten generar energía eléctrica y productos 
asociados.  
NOTA:  Productos Asociados: Productos vinculados a la operación y desarrollo de la industria 
eléctrica necesarios para la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, segurida d y sustentabilidad 
del Sistema Eléctrico Nacional, entre los que se encuentran: potencia, Servicios Conexos, 
Certificados de Energías Limpias, Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y 
distribución y Control Operativo del Sistema Elé ctrico Nacional, así como los otros productos y 
derechos de cobro que definan las Reglas del Mercado.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
3.1.2 2. Centro de carga  
Instalaciones y equipos que, en un sitio determinado permiten que un Usuario final reciba el suministro 
Eléctrico. Los Centros de Carga se determinan en el punto de medición de la energía suministrada.  
3.1.23.  Choque eléctrico  
Lesión producida por el 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 circuit o 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.  
3.1.24.  Claro efectivo  
Distancia horizontal entre dos estructuras consecutivas.  
3.1.25.  Claro medio horizontal  
Suma d e los claros adyacentes a la estructura considerada, dividida entre dos.  
3.1.26.  Claro vertical  
Distancia horizontal existente entre los puntos más bajos de las catenarias adyacentes a la estructura de 
referencia.  
3.1.27.  Conductor del electrodo de puesta a tierra  
Conductor eléctrico utilizado para conectar el conductor puesto a tierra del sistema o el equipo, al 
electrodo de puesta a tierra o a un punto en el sistema de electrodos de puesta a tierra.  
3.1.28.  Conductor de puesta a tierra  
Conductor que se ut iliza para conectar un equipo o el circuito puesto a tierra de un sistema de alambrado 
al electrodo o electrodos de puesta a tierra.  
3.1.29. Conectador  
Dispositivo metálico que establece una conexión electromecánica y continua entre partes de un mismo 
cond uctor o entre dos o más conductores o a una terminal.  
3.1.30.  Conectador aislado separable  
Dispositivo para usarse en una red subterránea en media tensión diseñado para desconectar o conectar 
un cable en un momento dado, y que su diseño permite controlar e sfuerzos eléctricos y mecánicos.  
3.1.31.  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 
desco nexión mediante la inclusión de un elemento no fusible.  
3.1.32. 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 interrupci ón 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.  
3.1.33.  Cubierta exterior  
Cubierta no metálica sobre la pantalla metálica, para asegu rar la protección del cable de los efectos 
externos.  
3.1.34.  Densidad de rayos a tierra  
Número de rayos promedios por km2 por año en un lugar determinado.  
3.1.35.  Derecho de vía  
Franja de terreno que se ubica a lo largo de cada línea, 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 y con la tensión eléctrica de operación.  
3.1.36.  Desconectador  
Dispositivo capaz de desconectar o interrumpir, cerrar y conducir corrientes eléctricas nominales 
especificadas.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
3.1.37. Diagrama unifilar  
Diagrama eléctrico simplificado de un sistema eléctrico que muestra, mediante una sola línea, las 
conexiones entre los dispositivos, componentes o par tes de un circuito eléctrico o de un sistema de circuitos y 
estos se representan por símbolos.  
3.1.38.  Dispositivo  
Elemento de un sistema eléctrico destinado para conducir, pero no para consumir energía eléctrica;  
3.1.39.  Distancia de fuga  
Distancia medida  a lo largo del contorno de la parte aislante de un elemento aislador.  
3.1.40.  Ducto  
Canal cerrado (o tubo) que se utiliza para alojar uno o varios cables o conductores eléctricos.  
3.1.41.  Electrodo de puesta a tierra  
Cuerpo metálico conductor o conjunto d e cuerpos conductores agrupados, en contacto último con el suelo 
y destinados a establecer una conexión con el mismo.  
3.1.42.  Electrodo de puesta a tierra horizontal  
Conductor metálico desnudo, enterrado y tendido en forma horizontal, con una profundidad y  longitud 
variable, que debe estar conectado a la estructura, y sirve para drenar corrientes de descarga atmosférica o 
de falla.  
3.1.43.  Electrodo de puesta a tierra vertical  
Conductor metálico desnudo enterrado en forma vertical, con una profundidad y lon gitud variable que sirve 
para drenar corrientes de descarga atmosférica o de falla.  
3.1.44.  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 co nductores que une.  
3.1.45.  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.  
3.1.46.  Equipo eléctrico  
Elemento que se utiliza para propósitos tales como: generación, conversión, transmisión, distribución o 
utilización de la energía eléctrica; tales como; máquinas eléctricas, transformadores, mecanismos de 
distribución y de control, instrum entos de medición, dispositivos de protección, sistemas de alambrado y 
equipos que utilizan corriente.  
3.1.47.  Equipo tipo pedestal  
Equipo eléctrico instalado sobre el nivel del terreno, en una base con cimentación y que forma parte de un 
sistema eléctrico  subterráneo.  
3.1.48.  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.  
3.1.49.  Flecha apa rente  
Distancia máxima entre el conductor y una línea recta imaginaria que une sus dos puntos de soporte, 
medida perpendicularmente a la línea recta.  
3.1.50.  Flecha final  
Distancia entre el conductor y una línea recta imaginaria, bajo condiciones especific adas 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 deforma ción.  
3.1.51.  Flecha inicial  
Distancia entre el conductor y una línea recta imaginaria, que tiene el conductor antes de aplicarle 
cualquier carga externa.  
3.1.52. Frente muerto  
Equipo sin partes energizadas al frente, expuestas a un posible contacto por se res vivos.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
3.1.53.  Fusible  
Dispositivo de protección que interrumpe el circuito durante condiciones especificadas de sobrecorriente 
por medio de un elemento fusible sensible a la corriente.  
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.  
3.1.54.  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 cua ndo se produce una sobrecorriente. Estos fusibles pueden operar o no como fusibles 
tipo limitador, dependiendo del tipo de control seleccionado.  
3.1.55. Guarda  
Elemento protector para prevenir un contacto accidental con un conductor eléctrico.  
3.1.56.  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 c ontienen. 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. 
3.1.57.  Hilo de guarda  
Conductor instalad o en la parte superior de la estructura, con la finalidad de evitar que las descargas 
atmosféricas incidan sobre los conductores de fase al drenarlas a tierra.  
3.1.58.  Hilo de guarda con fibra óptica  
Cable que se utiliza para brindar protección contra el i mpacto de las descargas atmosféricas sobre los 
cables conductores, en donde se alojan las unidades de fibra óptica para utilizarse en la transmisión de 
señales de comunicaciones.  
3.1.59.  Interruptor de potencia  
Dispositivo de interrupción capaz de conectar , conducir y desconectar corrientes bajo condiciones 
normales del circuito y también; conectar y conducir corrientes por un tiempo especificado y la desconexión, 
bajo condiciones anormales del circuito, como son aquellas de un cortocircuito.  
3.1.60.  Línea abierta  
Línea eléctrica o de comunicación con conductores desnudos, forrados o aislados soportados 
individualmente en la estructura directamente o mediante aisladores.  
3.1.61. Línea aérea  
Línea abierta soportada en postes u otro tipo de estructuras con los  accesorios y herrajes necesarios para 
la fijación, separación y aislamiento de los conductores.  
3.1.62.  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 pun tos del circuito.  
3.1.63.  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 líne as de comunicación, colocados bajo el nivel del suelo, en ductos o bancos de ductos, 
túneles o trincheras.  
3.1.64. Longitud del claro  
Distancia horizontal entre dos soportes consecutivos de una línea aérea.  
3.1.65.  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.  
3.1.66.  Media tensión  
Tensión de suministro eléctrico a niveles mayores a 1 kV y menores o iguales a 35 kV.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
3.1.67.  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.  
3.1.68.  Nivel Bási co de Aislamiento al Impulso, NBAI  
Nivel mínimo de aislamiento al cual se diseñan las líneas y equipos para soportar las sobretensiones en 
términos del valor de cresta de una onda completa normalizada (tensión soportada para impulso tipo rayo).  
3.1.69.  Obra civil para instalaciones subterráneas  
Combinación de excavaciones para ductos, bancos de ductos, registros, pozos, bóvedas y cimentación de 
subestaciones que forman la obra civil para instalaciones subterráneas.  
3.1.70.  Pantalla metálica  
Capa metálica ci rcundante 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.  
3.1.71.  Persona calificada (personal calificado)  
Persona física cuyos c onocimientos, experiencia y habilidades en el ramo eléctrico, le permiten intervenir 
satisfactoriamente en el proyecto, cálculo, construcción, operación o mantenimiento de una determinada 
instalación eléctrica, y que han sido comprobados en términos de la legislación vigente o por medio de un 
procedimiento de evaluación de la conformidad bajo la responsabilidad del usuario o propietario de las 
instalaciones.  
3.1.72. Pozo de visita  
Recinto subterráneo accesible desde el exterior, donde se colocan equipos, ca bles y sus accesorios para 
ejecutar maniobras de instalación, operación y mantenimiento por personal que pueda estar en su interior.  
3.1.73.  Protección primaria  
Sistema de protección de un circuito eléctrico que opera en forma instantánea (sin retardo de t iempo 
intencional) en respuesta a una falla, dentro de una zona de protección delimitada.  
3.1.74.  Protección secundaria o de respaldo  
Sistema de protección de un circuito eléctrico que opera con un retardo de tiempo en función del circuito a 
proteger, en c aso de fallar la protección primaria.  
3.1.75.  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.  
3.1.76 . Puesto a tierra eficazmente  
Conectado al terreno natural intencionalmente a través de una conexión o conexiones a tierra que tengan 
una impedancia suficientemente baja y capacidad de conducción de corriente, que prevengan la formación de 
tensiones eléctr icas peligrosas para las personas o para los equipos conectados.  
3.1.77.  Red de puesta a tierra  
Conjunto de electrodos y conductores de puesta a tierra, verticales y horizontales enterrados e 
interconectados entre sí que drenan a tierra las corrientes de d escarga 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 líneas de distribución aéreas o subterráneas energizadas o  
desenergizadas.  
3.1.78. 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 d e energía eléctrica.  
 NOTA:  Los términos medición, monitoreo, conmutación y operación, están fuera del campo de 
aplicación del presente Proyecto.  
3.1.79.  Redes particulares  
Redes eléctricas que no forman parte de la Red Nacional de Transmisión o de las Red es Generales de 
Distribución.  
3.1.80.  Redes Generales de Distribución; RGD  
Redes eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
3.1.81.  Red Nacional de Transmisión; RNT  
Sistema integrado por el conjunto de las Redes Elé ctricas 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.  
3.1.82.  Registro  
Recinto su bterráneo de dimensiones reducidas, donde se coloca algún equipo, cables y accesorios para 
ejecutar maniobras de instalación, operación y mantenimiento.  
3.1.83.  Resistencia de puesta a tierra  
Oposición al paso de la corriente eléctrica entre la red de pues ta a tierra y un punto remoto, medida en  Ω. 
3.1.84.  Resistividad recomendada de diseño  
Resistividad uniforme 
  equivalente que se obtiene a través de la interpretación de resultados de 
campo por medio de un promedio aritmético del valor máximo y mínimo de las mediciones realizadas.  
 
 En donde:  
 
  es la resistividad recomendada de diseño ( Ω•m). 
 
 máx es la resistividad máxima medida ( Ω•m). 
 
 mín es la resistividad mínima medida ( Ω •m). 
3.1.85.  Retenida  
Elemento mecánico que sirve para contrarrestar las tensiones mecánicas de los conductores eléctr icos en 
las estructuras y así eliminar los esfuerzos de flexión y de torsión en el poste.  
3.1.86.  Retenida de tempestad  
Retenidas que se instalan transversales a la línea para contrarrestar los efectos mecánicos ocasionados 
por la acción del viento sobre l a estructura.  
3.1.87.  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 R edes 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 elem entos que determine la Secretarí a de Energía.  
3.1.88. Sobrecarga  
Funcionamiento de un equipo o cable excediendo su capacidad nominal.  
3.1.89. Sobrecorriente  
Cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal de cables o equipos.  
3.1.90.  Subestación eléctrica  
Conjunto de diversos equipos, sistem as y edificaciones que tienen como función la transformación de la 
energía eléctrica para elevar o reducir la tensión eléctrica y en el caso de las subestaciones de maniobra 
enviar la energía eléctrica, de acuerdo con la necesidad de la de transmisión y di stribución.  
 NOTA:  La subestación eléctrica está constituida por los siguientes equipos: Cuchillas 
desconectadoras, Interruptores de potencia, Buses, transformadores de Potencia y Distribución 
(Servicios Propios), transformadores de medición (Transformador es de Corriente -TC´s -y 
Transformadores de Potencial -TP´s -), apartarrayos, 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 tierr as y bancos de baterías.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
3.1.91. Tensión eléctrica (de un circuito)  
Diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos o conductores eléctricos cualesquiera pertenecientes a 
un circuito.  
3.1.92.  Tensión eléctrica nominal  
Valor de la tensión eléctrica asign ado a un sistema, parte de un sistema, equipo o cualquier otro elemento 
y a la cual se refieren ciertas características de operación y/o comportamiento de éstos.  
3.1.93.  Terminal de cable  
Dispositivo que distribuye los esfuerzos eléctricos del aislamiento en el extremo de conexión de un cable.  
3.1.94.  Terreno natural  
Terreno existente en el área de instalación, sin modificadores químicos.  
3.1.95.  Transición de línea  
Cambio de línea aérea a subterránea, dando continuidad, mediante una terminal.  
3.1.96.  Usuar io 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;  
3.1.97. Valor nominal  
Valor d e 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.  
3.1.98. Velocidad de viento de diseño  
Velocidad real o actual, e quivalente a la velocidad máxima indicada en los anemómetros de una zona 
geográfica dividida entre 1.3.  
3.1.99.  Vías 
Camino.  
4. PRINCIPIOS FUNDAMENTALES  
4.1. Generalidades  
Las instalaciones y equipos eléctricos deben ser seguros en la operación para los se res vivos y de sus 
propiedades contra los riesgos que puedan resultar del diseño y construcción de: la interconexión de las 
Centrales Eléctricas, la conexión de Centros de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional 
de Transmisión.  
Las ins talaciones y equipos eléctricos deben soportar las influencias eléctricas, mecánicas, climáticas y 
ambientales previstas a su alrededor.  
4.1.1.  Requisitos de seguridad  
Los requisitos que se establecen en este capítulo tienen el propósito de procurar la seg uridad de los seres 
vivos y sus propiedades contra los riesgos que puedan resultar del diseño y construcción de: la interconexión 
de las Centrales Eléctricas, la conexión de Centros de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red 
Nacional de Transmi sión.  
En la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de los Centros de Carga, las Redes Generales 
de Distribución y la Red Nacional de Transmisión existen dos tipos de riesgos mayores:  
a) Las corrientes de choque eléctrico; y  
b) Las temperatu ras capaces de provocar quemaduras, incendios u otros efectos peligrosos.  
4.1.1.1.  Protección contra los choques eléctricos  
a) Protección contra los contactos directos  
Las personas y los animales deben ser protegidos contra los riesgos y daños que puedan 
resultar por el contacto directo con las partes energizadas de la instalación.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Esta protección puede obtenerse por uno de los métodos siguientes:  
1) Previniendo que una corriente pueda pasar a través del cuerpo de una persona o de un 
animal.  
2) Limitando la  corriente que pueda pasar a través del cuerpo a un valor inferior al de la 
corriente de choque.  
b) Protección contra los contactos indirectos  
 Las personas y los animales deben ser protegidos contra riesgos que puedan resultar por el 
contacto con partes c onductoras 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 cue rpo de una persona o de un 
animal.  
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 despu és 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.  
4.1.1.2.  Protección contra los efectos térmicos  
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 r iesgo de que las personas o animales sufran quemaduras.  
4.1.1.3.  Protección contra sobrecorrientes  
Los seres vivos deben ser protegidos contra lesiones y los bienes contra daños, que se deben a 
temperaturas excesivas o esfuerzos electromecánicos ocasionado s por cualquier sobrecorriente que pueda 
ocurrir en los conductores energizados.  
 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 dur ación.  
b) Limitando la máxima sobrecorriente a un valor seguro considerando su duración.  
4.1.1.4.  Protección contra las corrientes de falla  
Los conductores y otros elementos destinados a conducir corrientes de falla deben ser del material y 
sección transve rsal adecuado, 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 e instalaciones.  
 NOTA 1:  Considerar en particular a las corrientes de falla a tierra y a las corrientes de fuga.  
4.1.1.5.  Protección contra sobretensiones  
Los seres vivos deben ser protegidos contra lesiones, y sus bienes contra daños que sean consecuenci a 
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.  
4.1.2.  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 siguiente s: 
4.1.2.1.  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;  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
c) Selección d e los relevadores de protección;  
d) Magnitud de las corrientes de falla a tierra; y  
e) Diseño del sistema de puesta a tierra.  
4.1.2.2.  Clasificación de la tensión  
Las instalaciones y equipos eléctricos deben soportar la frecuencia y tensión nominal del sis tema, así 
como las sobretensiones y variaciones de frecuencia que se originan por transitorios en el sistema, las 
sobretensiones por maniobra y las sobretensiones por descarga atmosférica.  
 NOTA:  Para la clasificación de las tensiones eléctricas véase la N MX-J-098-ANCE -2014.  
4.1.2.3.  Corriente en operación normal  
Cada sistema debe diseñarse y construirse para que la corriente, bajo condiciones normales de operación, 
no exceda la corriente de diseño del sistema.  
Deben considerarse el efecto del flujo de las corrientes armónicas en las instalaciones eléctricas.  
4.1.2.4.  Corriente de cortocircuito  
Las instalaciones deben diseñarse y construirse para soportar sin peligro los efectos mecánicos y térmicos 
que resultan de las corrientes de cortocircuito.  
Para el pr opósito de la presente norma, deben considerarse los tipos de cortocircuito entre:  
a) Tres fases;  
b) Fase a fase;  
c) Fase a tierra; y  
d) Fase a fase a tierra.  
Las instalaciones deben protegerse con equipos de desconexión automática, para desconectar las fa llas. 
La selección del dispositivo depende del método de conexión del neutro a tierra.  
El valor normalizado de la duración máxima del 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 val ores 
siguientes 0.5 s, 2.0 s y 3.0 s.  
 NOTA 2:  La duración del cortocircuito puede determinarse considerando el tiempo de apertura de la 
falla.  
Deben considerarse:  
- Los métodos para calcular las corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos en corrie nte 
alterna (c.a.); y  
- Los métodos para el cálculo de fallas de corriente de cortocircuito.  
4.1.2.5.  Frecuencia nominal del sistema  
En el SEN, las instalaciones deben diseñarse para la frecuencia nominal de 60 Hz, se permite una 
tolerancia de ± 0.2 Hz; pa ra los Sistemas Eléctricamente Aislados, se permite una tolerancia de ± 0.3 Hz.  
4.1.2.6.  Efecto corona  
El efecto corona debido a campos electromagnéticos debe ser tal que la radiointerferencia producida no 
exceda el nivel de ruido audible, de acuerdo con l a zona geográfica donde se realiza la instalación.  
4.1.2.7.  Campos eléctricos y magnéticos  
El diseño de la instalación debe ser tal que se limiten los campos eléctricos y magnéticos, que se generan 
por el equipo energizado, a un nivel aceptable. Tal nivel debe limitar la magnitud del flujo de corriente inducida 
en el cuerpo de la persona que se expone a estos campos. Estos niveles no podrán ser superiores a los 
indicados en la NOM -013-STPS -1993 y la NMX -J-610/4 -110-ANCE -2009, para los métodos de medición, a sí 
como los niveles recomendados para los campos eléctricos y magnéticos.  
4.1.2.8.  Sobretensiones  
Los equipos eléctricos deben ser protegidos contra las sobretensiones, originadas por maniobra de cierre 
o apertura de interruptores y/o equipo de seccionamie nto o por descargas atmosféricas, que puedan superar 
los niveles de tensión nominal o de diseño del sistema, lo cual debe demostrarse de acuerdo con 5.4.4.2    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
4.1.3.  Requisitos mecánicos  
Los equipos y estructuras de soporte, incluyendo sus cimientos, deben s oportar 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 com o 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 estruct uras.  
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; y  
e) Carga por viento.  
 NOTA:  Se recomienda considerar esfuerzos y cargas eventuales que pu dieran 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:  
f) Esfuerzo por maniobra de cierre o apertura;  
g) Esfuerzo por cortocircuito; y  
h) Esfuerzo por la pérdida de la retenida.  
4.1.3.1.  Carga por tensión  
La tensión de carga debe calcularse p or 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 . 
4.1.3.2.  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.  
4.1.3.3.  Carga por hielo  
En regiones donde pueda presentarse hielo debe tomarse en cuenta la carga resultante s obre los 
conductores flexibles, rígidos y buses.  
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. 
4.1.3.4.  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.  
4.1.3.5.  Esfuerzos por maniobra de cierre o apertura  
En el diseño de los soportes, deben considera rse 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.  
4.1.3.6.  Esfuerzo por cortocircuito  
Deben considerarse los efectos mecán icos que se producen por los efectos de un cortocircuito.  
4.1.3.7.  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 cab le, lo cual representa el caso más desfavorable.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
4.1.3.8.  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.  
4.1.3.9.  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.  
4.1.4.  Requisitos climáticos, ambientales y sísmicos  
Las instalaciones y equipos eléctricos deben ser capaces de operar bajo las condiciones ambientales, que 
se mencionan más adelante . 
En caso de la presencia de líquidos, partículas, polvo o elementos corrosivos y 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.  
4.1.4.1.  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 al titud cuando sea mayor que 1 000 m sobre el nivel del mar; y  
d) La humedad relativa.  
4.1.4.2.  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 algu nos materiales sintéticos.  
4.2. Diseño  
4.2.1.  Generalidades  
Para el diseño de las instalaciones de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de Centros 
de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión, deben co nsiderarse los 
requisitos siguientes:  
a) Protección de los seres vivos y sus propiedades de acuerdo con 4.1.1; y  
b) Funcionamiento satisfactorio de las instalaciones de acuerdo con el uso previsto.  
La información básica para el diseño de la instalación de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la 
conexión de Centros de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión se 
indican de 4.1.2 a 4.1.4.  
Para fines de evaluación de la conformidad de las disposiciones de carácter pre scriptivo 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 c onstrucción son de carácter enunciativo mas no limitativo.  
4.2.2.  Condiciones ambientales  
Para las condiciones ambientales deben considerarse las condiciones generales y la clasificación de las 
condiciones ambientales en las instalaciones eléctricas.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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;  
c) Porcentaje de regulación;  
d) Los esfuerzos el ectromecánicos 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.  
NOTA:  Los incisos listados anteriormente, conciernen en primer lugar a la seguridad de las 
instalaciones para el suministro de energía eléctrica. Las áreas de sección transversal mayores que 
las que se requieren para la segurid ad pueden preferirse por operación económica.  
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 y animales domésticos;  
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 insta lación o en servicio.  
4.2.5.  Dispositivos de protección  
Las características de los equipos de protección, deben determinarse con respecto a su función, las cuales 
pueden ser protecciones contra los efectos siguientes:  
a) Sobrecorriente (sobrecarga o cortoc ircuito, véase definiciones en el Capítulo 3);  
b) Corriente de falla a tierra;  
c) Sobretensión;  
d) Baja tensión;  
e) Ausencia de tensión; y  
f) Fallas entre fases.  
Los equipos de protección deben operar a los valores de corriente, tensión y tiempo, los cuale s 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 tensi ón 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, localiza ción 
de fallas y reparaciones.  
4.2.8.  Prevención de las impedancias 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 l a operación, pruebas, inspección, mantenimiento y reparación.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
4.2.10.  Proyecto eléctrico  
Para el diseño de las instalaciones de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de Centros 
de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red Naci onal 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 -2007.  
4.3. Selección del equipo eléctrico  
4.3.1.  Generalidades  
En las instalaciones eléctricas a que se refiere este Proyecto deben utilizarse mater iales 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.  
4.3.2. Característica  
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 tom ar 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 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  Frecuenc ia 
Si 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 4.1.2.5.  
4.3.2.4  Potencia  
Todos los equipos eléctricos, que se seleccionan 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 servic io. 
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 4.1.3 y 4.1.4, 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.  
En este cont exto, 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    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
4.4. Construcción, verificación y puesta en servicio de las instalaciones el éctricas destinadas a las 
actividades del servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica  
4.4.1.  Construcción  
La construcción de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de los Centros de Carga, las 
Redes Generales de D istribución 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 reducir se durante el proceso de instalación.  
NOTA:  Pueden realizarse cambios, 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, de acuerdo con el Capítulo 5.  
Los equipos eléctricos deben instalarse de forma que no se af ecten 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 temperatu ra 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.  
4.4.2.  Verificación  
Las instalaciones de la interconexión de las  Centrales Eléctricas, la conexión de Centros de Carga, las 
Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión deben ser verificadas por las Unidades de 
Verificación aprobadas por la Comisión Reguladora de Energía, de conformidad con lo numer ales 6.5.2, 6.5.3 
y 6.5.4 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 de la interconexión de las Centrales El éctricas, la conexión de Centros de Carga, 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.  
5. ESPECIFICACIONES  
5.1. Generalidades  
En las instalaciones eléctricas a que se refiere el presente Proyecto deben utilizarse materiales y equipos 
(productos) que cumplan con lo establecido en 4.3.  
Los materiales y equipos (produ ctos) 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 y en su caso, aprobado, en términos de la Ley Federal sobre Me trología 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 determinaci ón de los parámetros de las instalaciones 
deben estar calibrados por un laboratorio acreditado (dimensional).  
5.2. Puesta a tierra  
5.2.1.  Generalidades  
El objetivo del presente capítulo es proporcionar los métodos prácticos de puesta a tierra, como uno de los 
medios para salvaguardar a los seres vivos y a los operarios del daño que pudiera causar el potencial 
eléctrico de las Centrales Eléctricas, las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión. 
Este capítulo se refiere a los métodos pa ra 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 
encuentran en los capítulos 3, 5 y 10 del presente Proyecto.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
5.2.1.1.  Medición de la res istencia del sistema de tierra  
Para realizar la medición, el sistema eléctrico debe estar desenergizado y desconectado.  
5.2.1.2.  Puesta a tierra durante mantenimiento o reparaciones  
El equipo o los conductores que operan a más de 110 V entre fases y que de ban repararse cuando se 
desconecten de su abastecimiento, deben conectarse a tierra y en cortocircuito, antes y durante la reparación 
o mantenimiento.  
5.2.1.3.  Capacidad de conducción de corriente y resistencia mecánica  
La capacidad de conducción de corrie nte 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 correspondiente 
durante se efectúa la circulación de corriente), sin fundirse o cambiar su estado, y para un conductor con 
aislamiento es la corriente que pueden conducir (soportar) 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 transforma dor 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 tierras en los s ervicios 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 prima rios. 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 tama ño 
nominal no menor que 13.3 mm2 (6 AWG) de cobre o de 21.2 mm2 (4 AWG) de aluminio o de 
alambre de acero, este último con recubrimiento de cobre.  
 Cuando la flexibilidad del conductor de puesta a tierra es vital en la operación del apartarrayos, 
deben emp learse conductores flexibles.  
 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 de 21.2 mm2 (4 AWG) de cobr e o de 13.3 mm2 (2 AWG) de aluminio, 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 transformado res 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  21.2 mm2  (4 AWG) de cobre.  
d) Para equipo, mensajeros y re tenidas. 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 el éctrica de falla y para el tiempo de operación del dispositivo de protección del 
sistema. Si no se provee protección contra sobrecorriente o falla, la capacidad de conducción de 
corriente del conductor de puesta a tierra debe determinarse con base en las c ondiciones de 
diseño y operación del circuito, pero no debe ser de tamaño nominal menor que 8.37 mm2 (8 
AWG) de cobre o su equivalente en 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.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
e) Límite de la capacidad de conducción de corriente. El límite de la capacidad de corriente del 
conductor de puesta a tierra es el s iguiente:  
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 que el producto 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 8.37 mm2 (8 AWG) de cobre temple duro.  
5.2.1.4.  Guarda s 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 protecci ón 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 es tén 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 los seres 
vivos;  
c) Los conductores de puesta a tierra sin guardas expuestos a daños mecánicos deben protegerse 
fijándo se 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 si envuel ven completamente al conductor o si están unidas 
en ambos extremos.  
5.2.1.5.  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 hast a 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 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 luga res. 
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 existi r no menos de cuatro conexiones de 
puesta a tierra en una distancia de 1.6 km, aun cuando algunos intervalos excedan 400 m.  
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 estén separados 6 m mínimo los cables de comunicación subterráneos de 
los electrodo s artificiales para apartarrayos de sistemas eléctricos no conectados a tierra, que 
operan a tensiones mayores que 15 kV entre fases.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
5.2.1.6.  Electrodos de puesta a tierra  
El electrodo de puesta a tierra debe ser permanente y adecuado para el sistema eléc trico 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 
ser alguno de lo s indicados en 5.2.1.7 y 5.2.2.2.  
5.2.1.7.  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.  
a) Sistemas de tubería metálica para agua. Los sistemas subterráneos de tubería metálica para 
agua fría, pueden usarse como electrodos de puesta a tierra.  
Las tuberías de agua con uniones aislantes no deben usarse como electrodos de puesta a tierr a. 
NOTA:  Estos sistemas normalmente tienen muy baja resistencia a tierra. Se recomienda su uso 
cuando estén fácilmente accesibles.  
b) Sistemas locales de tuberías de agua. Las tuberías metálicas enterradas, conectadas a pozos y 
que tengan baja resistencia a tierra, pueden usarse como electrodos de puesta a tierra.  
c) 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, constituye un efectivo y 
aceptable electrodo de puesta a tierra.  
 Cuando la estructura de acero (como columna, torre, poste) soportada sobre dicho cimiento o 
base, se use como un conductor de puest a 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 de scarga 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.  
5.2.1.8.  Medios de conexión a elect rodos  
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 con creto (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 c oncreto 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 5.2.1.6, per o no menor que 21.2 mm2 (4 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 sel lador, 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 mm2 (2 AWG).    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
5.2.1.9.  Punto de conexión a sistemas d e tubería  
a) El punto de conexión de un conductor de puesta a tierra a un sistema de tubería metálica para 
agua fría, debe estar lo más cerca posible de la entrada del servicio de agua al edificio o cerca 
del equipo a ser puesto a tierra donde resulte más accesible. Entre este punto de conexión y el 
sistema subterráneo de tubería, debe haber continuidad eléctrica permanente, por lo que deben 
instalarse puentes de unión donde exista posibilidad de desconexión, tal como en los medidores 
de agua y en las union es del servicio; y  
b) 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 (1030 kPa o más), a menos qu e estén unidos eléctricamente y protegidos 
catódicamente como una sola unidad.  
 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 q ue no se 
presenten condiciones de riesgo.  
5.2.1.10.  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, deb e ser removido completamente 
donde se requiera, a fin de obtener una buena conexión.  
5.2.1.11.  Resistencia a tierra de electrodos  
El sistema de tierras debe realizarse con uno o más electrodos conectados entre sí. Debe tener una 
resistencia a tierra baja p ara 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 res istencia a tierra sea menor o igual que 10 Ω para líneas aéreas 
de alta tensión.  
Para subestaciones de potencia en alta tensión a nivel de Transmisión, el valor de la resistencia del 
sistema de tierras debe ser menor o igual a 1  Ω. Para subestaciones de po tencia de media tensión el valor de 
la resistencia de tierra debe ser entre 1 a 4 Ω. 
a) Plantas generadoras y subestaciones. Cuando estén involucradas tensiones y corrientes 
eléctricas altas, se requiere de un sistema enmallado de tierra con múltiples elec trodos y 
conductores enterrados y otros medios de protección. Para mayor información de puesta a tierra 
de subestaciones, véase 5.2.3.  
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. Para 
instalaciones subterráneas el valor recomendado de resistencia a tierra es 5 Ω. 
c) Sistemas con múltiples conexiones de puesta a tierra. El neutro, debe estar conectado a un 
electrodo en cada transformador y sobre la  línea, cada 400 m máximo independiente del sistema 
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.  
5.2.1.12.  Conexión a tierra de par tes metálicas de transformadores  
Debe aplicarse el artículo 450 -10 de la NOM -001-SEDE -2012.  
5.2.2.  Puesta a tierra de líneas y redes 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.  
5.2.2.1.  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 
máxim os indicados a continuación:  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
1) Cuando el cable mensajero sea adecuado para utilizarse como conductor de puesta a tierra 
del sistema (véase 5.2.1.3), una conexión como mínimo, en cada 400 m de línea, 
independientemente del sistema de tierras del servicio d e 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 s istema, una conexión como mínimo, en cada 200 m de línea, independientemente 
del sistema de tierras del servicio de los usuarios.  
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 servici os 
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.  
5.2.2.2.  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 corro a. 
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.  
5.2.2.3.  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 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.  
5.2.2.4.  Materiales y equipos para puesta a tierra  
El sistema de puesta a tierra debe considerar como mínimo el ma terial y equipo permanente siguientes:  
a) Para contra -antenas, con las características siguientes:  
1) Alambre de cobre electrolítico; y  
2) Alambre de acero con recubrimiento de cobre.  
b) Electrodos verticales de acero con recubrimiento de cobre electrolíti co; y  
c) Conexiones soldadas tipo exotérmico.  
5.2.2.5.  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, el valor de la res istencia 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.  
5.2.2.6.  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 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 poste s   DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 l as cimentaciones.  
En estructuras de madera se deberá instalar la bajante de tierra, rematando en espiral la parte 
del poste que se empotra para su soporte.  
5.2.3.  Puesta a tierra de líneas  y redes subterráneas  
5.2.3.1.  Punto de conexión del conductor de pu esta a tierra en sistemas de corriente alterna.  
a)  Para tensión de hasta 600 V  
En la conexión de puesta a tierra para sistemas trifásicos con conexión estrella de cuatro hilos, o 
de sistemas monofásicos de tres hilos, que requiera estar conectado a tierra , el conductor neutro 
debe ser puesto a tierra eficazmente en cada registro, equipo de transformación y acometida. En 
otros sistemas de una, dos o tres fases, asociados con circuitos de alumbrado, la conexión de 
puesta a tierra debe hacerse al conductor co mún.  
La conexión de puesta a tierra de un sistema trifásico de tres hilos, derivado de un transformador 
conectado en delta, o conectado en estrella sin conexión de puesta a tierra, el cual no sea para 
alimentar circuitos de alumbrado, puede hacerse a cualq uiera de los conductores del circuito o 
bien a un neutro derivado en forma separada.  
La conexión de puesta a tierra debe hacerse en la fuente de alimentación y en el lado de la 
carga.  
b) Para tensión mayor que 600 V  
1)  Conductor sin pantalla (ya sea desnu do, forrado o aislado sin pantalla). El conductor neutro 
debe ser eficazmente puesto a tierra en el transformador y en cada una de las acometidas.  
2) Cable con pantalla.  
i) Conexión de la pantalla del cable con la puesta a tierra de apartarrayos. Las panta llas 
de los cables deben unirse con el sistema de tierras de apartarrayos;  
ii) Cable sin cubierta exterior aislante. La conexión debe hacerse al neutro del 
transformador de alimentación y en las terminales del cable; y  
iii) Cable con cubierta exterior aisl ante. Se recomienda hacer conexiones adicionales entre 
la pantalla sobre el aislamiento del cable (o armadura) y la tierra del sistema. En líneas 
de cable con pantalla de múltiples conexiones a tierra, la pantalla (incluyendo 
armadura) debe conectarse a ti erra 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.  
c) Conductor de puesta a tierra separado  
Si se usa un conductor de puesta a tierra separado adicional a una línea subterránea, debe 
conectarse en el transformador de alimentación y en los accesorios del cable cuando se requiera 
que éstos vayan conectados a tierra. Este conductor debe estar colocado en la mism a trinchera 
o banco de ductos (o en el mismo ducto si éste es de material magnético) que los conductores 
del circuito.  
Excepción:  El conductor de puesta a tierra para un circuito instalado en un ducto magnético 
puede estar en otro ducto si el que contiene al circuito está unido a dicho conductor en ambos 
extremos.  
5.2.3.2.  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 o co n dispositivos de compresión, para minimizar la 
posibilidad de aflojamiento o corrosión. Debe reducirse al mínimo el número de estos empalmes 
o derivaciones.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
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, pozos o bóvedas.  
 Excepción: Esta conexión puede omitirse cuando exista protección catódica.  
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 tie rra, 
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 600 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.  
5.2.4.  Puesta a tierra de subestaciones  
Para el cumplimiento de este capítulo debe aplicarse lo que se indica en la Parte D del Artículo 921 de la  
NOM-001-SEDE -2012.  
5.3. Líneas aéreas  
El objetivo del presente capítulo es establecer los requisitos mínimos para las líneas aéreas de transmisión 
y distribución, así como, la convivencia con líneas de telecomunicación y sus equipos, con la finalidad de 
obtener seguridad y protección para los seres vivos y sus propiedades.  
5.3.1.  Generalidades  
Las líneas deben cumplir con:  
a) Requisitos de posición de las líneas y redes aéreas  
 Las líneas aéreas instaladas en una sola estructura deben cumplir con:  
1) Los circ uitos 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 este 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 l o 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 
metá licas 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, deben ser menores que las establecidas para conductores 
desnudos con la misma tensión eléctrica.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 forr ados 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 seguri dad 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.  
4) Conductores neutros. Los conductore s 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 cua les pueden considerarse, para fines de fijar su 
separación y altura, como conductores de circuitos de hasta 1 000 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 pa ra 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 1 
muestra los valores máximos de capacidad de con ducción de corriente, para los 
conductores desnudos que se utilizan usualmente en las líneas aéreas.  
Tabla 1-Capacidad de conducción de corriente en conductor  
Conductores para líneas aéreas  Conductores para líneas subterráneas b) 
Tamaño o designación  
Cobr ea) ACSR  Aluminio  Tamaño o designación  
XLP 
EPR 
30 °C  XLP 
EPR  20 
°C mm2 AWG  
o 
kcmil  mm2 AWG  
o 
kcmil  
8.37 8 90 --- --- 8.37 8 - - 
13.3 6 130 100 98 13.30  6 92 97 
21.2 4 180 140 130 21.2 4 120 125 
33.6 2 240 180 180 33.6 2 155 165 
53.5 1/0 310 230 235 53.5 1/0 210 215 
67.4 2/0 360 270 275 67.4 2/0 235 245 
85.0 3/0 420 300 325 85.0 3/0 270 275 
107 4/0 490 340 375 107.0  4/0 310 315 
135  266.8  --- 460 445 127.0  250 345 345 Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
171  336.4  --- 530 520 152.0  350 415 415 
242 477 --- 670 650 254.4  500 505 500 
322 636 --- 780 --- 380.0  750 630 610 
403 795 --- 910 --- 506.7  1 000  720 690 
484 954 --- 1 010  --- 633.4  --- --- --- 
564 1 113  --- 1 110  --- 760.1  --- --- --- 
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 cond uctividad.  
b) Los valores de conducción pueden cambiar de acuerdo con la configuración de los conductores.  
 
2) Identificación. Se recomienda que todos los conductores de las líneas eléctricas y de 
comunicación estén tendidos en la misma estructura y conse rven la misma posición en todo 
el trayecto.  
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 utilice n 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 5.3.8. Las líneas aéreas 
no deben llevar do s niveles de tensión diferentes en una misma estructura.  
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 
ocas ionar 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 neces idad 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 sele ccionarse 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 basándose en:  
iii) Las sobretensiones que pueden originarse por descargas atmosféricas y por  maniobra; 
y 
iv) Las cargas originadas por viento y hielo sobre el cable o conductor.    DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 esta r 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, debe n cumplirse con los espacios para 
su operación y mantenimiento, para mayor información, véase 5.3.7; 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 ef ectué 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  
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.  
 Excepción:  Esta conexión puede omitirse cuando lo requiera la operación del equipo, 
siempre que exista protección que impida el contacto con los seres vivos 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 un o o varios aisladores; y  
ii) Cuando la estructura soporte exclusivamente cables aislados.  
5.3.2.  Separación de los conductores en la misma estructura  
Los requisitos que se establecen a continuación son separaciones mínimas entre conductores de líneas 
aérea s, 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 5.3.1 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 conduc tores 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 s e considera como el conjunto de elementos que sostienen directamente 
a los conductores, por ejemplo, las crucetas, los bastidores u otros medios similares.  
5.3.2.1.  Separaciones horizontales entre conductores de línea  
La separación horizontal mínima debe s er 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 d e acuerdo con la flecha.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
 No deben aplicarse estas separaciones si los conductores son cables aislados, para mayor 
información véase 5.3.1 b) 2), o si son conductores forrados en un mismo circuito y cumple con 
5.3.1 b) 3).  
 Por lo tanto, debe considerarse la: 
1) Separación horizontal mínima.  Debe cumplir con los valores mínimos indicados en la 
Tabla 2, véase la Figura 1.  
Tabla 2 -Separación horizontal ( H) mínima de los conductores en la misma estructurad) 
Línea  Tensión  Separación  
Comunicación abierta  a) 75 mm 
b) 150 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) 
Mayor que 50 kV  f) 
De diferentes circuitos  Hasta 8.7 kV  300 mm  
8.7 kV hasta 50 kV  c) 
Mayor que 50 kVg) e) 
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, excep to 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 deber 
considerar se como un conductor puesto a tierra  
e) 725 mm + 10 mm/ kV ( V-50 kV)  
 En donde:  
 V es la tensión de línea a línea en kV.  
f) Debe determinarse la separación mínima de acuerdo con 5.3.2.1 a) 2).  
g) Para tensiones mayores que 50 kV, debe incrementarse 3 % por  cada 300 m en exceso de 1 000 m 
sobre el nivel del mar, además, debe realizarse con la tensión máxima de operación.  
 
2) Separación de acuerdo con la flecha.  El valor mínimo debe determinarse por la ecuación 
(1) y (2).  
i) Para conductores de tamaño nomina l menor que 33.6 mm2 (2 AWG):  
 
 
 
ii) Para conductores de tamaño nominal mayor o igual que 33.6 mm2 (2 AWG):  
 (2)   DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 ca so 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 3, en caso de que 
los valores sean menores a los de la Tabla 3, debe utilizarse el valor de la Tabla.  
 Para tensiones mayores que 50 kV, debe calcularse la separación de acuerdo con  su 
flecha.  
Tabla 3 -Separación horizontal ( S) entre conductores 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 mm2 
(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  5.3.3.1 
a) 1).  
 NOTA:  El Angu lo máximo de la cadena de aisladores se considera de 30° de la vertical.  
5.3.2.2.  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 4.  
 Excepción 1:  Los conductores soportados por bastidores verticales, o por ménsulas separadas 
colocadas verticalmente, deben tener los espaciamientos que se indican en la Tabla 6.  
 Excepción 2:  Este requisito no se aplica a conductores forrados del mismo circuito, que se 
indican en 5.3.1 b) 3).  
Tabla 4 -Separación vertical ( V) mínima de lo s conductores en la misma estructura b) 
 De comunicación  Conductores eléctricos en niveles inferiores  
Tensión de la 
línea abierta  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 qu e 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, é ste debe tener una separación como mínimo a 1 .0 m entre las fases  
b) Las tensiones son de fase a fase.  Lunes 2 de mar zo de 2020  DIARIO OFICIAL   
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):  
1) Para t ensiones eléctricas menores que 34.5 kV entre conductores, puede aplicarse el 75 % 
de la separación entre soportes indicada en la Tabla 4; y  
2) Para tensiones eléctricas mayor que 34.5 kV entre conductores, el valor debe basarse en la 
tensión máxima de ope ración, la separación de los conductores debe cumplir con lo 
siguiente:  
i) Para conductores o cables en niveles inferiores si no se trabaja con línea energizada.  
 Para V= 410 mm + 10 mm/kV (VL -L-8.7 kV).  
ii) Para conductores o cables en niveles inferiores si se trabaja con línea energizada.  
 Para V= 1 000 mm + 10 mm/kV (VL -L-8.7 kV).  
 En donde:  
 V es la separación vertical mínima.  
 VL-L  es la tensión de fase a fase de la línea, en kV.  
3) Para tensiones mayores que 50 kV, debe incrementarse 3 % por cada 300  m después de  1 
000 m sobre el nivel del mar.  
4) Los incrementos son acumulables cuando una o más condiciones aplica.  
 Cuando sea necesario, las flechas deben reajustarse para cumplir con lo anterior, previendo 
que no se exceda lo establecido para la tensi ón mecánica de los conductores.  
5.3.2.3.  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 1, en la cual V 
y H deben determinarse con base en la separación vertical y horizontal que se establecen en 5.3.2.1 y 5.3.2.2.  
 
 En donde:  
 V es la separación mínima vertical ( V). 
 H es la separación mínima horizontal ( H). 
Figura 1 -Distancias de separación entre conductores  
5.3.2.4.  Separación en cualquier dirección de conductores a soportes, estructura, otros conductores 
verticales o derivados, mensajeros y retenidas sujetos a la misma estructura  
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 5.  
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 ángul o de 30° con la vertical, cuando la separación no sea igual o mayor 
que la que se indica en la tabla 5.   44 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  Tabla 5 -Separaciones mínimas de los conductores en cualquier dirección  
  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  45 
5.3.2.5.  Separación entre circuitos de diferentes tensiones eléctricas insta lados 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 condicione s 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 6;  
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 circ uito 
eléctrico menor que 8.7 kV, siempre que los dos se instalen de acuerdo con los 5.3.2.5 a) o b) y 
pertenezcan a la misma empresa.  
5.3.2.6.  Separación entre conductores soportados por bastidores verticales  
Los conductores pueden instalarse a una separac ión vertical menor que la que se indica en 5.3.2.2 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) La te nsión eléctrica máxima entre conductores no debe ser mayor que 1 000 V, excepto cuando 
se trate de cables aislados de los tipos descritos en 5.3.1 b) 1) y 2), los cuales pueden ser de 
cualquier tensión eléctrica;  
b) Todos los conductores deben ser del mism o material; y  
c) La separación vertical entre conductores no debe ser menor la indicada en la Tabla 6.  
Tabla 6 -Separaciones mínimas de los conductores en la misma estructura  soportados por bastidores 
verticales  
Longitud del claro  Separación entre los cond uctores  
Hasta 45  0.10 m  
Mayor que 45 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.  
5.3.2.7.  Sepa ración 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 5, para separaciones de conductores a sus soportes.  
5.3.2.8.  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) Las separaciones deben ser las indicadas en la Tabla 7.  46 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Tabla  7-Separación verti cal entre conductores, entre conductores y equipos de comunicación,  entre 
equipos eléctricos y equipos de comunicación 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  
Mayo r 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 interrupt or automático.  
 
5.3.2.9.  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 cu mplir 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 mensajer os; 
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 e n 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 8, o en 5.3.2.4.  
Tabla  8-Separaci ón vertical de los conductores y derivados con respecto a las superficies,  
mensajeros y retenidas en la misma estructura  
 Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  47 
ii) Casos especiales. Se refieren solamente a los tramos de estructuras por donde suben 
trabajadores, cuando los conductores estén e nergizados.  
i. 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.  
ii. Conductores para conectar lámparas de alumbrado público. Cuando se conecten 
luminarios de alumbrado público directamente a líneas eléctricas, en postes que se 
usen exclusivamente par a 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 in dican en la Tabla 8.  
iii. 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 sufr ir 
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 separac ión 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 f ijarse 
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 fase s, y de 
1 500 mm para tensiones mayores que 8.7 kV.  
5.3.3.  Separación entre los conductores soportados en diferentes estructuras  
5.3.3.1.  Requisitos generales  
Los cruces del mismo circuito deben conectarse formando circuitos derivados radiales. Los cruzami entos 
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 rel ativa 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 críti ca; 
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  
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 9.  48 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Tabla  9-Factores para increme ntos 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 supe rior. 
 
5.3.3.2.  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 eléctri ca 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 23 kV, la separación total es igual a:  
 (3) 
En donde:  
Vd es la diferenci a vectorial de la tensión de ambos circuitos, en kV.  
b) Para tensiones eléctricas mayores que 50 kV, debe incrementarse 3 % por cada 300 m después 
de 1 000 m sobre el nivel del mar.  
5.3.3.3.  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 10.  
Excepción:  No se requiere de una separación vertical entre los conductores que están interconectados 
eléctricamente  en el cruce.  
a) Para tensiones eléctricas mayores que 23 kV, la separación total es igual a:  
 (3) 
  En donde:  
  Vd es la diferencia vectorial de la tensión de ambos circuitos, en kV.  
b) Para tensiones eléctricas mayores que 50 kV, debe incrementarse 3 % por cada 300 m después 
de 1 000 m sobre el nivel del mar.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  49 
Tabla  10-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  
 
5.3.4.  Otras separaciones  
Estos requisitos se refier en 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.  
5.3.4.1.  Generalidades  
Las separaciones básicas horizontal y vertical de edif icios, 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/m2 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 5); y  
ii) Hasta de 100 m para todas las otras zona s. 50 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 2.  
 
Figura  2-Transición entre separaciones horizontales y vertic ales 
5.3.4.2.  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 5.3.1 b) 2), la separación vertic al y horizontal pueden 
reducirse a un mínimo de 0.6 m y 0.90 m respectivamente, medidas a 15 °C sin deflexión por 
viento.  
5.3.4.3.  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, chimenea s, antenas y tanques de agua, debe ser la que se indica en la Tabla 
11, véase la Figura 3;  
Tabla  11-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, 
chimeneas, 
antenas y 
tanques de 
agua  Accesible 
a personas  Sobre 
techos 
accesibles a 
tráfico 
vehicular  
Retenidas, hilos 
de guarda, 
neutros y cables 
eléctric os aislados 
0 a 750 V  1.40 m a) 1.40 m a) 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 a) 1.70 m a) 3.2 m  1.8 m  3.5 m  5.0 m  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  51 
Conductores 
desnudos de 0 V 
hasta 750 V  1.70 m  1.70 m  2.3 m a) 3.8 m  2.45 m  4.1 m  5.6 m  
Conductores de 
línea abierta de 
750 V hasta 23 kV  2.30 m b) 2.30 m  2.3 m  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  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 5.3.4.4.  
a) Cuando el espacio disponible no permita el valor indicado en la tabla, la separación puede reduc irse 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  
 
c) Cuan do 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, véa se 5.4.5;  
d) Para conductores fijos  (instalados) a edificios, véase 5.3.2.7.  
 
 
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 en tre 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  
Figura  3-Distancias de separación de conductores a edificios u otras construcciones  
5.3.4.4.  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 12.  
 Excepción:  Este requisito no debe aplicarse a retenidas, mensajeros, cables de guarda, neutros 
como se indica en 5.3.1 b) 2) y 4).  52 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Tabla  12-Separación de conductores a puentes  
Separaciones  Conductores  Conductores 
de 
comunica ción 
no aislados  Línea  Partes vivas rígidas no 
protegidas  
Aislada  Abierta   
de 0 V hasta 750 
Va) Hasta  750 
V a) yb) 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 
dentro de la 
estructura (partes 
del puente no 
accesibles) d) 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  1.2 m  1.2 m  1.4 m  2 m 1.2 m  1.8 m  
a) Las tensiones eléctricas son de fase a tie rra. 
b)  Los cables aislados son los que se indican en 5.3.1 b) 2) y los conductores neutros son los que se indican en 5.3.1 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 5.3.8.  
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 sepa raciones 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 v iento 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.  
5.3.5.  Separación de las estructuras con respecto a vías férreas, carreteras y aguas navegables  
Estos requisito s 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 pun to de vista de seguridad. 
Independientemente, deben observarse las disposiciones vigentes en materia de derechos de vía.  
5.3.5.1.  Separación con respecto a vías férreas y carreteras  
Cuando las líneas aéreas estén paralelas o crucen vías férreas o carretera s, 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.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  53 
5.3.5.2.  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.  
5.3.6.  Espacio para subir  
Deben aplicarse estos requisitos a las partes de las es tructuras 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 5.3.6 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 5.3.6 e) y f).  
b) Partes de la estructura en el espacio para subir. Cuando las partes de la estructura estén e n 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 apli carse 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 p ara subir.  
e) Espacio para subir entre conductores. El espacio para subir entre conductores debe tener las 
dimensiones horizontales indicadas en la Tabla 13. 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 extend erse 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 l os 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 
energiza da. 
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 con forme a lo que se indica en 
5.3.6 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, no obstruyan el e spacio 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 5.3.1 b) 2) de cualquier 
tensión eléctrica, los cuales estén sujetos cerca de la est ructura por ménsulas, bastidores, 
espigas, abrazaderas u otros aditamentos similares.  54 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 dich o 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 f irmemente a la estructura sin 
separadores, no se considera que obstruyan el espacio para subir.  
Tabla  13-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 
arriba de 
conductores 
eléctricos b) 
Comunicación  0 V hasta 150 V  Sin requisitos  -- c) Ningún requisi to 
Más de 150 V  600 mm  
recomendado  -- c) 600 mm 
recomendado  
Eléctricos aislados  Todas tensiones  -- -- c) Ningún requisito  
Eléctricos aislados 
con mensajero 
desnudo  Todas tensiones  -- 600 mm  600 mm 750 mm  
Eléctricos en línea 
abierta o 
conductores 
forrados 0 V hasta 750 V  -- 600 mm  600 mm 750 mm  
Más de 750 V 
hasta 15 kV  -- 750 mm  750 mm 750 mm  
Más de  15 kV 
hasta 28 kV  -- 900 mm  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 con ductores 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 tension es 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 q ue 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.  
 
5.3.7.  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 aleja do 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 5.3.6 e). Esta dimensión debe medirse 
horizontalmente desde la cara de la cru ceta; y  
3) Vertical a la cruceta. El espacio para trabajar debe tener una altura mínima de acuerdo con 
5.3.2.2, 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 coloca rse 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 protegid os 
con cubiertas protectoras para usos eléctricos, pueden quedar colocados sobre el lado para 
subir de la estructura;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  55 
d) Localización de crucetas transversales respecto a los espacios para trabajar  
 Las crucetas transversales (véase Figura 4) pueden utiliz arse si cumplen con el espacio mínimo 
de acuerdo con la Tabla 7, para mayor información véase 5.3.2.8, 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 trabaja r. 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 5.3.2.1 a) 1) y 2), los conductores soportados en la c ruceta 
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 e ntre 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 siguie ntes:  
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 aisl ar y cubrir los 
conductores de línea y el equipo en donde no se esté trabajando.  
 
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 aisladore s. 
Figura  4-Localización de crucetas transversales  
5.3.8.  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.  
5.3.8.1.  Requisitos generales  
Las alturas básicas deben ser como mínimo las qu e se indican en la Tabla 14 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 tempera tura es mayor que 50 °C, con y sin desplazamiento por el viento; y  
c) Flecha final, en reposo.   56 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  Tabla  14-Altura mínima de los conductores y cables sobre el suelo, agua o vías férreas  
Lugar  Espacios no 
transitados 
por vehículos  Vías 
férreas  Carreteras, 
calles, 
callejones, 
caminos 
vecinales  Aguas no 
navegables  A lo largo 
de caminos 
y zonas 
rurales  A lo largo de 
carreteras, 
calles y 
callejones en 
zonas 
urbanas  Aguas no 
navegables  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  5.5 m  6.5 m  9.5 m  11.6 m  13.0 m  
Conductores de 
comunicación, 
retenidas, 
mensajeros, 
neutros y cables 
eléctricos aislados 
de gu ardas 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  4.6 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  4.0 5.3 m  8.0 m  9.6 m  11.4 m  
NOTA 1:  Las tensiones son de  fase a fase.  
NOTA 2:  El cable o conductor semi -aislado debe considerarse como un cable o conductor desnudo.  
 Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  57 
5.3.8.2.  Alturas adicionales para conductores  
Las alturas que se indican en la Tabla 14 no deben incrementarse cuando los claros sean iguales o 
menores que los que se indican en 5.3.3.1 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 14 debe incrementarse 
  
5.3.8.3.  Altura de partes vivas de equipo instalado en estruc turas  
La altura mínima sobre el suelo, de partes vivas no protegidas del equipo, se indica en la Tabla 15.  
a) Para tensiones mayores que 22 kV  
 La altura mínima indicada en la Tabla 15 debe incrementarse 
  
Tabla  15-Altura mínima sobre el suelo a equipo y p artes 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 conectado s 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 p aso de 
vehículos.  4.6 m  4.9 m  5.5 m  
Espacios no transitados 
por vehículos  3.4 m  3.6 m  4.3 m  
Caminos en zonas 
rurales donde es 
improbable que los 
vehículos crucen por 
debajo de la línea  4.0 m  4.3 m  4.9 m  
NOTA 1:  Las alturas antes mencionadas no considera n los posibles cambios de nivel de la superficie en 
carreteras, calles, callejones, entre otros.  
NOTA 2:  Las tensiones eléctricas son entre fases.  
 
5.3.9.  Cargas mecánicas en las líneas aéreas  
Las líneas áreas deben resistir las condiciones mecánicas prop ias y las debidas a las condiciones 
meteorológicas a las que estarán sometidas, más los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 17, 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 co rrespondiente.  
5.3.9.1.  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 5 se indican  las diferentes zonas de cargas mecánicas y sus temperaturas mínimas, las 
cuales se describen a continuación:  58 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
a) Zona I. Región Norte (Baja California, Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y parte de Sonora  y 
Durango).  
b) Zona II. Región Centro Norte (Aguascali entes 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 Poto sí, 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 e star 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.  
 
 
 
Figura  5-Zona geográfica de las cargas mecánicas  
5.3.9.2.  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 16.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  59 
Tabla  16-Condiciones meteorológicas para condiciones generales  
Velocidad  
regional (VR)  
km/h  Altitud para 
viento 
máxi mo 
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 17, que corresponde a las condiciones meteorologías específicas de cad a zona 
geográfica, para mayor información véase Figura 5.  
Tabla  17-Condiciones meteorológicas  
Zona de carga 
mecánica  Temperatura  
Mínima  (C ) Velocidad de viento 
de diseño  (km/h)  Espesor de la capa de 
hielo sobre  (mm)  
Cables Componentes 
horizontales  
I -10 120 6 8 
II -10 120 - - 
III -5 120 - - 
IV -5 120 - - 
V 7 120 - - 
VI 5 120 - - 
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/m3, para mayor información véase 
4.1.3.3.  
 
5.3.9.3.  Presión de viento  
La presión del viento sobre las líneas aéreas debe calcularse, según la superficie de que se trate, 
considerando la presión sobre los conductores y las estructuras.  
5.3.9.4.  Cargas en los cables  
La carga total para calcular la tensión mecánica máxima de lo s 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 17.  
5.3.9.5.  Cargas en las es tructuras y en sus soportes  
Las cargas que actúan sobre las estructuras de las líneas soportes de los conductores y en hilos de 
guarda, se calculan de la siguiente manera:  
a) Carga vertical. La carga vertical sobre cimientos, postes, torres, crucetas, alfi leres, 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), considerando además los efe ctos que pueden resultar por diferencias de 
nivel entre los soportes de los mismos.  60 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
 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 transv ersal sobre estructuras de celosía (torres) de sección transversal cuadrada o 
rectangular, debe calcularse en función del área expuesta de una cara, más 50 % de la misma 
área expuesta. El porcentaje anterior puede substituirse por cálculos más precisos, po r ejemplo, 
por el que se determine mediante pruebas reales.  
 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 produc to 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 estru ctura.  
 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 estructur as 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  
1) Para tensiones hasta 34.5 kV. No es necesario considerar la ruptura de conductores;  
2) Para tensiones mayores que 35 kV.  
i) Estructuras hasta con seis conductores y con uno o dos cables de guarda: considerar la 
ruptura de un Hilo de guarda o del conductor o conductores de una fase en la posición 
más desfavorable.  
ii) Estructuras con más de seis y hasta doce conductores y con dos cables de guarda: 
considerar la ruptura de un Hilo de guarda o de dos conductores de fase en la posición 
más desfavorable.  
En tramos  rectos de línea con conductores soportados por aisladores de suspensión, la 
carga es igual que el producto de la tensión mecánica máxima del conductor o 
conductores rotos, multiplicada por un factor de 0.70 cuando existe un conductor por 
fase y de 0.50 cu ando son dos o más conductores por fase. Cuando la ruptura ocurre 
en los cables de guarda en cualquier tipo de estructura, así como la de los conductores 
en las estructuras de remate o de deflexión, la carga es igual que 100 % de la tensión 
mecánica máxima . 
e) Aplicación simultánea de cargas. Para obtener la resistencia originada por la aplicación de 
cargas, debe considerarse lo siguiente:  
1) Para tensiones hasta 34.5 kV  
i) Para calcular la resistencia transversal deben considerarse las cargas vertical y 
transversal actuando simultáneamente.  
ii) Para calcular la resistencia longitudinal debe considerarse solamente la carga 
longitudinal.  
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.  
Excepción: En el caso de ruptura de cables en estructuras tipo H semiflexibles, deben 
considerarse solamente las car gas vertical y longitudinal actuando simultáneamente.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  61 
2) Para tensiones mayores que 35 kV  
Para calcular la resistencia mecánica deben considerarse las cargas vertical, transversal y 
longitudinal actuando simultáneamente.  
Excepción: En el caso de ruptura de  cables en estructuras tipo H semiflexibles, donde 
deben considerarse solamente las cargas vertical y longitudinal actuando simultáneamente.  
5.3.10.  Retenidas  
5.3.10.1.  Generalidades  
a) En los postes de madera y de concreto debe considerarse que las reteni das 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 5.3.9.2; con el factor de sobrecarga qu e 
corresponda a la clase “A” de construcción, véase Tabla 19. 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 i nstalar 
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 ret enidas 
fijadas al piso, debe tener un resguardo visible y resistente al impacto con una longitud de 2.0 m.  
5.3.10.2.  Aisladores para retenidas  
a) Resistencia mecánica. Los aisladores para retenidas deben tener resistencia mecánica a la 
compresión igual o m ayor 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 míni mo 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 descubiert as 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 
5.3.1 e) 3) para p uesta 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.  
5.3.10.3.  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.  
5.3.10.4.  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 hiel o y viento reducido con hielo a -
10° C.  62 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
5.3.10.5.  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 (AC S); 
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 empotrami ento, 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.  
5.3.11.  Dispositivos de protección y desconexión  
5.3.11.1.  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 fuent e 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 co n 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 p rotector, 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.  
5.3.11.2.  Protección contra sobrecorriente  
Debe proveerse protec ción 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 s obrecorriente, deben tener como 
mínimo tres relevadores de sobrecorriente (Uno por fase) accionados por tres transformadores 
de corriente (TC) (Uno por fase).  
 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.  
 Cuando el neutro no está puesto a tierra en el lado de la carga del circuit o, 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.  
5.3.11.3.  Dispositivos de interrupción  
a) Restau radores  
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;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  63 
2) Los interr uptores 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.  
5) La capacidad de corriente eléctrica nominal en régimen continuo del restaurador, no debe 
ser menor que la corriente e léctrica 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;  
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 ) Tipo B y Tipo C (Interruptores de potencia)  
1) Uso. Protección para conductores y equipo en líneas aéreas, los CCF debe 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:  
i) Capacidad nominal de tensión;  
ii) Capacidad nominal de corriente en operación continua; y  
iii) Capacidad nominal de corriente de interrupción.  
2) Identificación de las unidades fusibles y de sus montajes. Las unidades fu sibles 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 inter rupción 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 propi edades;  
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 d e fusibles por personas calificadas, que utilicen el equipo diseñado para ese 
propósito sin desenergizar el cortacircuito fusible de expulsión.  64 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
c) Cortacircuito fusible (CCF) Tipo A (interruptores de distribución)  
1) Uso. Protección para conductores y equi pos en redes de distribución.  
2) Operación. Cuando los cortacircuitos con fusibles no son apropiados para interrumpir el 
circuito manualmente mientras portan la carga completa, debe instalarse un desconectador 
aprobado para abrir con carga. A menos que los  cortacircuitos con fusible estén enlazados 
con el desconectador para evitar la apertura del cortacircuitos bajo carga, debe colocarse un 
aviso que resalte claramente y en forma legible el texto siguiente:  
“CUIDADO NO ABRIR CON CARGA”  
3) Identificación. De ben estar identificado de la manera siguiente:  
 Los cortacircuitos de distribución deben tener sobre su cuerpo, puerta o tubo portafusible 
una placa o identificación legible y permanente, indicando el tipo o designación del 
fabricante, la capacidad de corr iente eléctrica nominal en régimen de operación continua, la 
capacidad nominal de tensión máxima y capacidad nominal de interrupción.  
 Los eslabones fusibles deben tener una identificación legible y permanente indicando la 
capacidad nominal de corriente el éctrica en régimen de operación continua y el tipo de 
eslabón.  
4) 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;  
d) Cuchillas seccionadoras de operación con carga  
1) Uso. Las cuchillas seccionadoras de operación c on 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 l os 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 l o 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 q ue 
puedan bloquearse en la posición de abierto.  
e) 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 m anual, 
independiente de cualquier potencial de control;  
ii) Disparo libre;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  65 
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 mecá nico 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 e l(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 fo rma 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 eléctric a 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.  
5.3.11.4.  Protección contra sobretensiones en media y baja tensión  
5.3.11.4.1.  Generalidades  
Las líneas aéreas deben protegerse contra sobretensiones que pueden ser ocasionados por maniobras, 
por campos electromagnéticos que provocan descargas eléctricas, tensiones in ducidas, 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 pe rmite que una misma instalación del apartarrayos proteja a varios 
circuitos interconectados.  
b) Selección del apartarrayos  
 La selección del apartarrayos de óxidos metálicos, ya sea clase intermedia o distribución, debe 
realizarse de acuerdo con las corrie ntes de rayo existentes en la zona, nivel de sobretensiones 
por maniobra en el punto de instalación, nivel de resistividad del suelo, energía a disipar, tiempo 
de frente de la corriente y requisitos de protección y distancia de los equipos a proteger, y la s 
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.  
5.3.11.4.2.  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 púb lica. 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.  66 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
5.3.11.4.3.  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) Las conexiones de puesta a tierra de los apartarrayos deben realizar se de acuerdo con 5.2. 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;  
b) Sistemas aéreos en anillo y en transiciones. Deben instalarse apartar rayos en el punto abierto 
de sistemas aéreos en anillo y en la tr ansición 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 y 
deben cumplir con 5.2;  
ii) Para la conexión de puesta a tierra de partes metálicas de apartarrayos. Cuan do 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 eléctric a, 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 apartarra yos. 
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 a proximadamente 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 utiliza rse 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°.  
5.3.12.  Acometidas  
Para el cumplimiento de este capítulo debe aplicarse lo que se indica en el Artículo 230 de la NOM -001-
SEDE -2012.  
5.3.13.  Líneas  o redes de telecomunicaciones  
5.3.13.1.  Generalid ades  
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.  
Debe considerarse el espacio para trabajar, véase 5.3.7, que se requiere para atender la o peración 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 conside rarse que las maniobras que tengan que realizar los trabajadores del 
concesionario no obstaculicen o perjudiquen de alguna manera el equipo eléctrico instalado.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  67 
5.3.13.1.1.  Arreglos para el montaje e instalación de la red de telecomunicaciones en las estru cturas de las 
líneas de distribución  
El cable de la RT puede ubicarse en cualquier cara del poste, manteniendo la misma posición en toda la 
trayectoria y a la misma altura, debe analizarse su trayectoria sobre la línea de distribución, a fin de que se 
establezca la factibilidad de su instalación para dar espacio a la RT.  
En caso de que se cuente con uno o dos cables de RT en la estructura, debe instalarse otra cruceta para 
no saturar la estructura.  
5.3.13.1.2.  Espaciamiento entre las líneas aéreas y redes d e telecomunicaciones (RT)  
Las separaciones y distancias de seguridad entre las líneas aéreas y la RT se indican a continuación:  
a) Para la separación mínima entre líneas aéreas y de la RT debe cumplir con los valores indicados 
en la Tabla 5;  
b) Para evitar  daños en las líneas aéreas, la altura mínima de la RT en cruce de calles y aceras 
debe ser la que se indica en la Tabla 14.  
La Figura 6 muestran un ejemplo de la ubicación e instalación de los equipos y sus accesorios que se 
utilizan en la RT.  
NOTA:  No se  descartan otras ubicaciones e instalaciones de la RT ya que su aplicación depende del 
proyecto y configuración de las RT.  
 
Figura  6-Ejemplo de ubicación de equipos y accesorios en la RT  
5.3.14.  Puesta a tierra  
Las líneas y redes aéreas deben cumplir con los requisitos que se indican en 5.3.1 e).  
5.3.15.  Construcción  de las líneas y redes aéreas  
Los materiales empleados en la construcción y mantenimiento de líneas deben cumplir con los factores  de 
sobrecarga, véase Tabla 20, y los requisitos de 5.3.15.1 y 5.3.15.2, según el grado de resistencia  mecánica 
requerida.  
5.3.15.1.  Requisitos generales para los materiales  
Los materiales empleados en las redes y líneas aéreas deben cumplir con los requisitos de seguridad que 
se citan a continuación:  
a) Conductores  
1) Tamaño nominal. El tamaño mínimo de los conductores para las redes y líneas aéreas debe 
ser los tamaños que se indican en la Tabla 18.  
2) Material, temple y tipo de conductores. Los conductores eléctricos utilizados en las redes y 
líneas aéreas deben ser  del material y tipo de acuerdo con su aplicación, para mayor 
información véase la Tabla 18.   68 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  Tabla  18-Características de los conductores utilizados en las líneas aéreas  
Tipo de cable  Material  del 
conductor  Tamaño mínimo  en 
mm2 (AWG)  Temple del 
conductor  Construcciones  Aplicación  
Alambres de cobre aislados  Cobre  8.37 (8)  Suave  Alambres de cobre aislados  Acometidas de baja tensión. Puesta a tierra de 
equipos.  
Alambres y Cables de cobre desnudos  Cobre  21.2 (4)  Semiduro  Alambres y Cables de cobre desnudos  Redes de distribución aérea en baja y media 
tensión. Redes de tierra. Puesta a tierra de 
equipos.  
Cables de cobre aislados  Cobre  21.2 (4)  Suave  Cables de cobre aislados  Acometidas de baja tensión. Puesta a tierra de 
equipos.  
Cables monoconductores con ais lamiento 
termoplástico, tipo.  Cobre  33.6 (2)  Suave  Cable redondo concéntrico de cobre suave 
con aislamiento de PVC.  Conductor de puesta a tierra aislado, conexión 
del transformador a la red de baja tensión, 
conexiones diversas.  
Cable concéntrico tipo espi ral Cobre  3.31 (12)  Suave  Cable redondo concéntrico de cobre suave.  
Aislamiento de PVC y cubierta exterior de 
PVC o polietileno.  Acometidas aéreas de baja tensión a medidores 
y salidas de éstos a los interruptores de los 
servicios. Se usan también para ali mentar o 
interconectar cajas de conexiones en muros o 
en concentraciones de medidores.  
Alambres de aluminio desnudo  Aluminio  13.3 (6)  Suave  Alambres de aluminio desnudos  Amarre de cables a aisladores en redes aéreas.  
Cables de aluminio desnudo  Aluminio  53.5 (1/0)  Duro  Cables de aluminio desnudos (AAC)  Líneas aéreas en baja y media tensión.  
Cable de aluminio con cableado concéntrico 
y núcleo de acero galvanizado  ACSR  53.5 (1/0)  Duro  Cable ACSR desnudo  Líneas aéreas en baja y media tensión.  
Cable de alumi nio con cableado concéntrico 
y núcleo de acero con recubrimiento de 
aluminio soldado  ACSR/AS  53.5 (1/0)  Duro  Cable ACSR/AS desnudo  Líneas aéreas de media y baja tensión en zonas 
con problemas de contaminación.  
Cables semi -aislados para líneas aéreas de 
15 a 35 kV  Cobre  
53.5 (1/0)  Suave  Cables redondos de cobre, aluminio y ACSR 
con pantalla semiconductora sobre el 
conductor, aislamiento -cubierta resistente a 
la intemperie, rayos solares y al arrastre 
superficial.  Líneas aéreas en media tensión localizadas 
generalmente en zonas con altos índices de 
incidencia con árboles.  Aluminio  Duro  
ACSR  Duro  
Conductores múltiples para distribución 
aérea hasta 600 V para 75°C  Aluminio  
8.37 (8)  Duro  Cables de aluminio (AAC) y mensajero 
ACSR o aluminio (AAC), cabl es de cobre y 
mensajero de cobre (1+1), (2+1), (3+1) con 
aislamiento de polietileno.  Acometidas y redes de distribución aérea en 
baja tensión.  Cobre  Suave  
Semiduro  
ACSR  Duro  
 Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  69 
3) Clasificación. Los conductores utilizados en líneas y redes aéreas  de media tensión se 
clasifican como se indican en la Tabla 19.  
 Los conductores que no se encuentren en la tabla, deberán cumplir con lo considerado en 
apartado 5.3.1 c) de este Proyecto.  
Tabla  19-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.  
 
Tabla  20-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 rema tes 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.  70 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
4) Flechas y tensiones. La tensión mecánica máxima del conductor no debe ser mayor que el 
60 % de su resistencia nominal a la ruptura, bajo las condiciones de cargas mecánicas 
indicadas en la Parte I de este artículo, para la zona en que se instale.  
 Adicionalmente, la tensión inicial del conductor no debe exceder 35 % de la resistencia 
nominal a la ruptura del condu ctor y la tensión final no debe exceder 25 %; ambos a 15 °C 
sin carga de viento y hielo.  
5) 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 qu e 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.  
b) 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 car ga de viento ni hielo, no debe exceder los 
porcentajes de la resistencia nominal a la ruptura del cable como se indica a continuación:  
i) Para una tensión inicial, 25 % y 20 % a una alta y extra alta resistencia mecánica, 
respectivamente; y  
ii) Para una te nsión final, 25 % y 20 % a una alta y extra alta resistencia mecánica, 
respectivamente.  
2) Empalmes, derivaciones y accesorios de remate  
 Debe aplicarse lo indicado en 5.3.15.1 a) 5)  
c) Mensajeros  
 Los mensajeros deben estar hechos de cables y su tensión m ecánica no debe ser mayor que el 
60 % de su resistencia nominal a la ruptura.  
d) Alfileres, amarres y herrajes  
 Los alfileres o pernos para los aisladores, amarres y herrajes deben resistir las cargas 
longitudinales que se indican en 5.3.9.5 y deben soport ar sin deformarse los factores de 
sobrecarga a los que estarán sometidos.  
e) Crucetas  
 Deben seleccionarse para resistir las cargas que se indican en 5.3.9 y los factores de 
sobrecarga que se indican en la Tabla 20.  
1) Resistencia vertical. Deben seleccion arse para resistir 100 kg aplicada en su extremo más 
alejado.  
2) Resistencia longitudinal.  
Para tensiones hasta de 35 kV con temperatura mínima y claros máximos a 70 m.  
Para tensiones mayores a 35 kV. Deben resistir la carga longitudinal por ruptura de cab les, 
véase 5.3.9.5, con los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 20, aplicados a la 
tensión mecánica máxima de los cables.  
f) Postes y estructuras  
 Los postes y estructuras deben resistir las cargas que se indican en 5.3.9 con los factores de 
sobrecarga que se indican en la Tabla 20.  
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 c orrosión, debe 
proporcionarse una capa exterior, pintura o metal anticorrosivo, que le proporcione la 
resistencia.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  71 
 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. Deb en ser aprobados para su uso y deben ser de concreto reforzado o 
pretensado.  
g) Retenidas  
 Deben dimensionarse para soportar los factores de sobrecarga que se indican en la Tabla 20.  
h) Cimentación  
 Deben aplicarse a la estructura las cargas que se indican  en 5.3.9 multiplicadas por los factores 
de sobrecarga que se indican en la Tabla 20 y las cimentaciones deben soportar las cargas que 
les transmite la estructura, además verificar la cimentación de acuerdo al tipo de suelo.  
5.3.15.2.  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, 
véase Tabla 18. Para mayor información para los conductores clases A y B, véase la Tabla 19.  
5.3.15.3.  Contaminación en las lí neas  
El equipo eléctrico y los aisladores destinados para su uso en líneas de media tensión deben 
seleccionarse en función de los niveles de contaminación existentes en el área que van a instalarse.  
5.4. Líneas y redes subterráneas  
El presente Capitulo est ablece los requisitos mínimos de seguridad que deben considerarse para 
salvaguardar a los seres vivos y a sus bienes que pueden ocasionarse por las líneas y redes subterráneas y 
sus equipos, durante el diseño, la instalación, puesta en servicio y mantenimi ento.  
5.4.1.  Requisitos generales para las líneas y redes subterráneas  
5.4.1.1.  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 y sus bienes, por lo tanto, deben cumplir con lo siguiente.  
a) Cables o conductores.  Los cables o conductores deben seleccionarse considera ndo 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 proporc ionarse 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.  
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, véase 5.4.7.1 a).  
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 ine stables (pantanosos, lodosos, entre otros) o altamente 
corrosivos. Si es 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 i nstalarse 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.  72 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
2) Puentes y túneles.  Cuando los bancos de ductos sean i nstalados 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 mantenimien to 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 0.9 0 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 é stos 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.  
5.4.1.2.  Requisitos generales para las líneas y redes subterráneas directamente enterradas  
a) Cables o conductores. Los cables o conductores deben seleccionarse considerando los 
esfuerzos mecánicos, térmicos, ambientales y eléctricos a los que pued en 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 disturbios.  
Los cables o conductores deben instalarse en forma recta pa ra evitar daños al conductor.  
Excepción.  Cuando se requieren curvas, el radio debe ser lo suficientemente largo para no 
dañar al conductor, véase 5.4.7.1 a).  
Los sistemas de cable deben colocarse de forma que se permita el acceso seguro para la 
construcció n, inspección y mantenimiento.  
c) Condiciones naturales. Deben evitarse en lo posible que la trayectoria atraviese terrenos 
inestables (pantanosos, lodosos, entre otros) o altamente corrosivos. Si es necesario construir a 
través de estos terrenos, debe hac erse de forma que se evite o reduzca al mínimo el movimiento 
o la corrosión.  
Si el conductor o cable se instala en terrenos rocosos, debe colocarse una capa de relleno 
compacto.  
d) Condiciones específicas.  
1) Carreteras, calles y banquetas. Los cables o co nductores 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 d el 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 cab le 
debe instalarse a una profundidad no menor que 1.27 m considerando de referencia la parte 
superior del carril.  
3) Edificios y otras estructuras.  Los cables o conductores no deben instalarse directamente 
debajo de los cimientos de los edificios u otras e structuras.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  73 
Excepción. Pueden instalarse los conductores debajo de los cimientos de los edificios u 
otras estructuras siempre y cuando se demuestre que la cimentación puede soportar la 
carga del edificio y que no existe la transferencia de carga que pueda dañar al cable o 
conductor.  
4) Piscinas.  El cable o conductor debe instalarse a una distancia horizontal mínima de 1.5 m 
de la piscina.  
Excepción.  Puede proporcionarse protección adicional en caso de que la distancia mínima 
no pueda lograrse.  
5) Cruces por  aguas navegables.  Los cables o conductores deben instalarse y seleccionarse 
para que resistan la erosión a la que pueden estar sometidos.  
Los cables no deben instalarse donde normalmente los barcos anclan.  
5.4.2.  Requisitos específicos para las líneas  y redes subterráneas  
Las líneas y redes subterráneas deben cumplir con los siguientes requisitos.  
5.4.2.1.  Separaciones mínimas con otros sistemas  
La distancia entre las canalizaciones subterráneas y otras estructuras subterráneas que se ubican en 
forma paral ela 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 é sta. 
Cuando un banc o 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 21.  
Tabla  21-Distancias mínimas de separación entre sistemas  
Entre el sistema de:  Distancia mínima en cruzamiento (m)  
0 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 enter radas 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 
 
5.4.2.2.  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.  74 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Los cables o conductores deben cumplir con las profundidades mínimas de entierro que se indican en la 
Tabla 22.  
Tabla  22-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 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 es combros, rellenos sanitarios, escurrideros 
debe incrementarse el valor 200 mm en cada profundidad.  
 
5.4.2.3.  Excavaciones y rellenos  
a)  Trincheras o zanjas.  El fondo de las trincheras o zanjas debe estar limpio, relativamente plano 
y compactado a 90 % pa ra banquetas y a 95 % para calles como mínimo en la última capa de 
compactación. 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 
compactad o 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.  
5.4.2.4.  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 carg as 
exteriores a que pueden quedar sujetos, de acuerdo con los criterios que se establecen en 
la Tabla 23, 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  23-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  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  75 
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) Acoplamient os. 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 ca usar 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 e vitar 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 filtr aciones 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 espec íficas (líneas subterráneas por canalización)  
1) Alta y 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.  
 Cuando en un banco se instale más de un circuit o, debe analizarse la capacidad de 
conducción de corriente, con el objeto de reducir las pérdidas de energía por agrupamiento 
de conductores.  
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 mayor información véase l a Tabla 1 de Capitulo 10 de la  NOM -001-SEDE -
2102.  
5.4.2.5.  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. De be 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 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 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 c omunicación con el sistema de drenaje sanitario.  76 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 e l 
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 r egistros, 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 l as 
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 res istencia 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 p uedan 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 cump le 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 d esde 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 e l 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 
bóvedas, pueden ubicarse sobre el equipo para facilitar el trabajo, reemplazo o instalación 
del mismo;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  77 
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 rápidamen te, aun 
cuando la puerta esté cerrada desde el exterior.  
5.4.3.  Requisitos generales para conductores, terminales, conectadores y estructuras  
5.4.3.1.  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 los seres vivos; y  
b) Cubiertas exteriores.  Cuando se instalen cables de energía dentro de galerías y túnele s 
transitados por personas, la cubierta debe incluir compuestos para retardar el fuego; así como 
en los casos de acceso a transiciones conectadas a una terminal encapsulada en gas SF 6. 
c) Capacidad de conducción. Los conductores deben seleccionarse de acue rdo con la corriente 
que van a conducir, en la Tabla 1 se proporcionan los valores de capacidad de conducción de 
los conductores.  
 NOTA:  Se recomienda revisar los manuales del fabricante de acuerdo con la configuración de 
los conductores.  
5.4.3.2.  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.  
5.4.3.3.  Terminales de media tensión  
Las terminales que se emplean en los cables de media tensión deben ser producto aprobado.  
Las ter minales 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.  
5.4.3.4.  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.  
Los empalmes de alta tensión debe n: 
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 l os cables; y  
c) Quedar localizados dentro de los registros, pozos o bóvedas.  
Para realizar transposición de pantallas metálicas, los empalmes deben considerar una interrupción o 
discontinuidad en su componente semiconductor sobre aislamiento.  
La elaboració n de los empalmes debe  realizarse por personas calificadas.  
5.4.3.5.  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 magni tud y duración de las corrientes de falla que se presenten durante 
su operación; y  78 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
b) Quedar instalados en las estructuras de transición aéreo -subterráneas.  
Las terminales de tipo aéreo deben cumplir una distancia mínima entre partes vivas, así como cumpli r con 
el NBAI.  
 NOTA 1:  La elaboración de las terminales debe ser realizados por personas calificadas.  
 NOTA 2:  Cuando las terminales se instalen en vías públicas se recomienda que estas sean de 
material polimérico.  
5.4.3.6.  Empalmes, conectadores derivado res y conectadores múltiples  
Deben soportar sin dañarse, la magnitud y duración de corrientes eléctricas de falla que se presenten 
durante su operación, instalándose de forma que cuando uno falle no afecte a las otras instalaciones.  
Deben quedar localizado s dentro de los registros o bóvedas.  
5.4.4.  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.  
5.4.4.1.  Protecciones contra sobrecorrientes  
Las personas deben protegerse contra lesiones y los bienes contra daños debidos 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) Reducir al mínimo el tiempo sin servicio a los usuarios;  
b) Proteger al equipo durante fallas en el sistema; y  
c) Facilitar la localización y reparación de las fallas.  
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 realiz arse re -cierres;  
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 equ ipos de localización de sector fallado.  
5.4.4.2.  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 fre nte muerto en los puntos normalmente abiertos de los anillos y ramales radiales.  
5.4.5.  Transiciones de un sistema aéreo a un sistema subterráneo  
5.4.5.1.  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 ubi cación.  
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.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  79 
b) Transiciones en me dia y alta tensión. 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 elé ctrico 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 aspe ctos 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 oper ación;  
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 cons iderarse 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 fab ricante 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.  
c) Transiciones a subestaciones en aire y SF 6. Esta transición  se realiza únicamente en alta 
tensión considerando una línea aérea a una terminal de tipo intemperie elaborada para recibir 
cable de potencia.  
 La transición para terminal SF 6 se refiere a la preparación del cable conectado a una terminal 
encapsulada en g as SF 6. 
5.4.5.2.  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 conecta rse, 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;  
c) En el caso de conductores de aluminio deben util izarse 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 necesari a contra vandalismo y factores ambientales, rayos ultravioletas 
e impactos controlados;  
e) 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 concr eto 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  80 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
f) 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.  
5.4.6.  Puesta a tierra  
Para el cumplimiento del presente capitulo debe aplicarse 5.2.3.  
5.4.7.  Construcción de  las líneas y redes subterráneas  
5.4.7.1.  Generalidades  
Durante los trabajos de la instalación de la red subterránea debe contemplarse lo siguiente:  
a) Los cables no deben sufrir curvaturas con radios menores al mínimo recomendado por el 
fabricante, de man era que se evite daño en sus componentes (en ningún caso este radio debe 
ser menor a 12 veces el diámetro externo del cable) durante su manejo, instalación y operación.  
b) Las tensiones de jalado y las presiones laterales sobre las paredes que se presenten  durante la 
instalación de los cables, no deben alcanzar valores que puedan dañar a los mismos, estos 
valores deben limitarse a los recomendados por el fabricante.  
c) Los ductos deben limpiarse previamente a la instalación de los cables y eliminar cualquie r 
protuberancia o material extraño que pueda causar daños a los componentes del cable.  
d) Cuando se use lubricante durante el jalado de los cables, éste no debe afectar a los 
componentes de los cables, ni a los ductos, tampoco debe permitir que el cable se  adhiera al 
ducto.  
e) En instalaciones verticales o con pendientes, los cables deben sujetarse adecuadamente con 
soportes para evitar deslizamientos y deformaciones debido a su masa.  
f) Los cables eléctricos y de comunicación no deben instalarse dentro del  mismo ducto.  
5.4.7.2.  Soportes para cables, en registros, pozos de visita y bóvedas  
a) Los cables dentro de los registros, pozos o bóvedas deben quedar fácilmente accesibles y 
soportados de forma que no sufran daño debido a su propia masa, curvaturas o mo vimientos 
durante su operación.  
b) Los soportes de los cables deben seleccionarse para resistir la masa de los propios cables y de 
cargas dinámicas; mantenerlos separados en claros específicos y no ser dañinos al ambiente.  
c) Los cables para media y alta t ensión deben sujetarse con soportes cuando menos 10 cm por 
encima del piso.  
Excepción 1:  Este requisito no se aplica a conductores neutros y de conexión de puesta a tierra.  
Excepción 2:  Este requisito no aplica a los cables para baja tensión.  
d) La instala ción debe permitir el movimiento del cable sin que se presente concentración de 
esfuerzos mecánicos que dañen su aislamiento.  
5.4.7.3.  Separación entre cables eléctricos y de comunicación en registros, pozos de visita y bóvedas  
a) Los registros, pozos de v isita 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 man tenimiento; y  
b) No deben instalarse cables eléctricos y de comunicación dentro de un mismo registro, pozo, 
bóveda o gabinete.  
5.4.7.4.  Identificación  
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.  
5.4.7.5.  Protección contra fuego  
Aunque no es requisito la condición a prueba de fuego p ara los cables; 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.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  81 
5.5. Subestaciones  
5.5.1.  Generalidade s 
El presente Capitulo contiene requisitos de seguridad que deben aplicarse a las instalaciones eléctricas de 
las Subestaciones de 1 kV hasta 400 kV.  
Estos requisitos se aplican a toda instalación, en el caso de instalaciones temporales, que pueden 
requeri rse en el proceso de construcción o en subestaciones que están siendo reestructuradas  o 
reemplazadas.  
5.5.2.  Clasificación de subestaciones eléctricas  
a) Por niveles de tensión  
1)  Subestaciones de potencia transmisión 161 kV a 400 kV;  
2) Subestaciones de potencia distribución 69 kV a 138 kV; y  
3) Subestaciones de distribución 1 kV a 34.5 kV.  
b) Por su tipo de aislamiento  
1) Encapsulada en SF6; y  
2) Convencional.  
5.5.3.  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 conforma 
al nivel de cortocircuito en el punto de la instalación;  
b) Protección en subestaciones. El alimentador, transformador de potencia y barras de la 
Subestación, de ben contar con protecciones primarias y secundarias o de respaldo;  
c) Protección contra sobretensiones. Debe contarse con una coordinación de aislamiento;  
d) Sistema de tierras;  
e) Sistemas de control, comunicación y medición; y  
f) Servicios propios de la Subestación.  
5.5.4.  Medio de desconexión  
Toda subestación debe tener un medio de desconexión general (Interruptor de Potencia con cuchillas de 
seccionamiento asociadas), ubicado en un lugar de fácil acceso.  
Para los Interruptores de potencia que se instala n en las subestaciones, deben instalarse cuchillas 
desconectadoras en ambos extremos del interruptor.  
5.5.5.  Requisitos generales para locales y espacios  
5.5.5.1.  Resguardos de locales y espacios  
Los locales y espacios en que se instalen subestaciones debe n tener restringido y resguardado su acceso; 
por medio de cercas de tela de alambre, muros o bien en locales especiales para evitar la entrada de 
personas no calificadas. Los resguardos deben tener una altura mínima de 2.10 m y deben cumplir con lo que 
se indica en 5.5.6.  
5.5.5.2.  Zonas de trabajo y protección  
a) Espacio de trabajo  
El espacio de trabajo libre mínimo en dirección del acceso a las partes vivas de una instalación 
eléctrica, debe ser como mínimo el especificado en la Tabla 24, a no ser que se e specifique otra 
cosa en esta norma.  
Las distancias deben medirse desde las partes vivas, si están expuestas o desde el frente o 
abertura de la envolvente si están encerradas.  82 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Tabla  24-Distancia mínima del espacio de trabajo en una instalación eléctrica  
Tensión nominal  a 
tierra  (V) Distancia mínima (m)  
Condición 1  Condición 2  Condición 3  
601-2 500  
2 501 -9 000  
9 001 -25 000  
25 001 -75 000  
75 001 -138 000  
138 001 -230 000  
230 001 -400 000  0.9 
1.2 
1.5 
1.8 
2.4 
3.0 
3.6 1.2 
1.5 
1.8 
2.4 
3.0 
3.6 
4.2 1.5 
1.8 
2.4 
3.0 
3.6 
4.2 
4.8 
Las condiciones son las siguientes:  
Condición 1. Partes vivas expuestas en un lado y no activas o 
conectadas a tierra en el otro lado del espacio de trabajo, o partes vivas 
expuestas a ambos lados protegidas eficazmente por madera u otros 
mate riales aislantes adecuados. No se consideran partes vivas los 
cables o barras aislados que funcionen a no más de 300 V.  
Condición 2. Partes vivas expuestas a un lado y conectadas a tierra al 
otro lado. Las paredes de concreto, tabique o azulejo se consider an 
superficies conectadas a tierra.  
Condición 3. Partes vivas expuestas en ambos lados del espacio de 
trabajo (no protegidas como está previsto en la Condición 1), con el 
operador entre ambas.  
Excepción:  No se requiere espacio de trabajo en la parte poste rior de conjuntos tales como 
tableros de distribución de frente muerto en los que no haya partes intercambiables o 
ajustables y donde todas las conexiones estén accesibles. Cuando se requiera acceso 
posterior para trabajar en partes no energizadas del equi po encerrado, debe existir un 
espacio mínimo de trabajo de 0.8 m en horizontal.  
b) Separación  de instalaciones de baja tensión  
Cuando haya instalados desconectadores, cortacircuitos u otro equipo que funcione a 600 V 
nominales o menos, en un cuarto o resgu ardo donde haya expuestas partes vivas o cables 
expuestos a más de 600 V nominales, la instalación de alta tensión debe separarse eficazmente 
del espacio ocupado por los equipos de baja tensión mediante un muro de tabique, cerca o 
pantalla que sea adecuado s. 
Excepción:  Se permite instalar desconectadores u otros equipos que funcionen a 600 V 
nominales o menos y que pertenezcan sólo a equipo dentro del cuarto, bóveda o envolvente de 
alta tensión en ese cuarto, bóveda o envolvente si sólo es accesible a perso nas calificadas.  
c) Cuartos o envolventes cerrados  
Las entradas a todos los edificios, cuartos o envolventes que contengan partes vivas expuestas 
o conductores expuestos que operen a más de 600 V nominales, deben mantenerse cerradas 
con llave, a menos que dichas entradas estén en todo momento bajo la supervisión de una 
persona calificada.  
Cuando la tensión eléctrica supere 600 V nominales, debe haber señales preventivas 
permanentes y visibles en las que se indique lo siguiente, véase 5.5.5.7:  
“PELIGRO - ALTA TENSIÓN - PROHIBIDA LA ENTRADA”  
d) Iluminación  
Debe haber iluminación apropiada en todos los espacios de trabajo alrededor del equipo 
eléctrico. Las cajas de salida para iluminación deben estar dispuestas de manera que las 
personas que cambien las lámpar as o hagan reparaciones en el sistema de iluminación, no 
corran peligro por las partes vivas u otros equipos activos. En los cuartos de equipo eléctrico en 
donde estén instalados equipos con tensiones mayores que 600 V nominales, la iluminación 
debe ser ap ropiada aun cuando se interrumpa el suministro de alumbrado normal y debe 
instalarse circuitos de alumbrado de emergencia.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  83 
Los interruptores de control deben estar situados de modo que no sea probable que las 
personas entren en contacto con ninguna parte v iva o móvil del equipo al accionarlos.  
e) Altura de las partes vivas sin proteger  
Las partes vivas sin proteger por encima del espacio de trabajo deben mantenerse a una altura 
no inferior a la requerida en la Tabla 25.  
Tabla  25-Altura de las partes vivas s in proteger sobre el espacio de trabajo  
Tensión eléctrica nominal 
entre fases (V)  Altura  
601-7 500  
7 501 -34, 500  
Más de 34, 500  2 700 mm  
2 900 mm  
 
 
5.5.5.3.  Condiciones de los locales y espacios  
Los locales donde se instalen subestaciones deben cumplir con lo siguiente:  
a) Deben estar hechos de materiales no combustibles;  
b) No deben emplearse como almacenes, talleres o para otra actividad que no esté relacionada con 
el funcionamiento y operación del equipo.  
 Excepción:  Se permite colocar en el mismo loc al la planta generadora de emergencia o 
respaldo correspondiente.  
c) No debe existir polvo o pelusas combustibles en cantidades peligrosas, combustibles, ni gases 
inflamables o corrosivos;  
d) Deben tener ventilación para que el equipo opere a su temperatur a nominal y para minimizar los 
contaminantes en el aire bajo cualquier condición de operación; y  
e) Deben mantenerse secos.  
5.5.5.4.  Locales para subestaciones encapsuladas en SF 6 
Los locales destinados para las subestaciones eléctricas en SF 6, deben tener  un medio de ventilación 
natural, instalando ventanas en toda la periferia del cuarto que alberga la subestación en SF 6 con una altura al 
piso máxima de 50 cm, para que en caso de cualquier fuga de SF 6, el ambiente pueda ventilarse por medios 
naturales a t ravés del tiempo.  
Los locales para subestaciones deben contar con los siguientes requisitos:  
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 los locales de subestaciones que contengan equipos en SF 6, debe tener un medio  para 
detectar la concentración máxima permitida de SF 6 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 de SF 6. 
5.5.5.5.  Instalación de alumbrado  
Los niveles de iluminación mínima sobre la superficie de trabajo, para locales o espacios, se muestran en 
la Tabla 26 y debe cumplir con lo siguiente:  
Debe haber iluminación apropiada en todos los espacios de trabajo alreded or del equipo eléctrico. No se 
permite el control de la iluminación únicamente por medios automáticos. Las salidas para iluminación deben 
estar dispuestas de manera que las personas que cambien las lámparas o hagan reparaciones en el sistema 
de alumbrado, no corran peligro por las partes vivas u otros equipos.  84 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Los puntos de control deben estar situados de modo que no sea probable que las personas entren en 
contacto con ninguna parte viva o móvil del equipo mientras encienden el alumbrado.  
Tabla  26-Niveles m ínimos de iluminancia requeridos  
Tipo de lugar  Iluminancia  
(lx) 
Frente de tableros de control con instrumentos, diversos e interruptores, entre otros.  
Parte posterior de los tableros o áreas dentro de tableros ““dúplex””  
Pupitres de distribución o de trab ajo 
Cuarto de baterías  
Pasillos y escaleras (medida al nivel del piso)  
Alumbrado de emergencia, en cualquier área  
Áreas de maniobra  
Áreas de tránsito de personal y vehículos  
General  270 
55 
270 
110 
55 
11 
160 
110 
22 
 
Excepción 1:  No se requiere iluminación permanente en celdas de desconectadores y pequeños espacios 
similares ocupados por aparatos eléctricos.  
Excepción 2:  Las subestaciones de usuarios de tipo poste o pedestal quedan excluidas de los 
requerimientos a que se refiere esta Sección y pueden consid erarse iluminadas con el alumbrado existente 
para otras áreas adyacentes.  
a) Receptáculos y unidades de alumbrado  
Los receptáculos para conectar aparatos portátiles deben situarse de manera que, al ser 
utilizados, no se acerquen en forma peligrosa a cordon es flexibles o a partes vivas.  
Las unidades de alumbrado deben situarse de manera que puedan ser controladas, repuestas y 
limpiadas desde lugares de acceso seguro. No deben instalarse usando conductores que 
cuelguen libremente y que puedan moverse de modo que hagan contacto con partes vivas de 
equipo eléctrico.  
b) Circuito independiente  
En subestaciones, el circuito para alumbrado y receptáculos debe alimentar exclusivamente 
estas cargas y tener protección adecuada contra sobrecorriente independiente de los  otros 
circuitos.  
c)  Control de alumbrado  
Con objeto de reducir el consumo de energía y facilitar la visualización de fallas en el área de 
equipos, barras y líneas, el alumbrado debe permanecer al mínimo valor posible, excepto en los 
momentos de maniobras . 
d) Eficiencia  
Para optimizar el uso de la energía, se recomienda proporcionar mantenimiento e inspeccionar 
los luminarios y sus conexiones.  
e) Alumbrado de emergencia  
Debe colocarse en el local, cuando menos, una lámpara para alumbrado de emergencia por 
cada puerta de salida.  
5.5.5.6.  Pisos, barreras y escaleras  
a)  Pisos  
 En las subestaciones los pisos deben ser planos, firmes y con superficie antiderrapante, debe 
evitarse que haya obstáculos en los mismos. Los huecos, registros y trincheras deben tener 
tapas adecuadas. El piso debe tener una pendiente (se recomienda una mínima de 2.5%) hacia 
las coladeras del drenaje.  
b)  Barreras  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  85 
 Todos los huecos en el piso que no tengan tapas o cubiertas adecuadas y las plataformas de 
más de 50 cm de altura, deben est ar provistos de barreras, de 1.20 m de altura, como mínimo. 
En lugares donde se interrumpa una barrera junto a un espacio de trabajo, para dar acceso a 
una escalera, debe colocarse otro tipo de barrera (reja, cadena).  
c)  Escaleras  
 Las escaleras que tenga n cuatro o más escalones deben tener pasamanos. Las escaleras con 
menos de cuatro escalones deben distinguirse convenientemente del área adyacente, con 
pintura de color diferente u otro medio. No deben usarse escaleras tipo “marino”, excepto en 
bóvedas.  
5.5.5.7.  Accesos y salidas  
Los locales y cada espacio de trabajo deben tener un acceso y salida libre de obstáculos. Si la forma del 
local, la disposición y características del equipo en caso de un accidente pueden obstruir o hacer inaccesible 
la salida, el área debe estar iluminada y debe proveerse un segundo acceso y salida, indicando una ruta de 
evacuación.  
La puerta de acceso y salida de un local debe abrir hacia afuera y estar provista de un seguro que permita 
su apertura, desde adentro. En subestaciones  interiores, cuando no exista espacio suficiente para que el local 
cuente con puerta de abatimiento, se permite el uso de puertas corredizas, siempre que éstas tengan 
claramente marcado su sentido de apertura y se mantengan abiertas mientras haya personas dentro del local.  
La puerta debe tener fijo en la parte exterior y en forma completamente visible, un aviso con la leyenda:  
“PELIGRO -ALTA TENSIÓN -PROHIBIDA LA ENTRADA”  
5.5.5.8.  Protección contra incendio  
Independientemente de los requisitos y recomendacion es que se proporcionan a continuación, además, 
debe cumplirse la reglamentación en materia de prevención de incendios.  
a)  Extintores  
Deben colocarse extintores, tantos como sean necesarios en lugares convenientes y claramente 
marcados, situando dos, cuand o menos, en puntos cercanos a la entrada de las subestaciones.  
Para esta aplicación se permiten extintores de polvo químico seco. Los extintores deben 
revisarse periódicamente para que estén permanentemente en condiciones de operación y no 
deben estar suje tos a cambios de temperatura mayores que los indicados por el fabricante.  
En las subestaciones de tipo abierto o pedestal instalados en redes de distribución no se 
requiere colocar extintores de incendio.  
b) Sistemas integrados  
Para tensiones mayores que 6 9 kV:  
1) se debe tener un sistema fijo que opere de forma automática y alarme contra arcos 
eléctricos (arc flash)  
2) Se recomienda el uso de sistemas de protección contra incendio tipo fijo que operen 
automáticamente por medio de detectores de fuego que, a l mismo tiempo.  
c) Contenedores para aceite  
En el equipo que contenga aceite, debe(n) considerarse alguna o algunas de las siguientes 
medidas:  
1) Proveer medios adecuados para confinar, recoger y almacenar el aceite que pudiera 
escaparse del equipo, median te recipientes o depósitos independientes del sistema de 
drenaje. Para transformadores mayores que 1 000 kVA, el confinamiento debe ser para una 
capacidad de 20% de la capacidad del equipo y cuando la subestación tiene más de un 
transformador, una fosa col ectora equivalente al 100% del equipo de mayor capacidad.  
2)  Construir muros divisorios, de tabique o concreto, entre transformadores y entre éstos y 
otras instalaciones vecinas, cuando el equipo opere a tensiones iguales o mayores que  69 
kV. 86 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
3)  Separar  los equipos en aceite con respecto a otros equipos, por medio de barreras 
incombustibles, o bien por una distancia suficiente para evitar la proyección de aceite 
incendiado de un equipo hacia los otros equipos.  
5.5.5.9.  Localización y accesibilidad  
a) Los tableros deben colocarse donde el operador no esté expuesto a daños por la proximidad de 
partes vivas o partes de maquinaria o equipo en movimiento;  
b) No debe haber materiales combustibles dentro del local;  
c) El espacio alrededor de los tableros debe co nservarse despejado y no usarse para almacenar 
materiales, de acuerdo con lo que se indica en 5.5.5.2; y  
d) El equipo de interruptores debe estar dispuesto de forma que los medios de control sean 
accesibles al operador.  
5.5.5.10.  Dispositivo general de pro tección contra sobrecorriente  
Las subestaciones de media tensión (34.5 kV o menos) deben tener en el lado primario un dispositivo 
general de protección contra sobrecorriente, por sobrecarga o corto circuito, para la tensión eléctrica antes 
referida en el p unto de conexión.  
En las Subestaciones Eléctricas de potencia, en cada bahía asociada a una línea, cable, transformador de 
potencia, unidad de Central Eléctrica y equipo de compensación, los interruptores de potencia constituyen la 
protección contra sobrec orriente.  
En subestaciones con dos o más transformadores, o en subestaciones receptoras con varias derivaciones 
para transformadores remotos u otras cargas.  
NOTA:  Véase 240 -100 de la NOM -001-SEDE -2012.  
Excepción:  En ampliaciones de subestaciones convencion ales (compactas) debe aplicarse la 
Excepción de 5.5.4  
5.5.6.  Requisitos generales del sistema de protección del usuario  
La protección del equipo eléctrico instalado en la subestación de un usuario no debe depender del sistema 
de protección del suministrado r. 
Las fallas por cortocircuito en la instalación del usuario no deben ocasionar la apertura de las líneas, lo 
cual puede afectarse el servicio.  
5.5.6.1.  Equipo a la intemperie o en lugares húmedos  
En instalaciones a la intemperie o en lugares húmedos, el equipo debe estar diseñado y construido para 
operar satisfactoriamente bajo cualquier condición atmosférica existente.  
5.5.6.2.  Consideraciones ambientales  
a) Las subestaciones con tensiones mayores que 69 kV deben considerar la limitación de los 
esfuerzos  sísmicos y dinámicos que soporta el equipo a través de sus conexiones;  
b) Los equipos deben ser capaces de soportar los esfuerzos sísmicos que se le trasmiten del suelo 
a través de sus bases de montaje y que resultan de las componentes de carga vertical y  
horizontal, más la ampliación debida a la vibración resonante; y  
c) En subestaciones urbanas con tensiones mayores que 69 kV deben considerar el efecto del 
impacto ambiental, de manera que sus inconvenientes se reduzcan a un nivel tolerable. En las 
subest aciones ubicadas en áreas urbanas deben tomarse medidas con el fin de limitar el ruido 
audible a 60 dB, medido en el límite del predio en la colindancia a la calle o a predios vecinos.  
5.5.7.  Instalación y mantenimiento del equipo eléctrico  
El equipo de la s subestaciones debe instalarse y mantenerse para reducir al mínimo los riesgos de 
accidentes de las personas o seres vivos, así como el consumo de energía.  
a) Equipo de uso continuo. Antes de ser puesto en servicio, debe comprobarse que el equipo 
eléctric o cumple con los requisitos establecidos en los diferentes Artículos aplicables de  esta 
norma.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  87 
 Posteriormente, debe ser mantenido en condiciones adecuadas de funcionamiento, haciendo 
inspecciones periódicas para comprobarlo. El equipo defectuoso debe ser reparado  o 
reemplazado.  
b)  Equipo de uso eventual. Se recomienda que el equipo o las instalaciones que se usen 
eventualmente, deben ser revisados y probados antes de usarse en cada ocasión.  
 Los equipos deben soportarse y fijarse de manera consistente a l as condiciones de servicio 
esperadas. Los equipos pesados como transformadores quedan asegurados por su propio peso, 
pero aquellos donde se producen esfuerzos por sismo o fuerzas dinámicas durante su 
operación, pueden requerir medidas adicionales. Véase 5. 5.6.2.  
5.5.7.1.  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 resguardos.  
5.5.7.2.  Identificación del equipo eléctrico  
Para identif icar al equipo eléctrico en subestaciones se recomienda pintarlo y numerarlo, usando placas, 
etiquetas o algún otro medio que permita distinguirlo fácilmente, tanto respecto de su funcionamiento como del 
circuito al que pertenece. Es conveniente establecer  un método de identificación uniforme en todo el equipo 
instalado en una subestación o en un grupo de instalaciones que correspondan a un mismo usuario.  
Esta identificación no debe colocarse sobre cubiertas removibles o puertas que puedan ser 
intercambiada s. 
5.5.7.3.  Transformadores de corriente  
Los circuitos secundarios de los transformadores de corriente deben tener medios para ponerse en 
cortocircuito y conectarse a tierra simultáneamente. Cuando exista relación múltiple y con salidas no 
conectadas, ésta s deben ponerse en cortocircuito.  
5.5.7.4.  Protección de los circuitos secundarios de transformadores para instrumentos  
a) Conexión de puesta a tierra. Los circuitos secundarios de transformadores para instrumentos 
(transformadores de corriente y de potenc ial) deben tener una referencia efectiva y permanente 
de puesta a tierra; y  
b) Protección mecánica de los circuitos secundarios cuando los circuitos primarios operen a más de 
6 600 V. Los conductores de los circuitos secundarios deben alojarse en tubo (con duit) metálico, 
permanentemente puesto a tierra, a menos que estén protegidos contra daño mecánico y contra 
contacto de personas.  
5.5.7.5.  Circuitos para transformadores de instrumentos  
Los circuitos del secundario de transformadores de corriente y de pote ncial para instrumentos de medición 
deben ser puestos a tierra cuando el devanado del primario vaya conectado a circuitos de 300 V o más a 
tierra. Deben ser puestos a tierra en los tableros de distribución, independientemente del valor de la tensión 
eléctr ica. 
Excepción: Los circuitos en los que el devanado del primario va conectado a circuitos de menos de 1 000 
V sin partes o cables expuestos ni accesibles más que a personas calificadas.  
5.5.7.6.  Instalación de transformadores de potencia y distribución  
Los requisitos siguientes aplican a transformadores instalados al nivel del piso, en exteriores o interiores:  
a) Instalación. Deben cumplirse las disposiciones establecidas en 5.5.8.  
5.5.8.  Protección  
Los transformadores deben protegerse como se indica a con tinuación:  
a) Protección mecánica. Deben tomarse todas las medidas para reducir a un mínimo la posibilidad 
de daño a los transformadores por causas externas, cuando estén expuestos a daño físico;  
b) Envolvente o cubierta. Los transformadores de tipo seco d eben estar dotados de una cubierta o 
envolvente resistente a la humedad e incombustible, que dé una protección razonable contra la 
entrada accidental de objetos extraños;  
c) Partes energizadas expuestas. Los transformadores deben instalarse de modo que las  partes 
vivas estén resguardadas de acuerdo con lo indicado en 5.5.5.1;  88 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
d) Advertencia de la tensión eléctrica. La tensión de operación de las partes vivas expuestas en las 
instalaciones de transformadores debe indicarse por medio de señales o marcas visib les sobre 
el equipo o estructuras;  
e) Transformadores que contengan aceite. En la instalación de transformadores que contengan 
aceite deben tenerse en cuenta las recomendaciones sobre protección contra incendio que se 
indican en 5.5.5.8;  
f) Edificios de su bestaciones. En edificios que no se usen solamente para subestaciones, los 
transformadores deben instalarse en lugares especialmente destinados a ello de acuerdo con lo 
indicado en el inciso e) siguiente y que sean solamente accesibles a personas calificad as; 
g) Selección de los transformadores. Deben trabajar lo más próximo a 100% de su capacidad, 
conforme a los límites marcados por la confiabilidad operativa y requisitos de la carga que 
alimentan; y  
h) Ventilación. La ventilación debe disipar las pérdidas  a plena carga del transformador, sin que se 
produzca un aumento de temperatura que exceda la nominal del transformador.  
NOTA:  En algunos transformadores pueden presentarse pérdidas adicionales, cuando estén 
presentes corrientes no sinusoidales causando  un incremento de temperatura dentro del 
transformador, por arriba de su valor nominal.  
Los transformadores con aberturas para ventilación deben instalarse de manera que no sean 
bloqueados por paredes u otras obstrucciones. Las separaciones necesarias deben e star 
marcadas claramente en el transformador.  
5.5.8.1.  Medio aislante  
Deben considerarse las medidas siguientes:  
a) Debe cumplirse con los requisitos del Capítulo 5 de la NOM -001-SEDE -2012 para ambientes 
especiales;  
b) Los líquidos aislantes deben ser biod egradables, no dañinos a la salud; y  
c) No se permite el uso de bifenilos policlorados (Askarel) como medio aislante en transformadores.  
5.5.8.2.  Ajuste de la protección contra sobrecorriente  
La protección contra sobrecorriente de transformadores (excepto los de medición y control) debe cumplir 
450-3 de la NOM -001-SEDE -2012.  
5.5.9.  Locales para baterías  
Los locales deben ser independientes con un espacio alrededor de las baterías para facilitar el 
mantenimiento, pruebas y reemplazo de baterías unitarias, cu mpliendo con lo siguiente:  
a) Local independiente  
1) Las baterías deben instalarse en un local independiente; y  
2) Dentro de los locales debe dejarse un espacio suficiente y seguro alrededor de las baterías 
para la inspección, el mantenimiento, las pruebas  y reemplazo de celdas.  
b) Conductores y canalizaciones  
No deben instalarse conductores desnudos en lugares de tránsito de personas, a menos que se 
coloquen en partes altas para quedar protegidos. Para instalar los conductores aislados puede 
usarse canaliz ación metálica, siempre que estén debidamente protegidos contra la acción 
deteriorante del electrolito.  
En los locales para baterías, los conductores con envolturas barnizadas no deben usarse.  
c) Terminales  
 Si en el local de las baterías se usan canalizac iones u otras cubiertas metálicas, los extremos de 
los conductores que se conecten a las terminales de las baterías deben estar fuera de la 
canalización, por lo menos a una distancia de 30 cm de las terminales, y resguardarse por medio 
de una boquilla aisl ante.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  89 
 El extremo de la canalización debe cerrarse herméticamente para no permitir la entrada del 
electrolito.  
d) Pisos  
 Los pisos de los locales donde se encuentren baterías y donde sea probable que el ácido se 
derrame y acumule, deben ser de material res istente al ácido o estar protegidos con pintura 
resistente al mismo. Debe existir un recolector para contener los derrames de electrolito.  
e) Equipos de calefacción  
 No deben instalarse equipos de calefacción de flama abierta o resistencias incandescentes 
expuestas en el local de las baterías.  
f) Iluminación  
Los locales de las baterías deben tener una iluminación natural adecuada durante el día. En los 
locales para baterías, deben usarse luminarios con portalámparas a prueba de vapor y gas 
protegidos de dañ o físico por barreras o aislamientos.  
g) Receptáculos y apagadores  
Los receptáculos y apagadores deben localizarse fuera del local.  
h) Ventilación  
Deben tomarse las medidas necesarias para una ventilación y difusión de los gases de las 
baterías, a fin de i mpedir la acumulación de una mezcla explosiva en el local. Cuando se utilice 
ventilación forzada, las fallas en el sistema de ventilación deben operar una señal preventiva.  
5.5.10.  Tarimas y tapetes aislantes  
Estos medios de protección no deben usarse como  substitutos de los resguardos 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 subest aciones de tipo interior, las tarimas y 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 lo s gabinetes.  
5.5.11.  Puesta a tierra  
Para el cumplimiento con los requisitos de puesta a tierra, véase 5.2.4.  
6. 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.  
6.1. Objetivo  
Este PEC, establece la metodología para que, mediante la verificación, se evalué la conformidad de las 
instalaciones de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de los Centros de Carga, las Redes 
Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión con este Proyecto.  
6.2. 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 -2007, Abreviaturas y símbolos para diagramas, planos y  
equipos eléctricos.  
6.3. Campo de aplicación  
El Presente PEC es para evaluar la conformidad de las instalaciones a que se refieren los artículos 33, 
fracciones IV y V, y 40 de la Ley de la Industria Eléctrica; 112 de su Reglamento, independientemente de por 
quién estarán energizadas o suministradas.  90 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
La evaluación de la conformidad del diseño y construcción de la interconexión de las Centrales Eléctricas, 
la conexión de Centros de Carga, las Redes Generales de Distribución y la Red Nacional de Transmisión con 
el Proyecto será en cualquier tiempo por la autoridad competente de manera fundada y motivada, y por las 
Unidades de Verificación aprobadas por la misma autoridad, para cuyo efecto se har á uso del presente PEC.  
6.4. Definiciones  
Para efectos de este PEC, además de lo dispuesto en el artículo 3 de la Ley de la Industria Eléctrica, se 
establecen las definiciones siguientes:  
6.4.1.  Acta de evaluación de la conformidad: documento elaborado por  la Unidad de Verificación en cada 
una de las visitas de verificación a la instalación eléctrica, en el cual deben constar por lo menos los datos 
siguientes: hora, días, mes y año en que inicie y concluya la visita; calle, número, colonia o población, 
muni cipio o alcaldía, código postal y entidad federativa o georreferencia; objeto de la visita de verificación, las 
no conformidades encontradas y, en su caso, el cumplimiento de las mismas, observaciones de la persona 
que atendió la visita de verificación, y pruebas ofrecidas en caso de haberlas, datos que son evidencia 
objetiva de la verificación a las instalaciones eléctricas.  
6.4.2.  Alcance de la verificación: es la parte o el total de la interconexión de las Centrales Eléctricas, de la 
conexión de Centros de Carga, de las Redes Generales de Distribución y de la Red Nacional de Transmisión 
que el solicitante de la verificación requiera que sea verificado.  
6.4.3.  Ampliación: es la adición al diseño original de la interconexión de las Centrales Eléctricas, de la 
conexión de Centros de Carga, de las Redes Generales de Distribución y de la Red Nacional de Transmisión 
con las especificaciones y lineamientos de carácter técnico establecidos en la sección o secciones aplicables 
del Proyecto.  
6.4.4.  Autoridad compete nte: la Comisión Reguladora de Energía, a través de la Unidad de Electricidad, 
conforme a sus atribuciones.  
6.4.5.  Dictamen de verificación: documento que emite y firma la Unidad de Verificación, mediante el cual 
certifica que una instalación eléctrica o p arte de ella, cumple en un momento determinado con el Proyecto.  
6.4.6.  Evaluación de la conformidad: la determinación del grado de cumplimiento del diseño y construcción 
de la interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de Centros de Carga, las Redes Generales de 
Distribución y la Red Nacional de Transmisión con el Proyecto.  
6.4.7.  Expediente técnico: documentación que incluye el proyecto eléctrico, listas de verificación y, en su 
caso, los informes de las pruebas, mediciones, comprobaciones y de más información que se recabe o genere 
durante el proceso de verificación.  
6.4.8.  Instalación eléctrica: para fines del presente PEC, entiéndase instalación eléctrica como la 
interconexión de las Centrales Eléctricas, la conexión de Centros de Carga, las R edes Generales de 
Distribución y la Red Nacional de Transmisión.  
6.4.9.  Listas de verificación: documentos que elabora y utiliza la Unidad de Verificación en la revisión del 
proyecto eléctrico y durante la visita de verificación.  
6.4.10.  Modificación: es e l cambio de las características originales de un diseño y construcción de la 
instalación eléctrica con las especificaciones y lineamientos de carácter técnico establecidos en la sección o 
secciones aplicables del Proyecto.  
6.4.11.  No conformidad: incumplim iento de un elemento, dispositivo o parte de la instalación eléctrica con 
las especificaciones y lineamientos de carácter técnico establecidos en la sección o secciones aplicables del 
Proyecto.  
6.4.12.  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.  
6.4.13.  Proyecto eléctrico: Planos, memoria técnico -descriptiva y diagramas en físico o en formato 
electrónico correspondientes a una instalación eléctrica que se ha de construir o a partir de los cuales se ha 
construido.  
6.4.14.  Responsable del proyecto: Persona física que sea ingeniero electricista, ingeniero mecánico 
electricista, ingenier o eléctrico electrónico o ingeniero en ramas afines, con cédula profesional.  
6.4.15.  SCIAN: Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte en la versión México. Es la 
agrupación de actividades económicas en tres grandes grupos de actividades prim arias, secundarias y 
terciarias. Consta de cinco niveles de agregación: sector, subsector, rama, subrama y clase.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  91 
6.4.16.  Solicitante de la verificación: persona responsable que requiere a una Unidad de Verificación el 
servicio de verificación de un diseño  y construcción de la instalación eléctrica.  
6.4.17.  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 verificació n 
del diseño y construcción de la instalación eléctrica.  
6.4.18.  Verificación: la constatación ocular, comprobación, pruebas o examen de documentos, que se 
realiza para evaluar la conformidad de un diseño y construcción de la instalación eléctrica con el P royecto en 
un momento dado.  
6.5. Disposiciones generales  
6.5.1.  Las disposiciones de carácter obligatorio indicadas en este PEC se caracterizan por el uso de la 
palabra “debe” o “deberá”.  
6.5.2.  La evaluación de la conformidad la lleva a cabo una UV a peti ción de parte.  
El solicitante de la verificación puede requerir a la UV de su preferencia la evaluación de la conformidad 
del diseño y construcción de la instalación eléctrica con el Proyecto, para dar cumplimiento a las disposiciones 
legales o para los fi nes que al interesado convenga.  
Para evitar conflicto de interés, la UV que seleccione el solicitante de la verificación no debe tener, durante 
el proceso de verificación:  
a) Relación comercial alguna, ni ser empleado del:  
1) Propietario;  
2) Solicitante de  la verificación;  
3) Constructor;  
4) Proyectista de la instalación eléctrica; y  
5) Suministrador.  
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.  
La verificación del diseño y construcción de la instalación eléctrica podrá realizarse durante las diferentes 
etapas de su construcción, quedando ase ntado en el acta correspondiente.  
6.5.3.  Los dictámenes de verificación que emitan las UV serán reconocidos en los términos establecidos 
en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  
6.5.4.  La Autoridad competente publicará en su página web http://ww w.gob.mx/cre un directorio con los 
datos generales de las UV aprobadas para la evaluación de la conformidad del diseño y construcción de la 
instalación eléctrica con el Proyecto, siempre y cuando exista el consentimiento expreso para difundir sus 
datos per sonales 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.  
6.5.5.  El incumplimiento a lo dispuesto en este PEC, y demás disposiciones legales, reglamenta rias y 
normativas en materia de evaluación de la conformidad podrá ser sancionado en términos de las leyes 
aplicables.  
6.5.6.  Los gastos que se originen por los trabajos de verificación deben ser a cargo del solicitante de la 
verificación, conforme a lo es tablecido en el artículo 91 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  
6.6. Procedimiento  
6.6.1.  El solicitante de la verificación debe requerir a una UV la evaluación de la conformidad del diseño y 
construcción de la instalación eléctrica con el Proyecto.  
6.6.2.  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 del diseño y construcción de la instalación eléctrica a verificar:  92 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
I. Fecha de recepción de la solicitud de verificación.  
II. Fecha de firma del contrato de pre stación 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).  
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 el diseño y const rucción 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.  
IX.1. Para ciu dadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguientes 
documentos:  
1) Clave Única de Registro de Población (CURP);  
2) Clave de elector de la credencial para votar;  
3) Matrícula de la cartilla militar;  
4) Número de pasaporte.  
IX.2. Para extranjero s, deberá registrar:  
1) Número de teléfono o número de celular;  
2) Dirección de correo electrónico;  
3) El Folio de la Forma Migratoria.  
X. Datos de la persona que atiende la visita para resolver cualquier duda con respecto al diseño y 
construcción de la in stalación eléctrica durante la verificación:  
a) Nombre(s);  
b) Apellido paterno;  
c) Apellido materno;  
d) Número de teléfono o número de celular;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  93 
e) Dirección de correo electrónico.  
X.1. Para ciudadanos mexicanos, deberá registrar cualquiera de los siguiente s 
documentos:  
1) Clave Única de Registro de Población (CURP);  
2) Clave de elector de la credencial para votar;  
3) Matrícula de la cartilla militar;  
4) Número de pasaporte.  
X.2. Para extranjeros, deberá registrar:  
1) Número de teléfono o número de celular;  
2) Dirección de correo electrónico;  
3) El Folio de la Forma Migratoria.  
XI. Características del diseño y construcción de la instalación eléctrica a verificar:  
a) El alcance de la verificación;  
b) Tensión  eléctrica de transmisión, distribución o generación en volts (V);  
c) Capacidad de la subestación en kilovoltamperes (kVA), en caso de que se encuentre dentro 
del alcance de la verificación;  
d) Tipo de instalación: Línea de transmisión, línea de distribución, conexión o interconexión;  
e) Tipo de verificación : Instalación nueva, ampliación, modificación, verificación periódica que 
cuente con instalaciones de áreas peligrosas (clasificadas), subestación o instalación 
construida antes de la entrada en vigor del Proyecto.  
El solicitante de la verificación debe en tregar a la Unidad de Verificación la información de carácter técnico 
en función del alcance de la verificación, conforme a lo establecido en el Capítulo 6 de este PEC.  
6.6.3.  Una vez que la UV reciba información del diseño y construcción de la instalación  eléctrica 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 del proyecto eléctrico se  encuentren no conformidades con el Proyecto, la UV debe 
asentar este hecho en las listas de verificación que para tal efecto haya elaborado y notificarlo al solicitante de 
la verificación, para que realice las acciones necesarias para subsanar las no conf ormidades.  
Una vez subsanadas las no conformidades al proyecto eléctrico, 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, el proyect o cumple con lo establecido en el Proyecto.  
6.6.3.1.  Las listas de verificación deberán contener como mínimo la información siguiente:  
a) Artículo, sección e inciso del Proyecto;  
b) Texto de la referencia;  
c) Tipo de verificación (documental, ocular, compr obación, medición o análisis);  
d) Criterios de aceptación o rechazo;  
e) Conforme y no conforme.  
6.6.3.2.  El proyecto eléctrico 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) Observaciones de la UV a la revisión documental.  
De igual manera, la UV deberá adjuntar en el portal de la Comisión Reguladora de Energía, las versiones 
finales en formato PDF (Portable Docum ent Format), los cuales podrán ser agrupados en RAR o ZIP (Archivo 
comprimido), de los documentos siguientes:  
La información necesaria para documentar el cumplimiento debe cumplir con:  
a) Para líneas aéreas con 6.6.3.3;  94 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
b) Para líneas subterráneas con 6.6. 3.4; y  
c) Para instalaciones eléctricas con conexión o interconexión eléctrica con 6.6.3.5.  
6.6.3.3.  Para líneas aéreas  
a) Diagrama unifilar;  
b) Trayectoria de la línea;  
c) Planos de planta, perfil y proyecto de localización de estructuras:  
1) Planos del p royecto de localización de estructuras, como mínimo con la información 
siguiente:  
- Kilómetro del sitio donde han sido localizadas las estructuras;  
- Número consecutivo de la estructura, iniciando con la primera estructura posterior al marco 
de la subestac ión; 
- Tipo de estructura;  
- Nivel de la estructura; y  
- Claro efectivo, claro medio horizontal y claro vertical.  
2) Esquema a escala donde se muestren claramente los detalles de salidas y llegadas de las 
líneas; y  
3) Esquemas a escala donde se muestren cl aramente los detalles del entronque señalando el 
tramo de las estructuras adyacentes al mismo.  
d) Planos:  
1) Sistema de puesta a tierra;  
2) Sistema de distribución de amortiguamiento;  
3) Transiciones aéreas -subterráneas o SF 6-subterráneas; y  
4) Señalizació n. 
e) Planos de conjuntos de herrajes;  
f) Plano de arreglo de transposiciones;  
g) Memoria del cálculo del parámetro del diseño;  
h) Hojas de distribución de estructuras;  
i) Localización georreferenciada de estructuras;  
j) Resumen de materiales de instalació n permanente;  
1) Por tipo de estructura; y  
2) Total para toda la línea aérea.  
k) Cálculo y dibujo de cruzamientos;  
l) Cálculo de flechas y tensiones;  
m) Medición de resistividad y resistencia del terreno;  
n) Memoria técnica de amortiguamiento;  
o) Coordinac ión de aislamiento; y  
p) Diagramas de esfuerzo -deformación.  
6.6.3.4.  Para líneas subterráneas  
a) Diagrama unifilar;  
b) Trayectoria de la línea;  
c) Planos de planta, perfil y proyecto de localización de estructuras:  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  95 
1) Planos del proyecto de localización de  estructuras enterradas, como mínimo con la 
información siguiente:  
- Kilómetro del sitio donde han sido localizadas los registros;  
- Número consecutivo de los registros, iniciando con la primera estructura posterior al 
marco de la subestación;  
- Tipo de re gistro;  
- Nivel de registro; y  
- Claro efectivo, claro medio horizontal y claro vertical.  
2) Esquema a escala donde se muestren claramente los detalles de salidas y llegadas de  las 
líneas;  
3) Esquemas a escala donde se muestren claramente los detalles del entronque señalando el 
tramo de las estructuras adyacentes al mismo.  
d) Planos:  
1) Sistema de puesta a tierra;  
2) Sistema de distribución de amortiguamiento;  
3) Sistema de ventilación;  
4) Transiciones aéreas -subterráneas o SF6 -subterráneas; y  
5) Señalizaci ón. 
e) Estudio de mecánica de suelos;  
f) Memoria de cálculo de tensiones de jalado;  
g) Memoria del cálculo del parámetro del diseño;  
h) Hojas de distribución de estructuras y registros;  
i) Localización georreferenciada de estructuras enterradas;  
j) Resumen  de materiales de instalación permanente;  
1) Por tipo de estructura; y  
2) Total para toda la línea subterránea.  
k) Cálculo y dibujo de cruzamientos;  
m) Medición de resistividad y resistencia del terreno;  
n) Memoria técnica de amortiguamiento;  
o) Coordinaci ón de aislamiento; y  
p) Diagramas de esfuerzo -deformación;  
6.6.3.5.  Para instalaciones eléctricas con conexión o interconexión:  
6.6.3.5.1.  Subestaciones eléctricas  
a) Nombres de las subestaciones;  
b) Características técnicas (voltajes capacidad en Kva, núm ero de alimentadores);  
c) Dirección y ubicación georreferenciada;  
d) Diagrama unifilar;  
e) Lista de materiales y equipos principales aprobados y acreditados;  
f) Manifestaciones de impacto ambiental;  
g) Autorizaciones, permisos y licencias en materia de imp acto ambiental y de construcción con 
dependencias municipales, estatales y federales;  
h) Estudio de mecánica de suelos;  96 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
i) Estudio de topografía;  
j) Estudio de resistividad y resistencia;  
k) Plano de planta general;  
l) Plano de corte general;  
m) Plano de c orte de alta tensión;  
n) Plano detalle de obra electromecánica;  
o) Planos de estructuras mayores y menores;  
p) Planos de bases o soportes de equipo;  
q) Estructuras de transición aéreas -subterráneas;  
r) Distribución de equipos en casetas de control;  
s) Cedu la de cables;  
t) Plano de ubicación letreros de seguridad y extintores;  
u) Estudio de coordinación de aislamiento;  
v) Diagramas de servicios propios corriente alterna y corriente directa;  
w) Diagramas de protecciones y medición;  
x) Diagrama de comunicacion es y control;  
y) Estudio de cortocircuito; y  
z) Planos de drenajes, caminos, accesos.  
6.6.4.  La UV debe realizar las visitas de verificación necesarias para comprobar que el diseño y 
construcción de la instalación eléctrica cumple con el Proyecto. Cada vis ita 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.  
6.6.5.  En cada visita a la instalación eléctrica, la UV debe verificar el elemento, dispositivo o parte de la 
instalación eléctrica con base en el proyecto eléctrico y elaborar un acta de evaluación de la conformidad, en 
presencia del solicitante y/o la persona calificada designada por este para atender la visita, utilizando el 
formato establecido en el Apéndice C, misma que deberá adjuntar en formato PDF.  
La UV debe asentar en el acta de evaluación de la conformidad corres pondiente, 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 lo establecido en el Proyecto.  
La UV debe asentar en el acta de evaluación de la conformidad 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 el Proyecto.  
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.  
6.6.6.  La UV deberá realizar las comprobaciones necesarias a fin de acreditar q ue los conceptos 
siguientes están dentro de los límites y parámetros establecidos en el Proyecto:  
a) Resistencia de aislamiento de los conductores alimentadores principales;  
b) Continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones metálicas, en su caso;  
c) Continuidad de los conductores;  
d) Impedancia de la línea de transmisión o distribución;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  97 
e) Resistencia de electrodos artificiales y de la red de tierra;  
f) Los demás que se requieran para verificar el cumplimiento con el Proyecto.  
6.6.7.  El Dictamen de V erificación será expedido por la UV solo si ha constatado que el diseño y 
construcción de la instalación eléctrica cumple con el Proyecto. Dicho dictamen debe estar soportado por las 
actas de evaluación de la conformidad, así como por el expediente técnico . Cuando se trate de modificaciones 
o ampliaciones, la verificación y el Dictamen de Verificación se pueden limitar a la parte modificada o ampliada 
si el solicitante de la verificación así lo solicita.  
Para el caso de la instalación eléctrica que hayan es tado en servicio antes de la entrada en vigor de la 
Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2018, Instalaciones Eléctricas (utilización) y por cualquier causa 
requieran de un Dictamen de Verificación, éste deberá emitirse con base en los conceptos y alcance qu e se 
indican en 6.4. y en el Apéndice B del presente PEC.  
6.6.8.  La UV emitirá el dictamen de Verificación con base en la información capturada en el portal de la 
Comisión Reguladora de Energía y entregará al solicitante de la verificación dos ejemplares d ebidamente 
firmados según el formato ilustrativo indicado en el Apéndice E.  
6.6.9.  El solicitante del servicio debe entregar al suministrador un ejemplar del Dictamen de Verificación y 
conservar el otro para efectos de demostrar el cumplimiento con el Proy ecto en un momento determinado.  
6.6.10.  Para el caso de instalaciones eléctricas interconectadas a la Red Nacional de Transmisión o a las 
Redes Generales de Distribución, el solicitante de la verificación debe conservar por lo menos uno de los dos 
ejemplar es del Dictamen de Verificación en el domicilio donde se ubica la instalación eléctrica, sin el cual no 
debe energizarse la instalación.  
Los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista deben entregar al CENACE un ejemplar del Dictamen 
de Verificación y c onservar el otro para efectos de demostrar el cumplimiento con el Proyecto en un momento 
determinado.  
6.6.11.  Para el caso de las instalaciones eléctricas que tengan áreas peligrosas (clasificadas), deben 
cumplir con la NOM -001-SEDE -2012 y su Procedimiento  de Evaluación de la Conformidad.  
6.6.12.  La UV debe proceder a inscribir en el portal de la Comisión Reguladora de Energía los datos a que 
hacen referencia los numerales 6.6.2, 6.6.3, 6.6.4 y 6.6.5, dentro de los cinco días naturales posteriores a la 
realización de cada una de las actividades contempladas.  
6.7. Aspectos técnicos específicos del proyecto a verificar  
Con el fin de simplificar el proceso de verificación se señala de manera enunciativa, más no limitativa,  lo 
siguiente:  
6.7.1.  Para líneas aérea s y subterráneas  
Como requisito mínimo para llevar a cabo la verificación, el solicitante de la verificación debe entregar a la 
UV el proyecto eléctrico correspondiente. En este caso, el proyecto debe estar integrado por una memoria de 
cálculo, diagrama un ifilar, trayectoria de la línea, lista de materiales y equipos utilizados de manera general, 
incluida la información de los transformadores, cuando así aplique, adjuntando además los  documentos que 
comprueben que é stos están debidamente aprobados y cumplen  con las normas oficiales mexicanas y 
disposiciones legales aplicables vigentes.  
A las instalaciones eléctricas que tengan áreas peligrosas (clasificadas), le aplica lo establecido en el 
numeral 7.3 del PEC de la NOM -001-SEDE -2012 y el siguiente:  
6.7.2.  Para instalaciones eléctricas con interconexión.  
Como requisito para llevar a cabo la verificación, el solicitante debe entregar a la UV el proyecto eléctrico 
que debe contener la información que permita determinar el grado de cumplimiento con las disposicio nes 
establecidas en el Proyecto, conforme a lo siguiente:  
I. Diagrama unifilar:  
I.1 Características de la generación de energía eléctrica.  
I.2 Características de la subestación.  
I.3 Características de los alimentadores hasta los centros de carga, tableros de fuerza, 
alumbrado, entre otros, indicando en cada caso el tamaño de los conductores (conductores 
activos, conductor puesto a tierra y de puesta a tierra), la longitud y la corriente en amperes.  98 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
I.4 Tipo de dispositivos de interrupción, capacidad interru ptiva e intervalo de ajuste de cada una 
de las protecciones de los alimentadores.  
II. Cuadro de distribución de cargas por circuito:  
II.1 Circuitos de alumbrado y contactos, número de circuitos; número de lámparas, de contactos 
y de dispositivos eléctricos  por cada circuito; fase o fases a que va conectado cada circuito. 
Carga en watts o voltamperes y corriente en amperes de cada circuito, tamaño de los 
conductores, protección contra sobrecorriente de cada circuito y el desbalanceo entre fases 
expresados en  por ciento.  
II.2 Circuitos de fuerza. Número de circuitos, fases a las que va conectado el circuito, 
características de los motores o aparatos y sus dispositivos de protección y control, con 
carga en watts o voltamperes y corriente en amperes de cada circ uito, tamaño de  los 
conductores y el resumen de cargas indicando el desbalanceo entre fases expresado en  por 
ciento.  
II.3 Otros circuitos, tales como: de emergencia, de comunicaciones, contra incendios, entre 
otros, número de circuitos, fase o fases a que va conectado el circuito, carga en watts o 
voltamperes y corriente en amperes de cada circuito, tamaño de los conductores y el 
resumen de cargas indicando el desbalanceo entre fases expresado en por ciento.  
III. Plano eléctrico, el cual debe:  
III.1 Estar e laborado a una escala tal que el contenido sea legible e interpretable. Se permite el 
uso de archivos electrónicos para cumplir este requisito.  
III.2 Utilizar el Sistema General de Unidades de Medida, de acuerdo con la Norma Oficial 
Mexicana NOM -008-SCFI -2002 y todas sus leyendas en idioma español.  
III.3 Contener los datos relativos a la instalación eléctrica, incluir la información suficiente para 
una correcta interpretación, de manera que permita construir la instalación. Pueden 
agregarse notas aclaratori as en los elementos que el proyectista considere necesarios.  
III.4 Incluir la información siguiente:  
III.4.1  Del solicitante de la verificación:  
a) Nombre o razón social;  
b) Domicilio (calle, número, colonia, población, municipio o alcaldía, código postal y 
entidad federativa);  
c) Número de teléfono;  
d) Dirección de correo electrónico.  
III.4.2  Del responsable del proyecto eléctrico:  
a) Nombre completo;  
b) Número de cédula profesional;  
c) Firma o carta responsiva, cuando el proyecto sea entregado en medios 
electrónicos;  
d) Fecha de elaboración del proyecto eléctrico.  
III.5 Los planos eléctricos de planta y elevación deben incluir lo siguiente:  
a) Localización del punto de acometida, del interruptor general y del equipo principal, 
incluyendo el tablero o table ros generales de distribución.  
b) Localización de los centros de control de motores; tableros de fuerza, de alumbrado, de 
contactos y otros.  
c) Trayectoria de alimentadores y circuitos derivados, tanto de fuerza como de alumbrado, 
identificando cada circui to e indicando su tamaño y canalización; localización de 
motores y equipos alimentados por los circuitos derivados, localización de los 
controladores y sus medios de desconexión, localización de contactos y unidades de 
alumbrado con sus controladores, iden tificando las cargas con su circuito y tablero 
correspondiente.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  99 
d) Localización, en su caso, de áreas peligrosas, indicando su clasificación de acuerdo 
con el Proyecto.  
IV. Lista de los principales materiales utilizados.  
V. Lista de los principales equipos  utilizados, incluida la información de transformadores, cuando 
así aplique, adjuntando los documentos que comprueben que están debidamente aprobados y 
cumplen con las normas oficiales mexicanas y disposiciones legales aplicables vigentes.  
VI. Croquis de l ocalización (georreferencia) donde se ubica la instalación eléctrica.  
VII. Memoria técnica, la cual debe contener, de manera enunciativa más no limitativa:  
VII.1 Los cálculos de corriente de cortocircuito trifásico.  
VII.2 Los cálculos de corriente de falla  de fase a tierra (monofásico y bifásico).  
VII.3 Los cálculos correspondientes a la malla de tierra incluyendo la resistividad del terreno 
para subestaciones considerando las tensiones de paso, contacto, su resistencia a tierra, 
tamaño y longitud del condu ctor de la malla, y la selección de los electrodos.  
 En los casos en que el neutro sea corrido (suministrador) o que la subestación sea tipo 
poste, no se requieren los cálculos de la malla a tierra.  
VII.4 Los cálculos de caída de tensión.  
Se podrán emplear  los símbolos que se indican en la Norma Mexicana NMX -J-136-ANCE -2007. En caso 
de utilizar algún símbolo que no aparezca en dicha norma mexicana, debe indicarse su descripción en los 
planos eléctricos.  
6.8. Documentación  
6.8.1.  La UV deberá informar cada t rimestre calendario a la Autoridad competente sobre los dictámenes de 
verificación emitidos, o en su caso, de no emisión de dictámenes, dentro del plazo de diez días naturales 
siguientes al vencimiento de cada trimestre calendario.  
Para ello, la UV, a trav és del portal de la Comisión Reguladora de Energía, deberá generar y enviar el 
“Escrito para el Envío del Informe Trimestral de Dictámenes de Verificación e Informe Trimestral de 
Dictámenes de Verificación (Apéndice F)”.  
6.8.2.  La Unidad de Verificación de be 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. Actas de evaluación de la conformidad;  
IV. Expedientes técnicos; y  
V. Copias de los Dictámenes de Verificación.  
Los documentos deben mantenerse físicamente en el archivo activo disponible en el domicilio de la Unidad 
de Verificación, como mínimo dos  años a partir de la fecha de emisión, al término de los cuales se pueden 
enviar al archivo pasivo, donde deberán permanecer tres años como mínimo.  
7. VIGILANCIA  
La Comisión Reguladora de Energía, a través de la Unidad de Electricidad conforme a sus atribu ciones, es 
la autoridad encargada de verificar o comprobar la aplicación y el cumplimiento del presente Proyecto.  
8. 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.  100 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
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 i nstalaciones 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 Saf ety Code, Edición 2012.  
10. IEC 61936 -1:2010+AMD1:2014 CSV Consolidated version, Power inst allations exceeding  1 kV 
a.c.-Part 1: Common rules.  
11. Especificación CFE DCDLTS01 Diseño de líneas de Transmisiones subterráneas 2012.  
9. 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.  
10. APÉNDICES  
APÉNDICE A  (INFORMATIVO)  DIAGRAMA DE FLUJO PARA EL DISEÑO DEL SISTEMA DE PUESTA A 
TIERRA  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  101 
 
APÉNDICE B  (NORMATIVO)  ARREGLO DE SUBESTACIONES  
B.1 Objetivo  
El presente apéndice establece el arreglo mínimo que deberán utilizar las subestaciones eléctricas para la 
integración a la Red Nacional de Transmisión (RNT) o a las Redes Generales de Distribució n (RGD) 
asociadas a proyectos de interconexión, conexión o expansión de las mismas.  
B.2 Campo de aplicación  102 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
El presente apéndice aplica a las subestaciones eléctricas que se integrarán a la RNT (tensiones igual o 
mayor a 69 kV) o a las RGD (tensiones mayor  o igual a 1 kV y hasta 69 kV) derivado de proyectos de 
interconexión, conexión o expansión de las mismas.  
B.3 Referencias  
Los siguientes documentos a los que se hace referencia son indispensables para la aplicación de este 
apéndice. Para las referencias f echadas, solo la edición citada aplica. Para referencias no fechadas, la última 
edición del documento aplica.  
NOM -008-SCFI -2012  SISTEMA GENERAL DE UNIDADES DE MEDIDA.  
NMX -J-136-ANCE -2007  ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS PARA DIAGRAMAS, PLANOS Y EQUIPOS 
ELÉCTRICOS.  
NMX -J-098-ANCE -2014  SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA -SUMINISTRO -TENSIONES 
ELÉCTRICAS NORMALIZADAS.  
B.5 Símbolos y abreviaturas  
Para los efectos de este apéndice, deben utilizarse los símbolos y abreviaturas indicados en la  NMX -J-
136-ANCE -2007.  
B.6 Princip ios fundamentales  
B.6.1  Generalidades  
Las instalaciones y equipos deben tener la capacidad de resistir influencias eléctricas, mecánicas, 
climáticas y ambientales previstas en el lugar.  
En la selección del diseño de los arreglos debe tomarse en cuenta lo s iguiente:  
a) El propósito de la instalación;  
b) Los requisitos de los usuarios, tales como la calidad de la energía, la fiabilidad, la disponibilidad 
y capacidad de la red eléctrica para soportar efectos de las condiciones transitorias, las 
interrupciones y restablecimiento de la energía de la instalación;  
c) La seguridad de los operadores y del público;  
d) La influencia del medio ambiente; y  
e) La posibilidad para la ampliación (si se requiere) y el mantenimiento.  
Existen seis formas básicas para conexión de barras, interruptores y líneas o alimentadores, cada una de 
estas formas, puede tener algunas variables que deben cumplir para satisfacer los requisitos particulares  de 
cada proyecto.  
En la selección de un arreglo depende principalmente del costo, la ap licación de la subestación, por 
ejemplo, si se conecta a la RNT o RGD, el grado de confiabilidad y continuidad requerida.  
Para el caso de ampliaciones el arreglo de barras debe ser igual al existente.  
Los arreglos más comunes, utilizados para los distintos  niveles de tensión en los proyectos son los 
indicados en la  Tabla B.1.  
Tabla B.1 -Tipos de Arreglos de subestación  
Tensión  de línea a línea  Tipos de arreglos  
400 kV  Doble barra con doble interruptor  
Doble barra con interruptor y medio  
230 kV  Doble barra con doble interruptor  
Doble barra con interruptor y medio  
Barra 1, barra 2 y barra de transferencia con interruptor de amarre e Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  103 
interruptor de transferencia  
Barra principal y barra auxiliar con interruptor de amarre  
69 kV hasta 115 kV  Barra 1 y barra 2 y barra de transferencia con interruptor de amarre e 
interruptor de transferencia  
Barra principal y barra auxiliar con interruptor de amarre  
Barra principal y barra de transferencia con interruptor de transferencia  
Arreglo en anillo  
 
B.6.2  Configuraciones d e conexión de las barras  
Para los efectos de esta disposición normativa, la presente clasificación de arreglos está enunciado acorde 
al orden de importancia y/o grado de flexibilidad operativa de las subestaciones eléctricas dentro del Sistema 
Eléctrico Na cional complementando lo dispuesto en el código de red,  relativo al  cual el arreglo deberá ser 
mejor, en términos de Confiabilidad de las subestaciones eléctricas , donde al arreglo tipo A le corresponde 
una menor ponderación respecto del inmediato siguien te en orden ascendente, de tal manera que al arreglo 
tipo I le corresponde la mayor ponderación dentro de este documento.  
B.6.2.1  
Tipo A: Línea -Transformador  
1) Un interruptor común a la línea de interconexión o conexión y el transformador principal de la 
subestación eléctrica.  
2) Un juego de cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra para llegada de la línea.  
3) El segundo juego de cuchillas seccionadoras y de puesta a tierra será requerido si la distancia 
de la línea entre el punto de conexión y la sube stación eléctrica particular es mayor  a 500 
metros.  
 
FIGURA B.1  
B.6.2.2  
Tipo B: Barra principal o Barra Sencilla  
Es un arreglo sencillo desde el punto de vista constructivo, considerando la cantidad de equipo y el área 
que ocupa, también resulta ser econó mico.  
No obstante, la confiabilidad de servicio es poca, ya que una falla en la barra principal provoca la salida de 
operación de ésta, Asimismo, el mantenimiento a los interruptores se dificulta, ya que es necesario dejar fuera 
de servicio el elemento al que está conectado:  104 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Para este arreglo no debe operar la protección 87B al cerrar cuchillas de puesta a tierra de las líneas o 
transformador y deberá considerar cuchillas de bypass por interruptor.  
 
FIGURA B.2 – 
B.6.2.3  
Tipo C: Barra en anillo  
Arreglo que permite continuidad de servicio, ya que evita, en caso de falla, la salida completa de los 
demás elementos. Además, ofrece la posibilidad de dar mantenimiento a los interruptores sin que se pierda el 
suministro de energía en la subestación.  
 
FIGURA B.3 – 
B.6.2.4  
Tipo D: Barra Principal con Barra de Transferencia Interruptor de Transferencia  
El arreglo se compone por los equipos siguientes:  
1) Una Barra principal y una Barra de Transferencia;  
2) Un Interruptor de transferencia.  
Este arreglo permite utilizar  una barra de transferencia para sustituir, a través de un interruptor de 
transferencia, cualquier interruptor que necesite mantenimiento.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  105 
 
FIGURA B.4 – 
Es importante señalar que se debe prever lo necesario, en cuanto a los esquemas de protección, para qu e 
al cerrar las cuchillas de puesta a tierra de las líneas y/o cerrar/abrir cuchillas bypass de las líneas o 
transformadores no debe operar la protección 87B, ya que ello va en detrimento de la confiabilidad de la 
instalación.  
B.6.2.5  
Tipo E:  Barra princip al, Barra Auxiliar con Interruptor Amarre -Transferencia.  
El arreglo se compone por los equipos siguientes:  
1) Una Barra principales y una Barra auxiliar;  
2) Un Interruptor de amarre entre Barras.  
Este arreglo ofrece una mayor continuidad de servicio, puest o que, en caso de existir una falla en 
cualquiera de las dos barras, ocasiona únicamente la pérdida de los elementos conectados a ésta.  
Debido a ello, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes con arreglo de 
barra simple  
Permit e dar mantenimiento a los interruptores sin perder los elementos conectados a él y desenergizar 
cualquiera de las dos barras sin alterar el funcionamiento de la subestación. Sin embargo, aumentan las 
maniobras en el equipo cuando se utiliza el interruptor de amarre como interruptor de transferencia.  La 
cantidad de equipo requerido es mayor, por tanto, su costo también incrementa respecto del Tipo D.  
El uso principal del interruptor de amarre o transferencia es como interruptor de amarre y sólo ante 
requerim iento de mantenimiento de alguno de los interruptores funge como interruptor de transferencia.  
Es importante señalar que se debe prever lo necesario, en cuanto a lo se esquemas de protección, para 
que al cerrar cuchillas de puesta a tierra y/o cerrar/abrir  cuchillas bypass de las líneas o trasformadores no 
debe operar la protección 87B, ya que ello va en detrimento de la confiabilidad de la instalación.  
 
FIGURA B.5 – 106 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
B.6.2.6  
Tipo F:  Barra 1, Barra 2 y Barra de Transferencia  
 
FIGURA B.6 – 
El arreglo se com pone por los equipos siguientes:  
1) Dos Barras principales y una Barra de transferencia;  
2) Un Interruptor por elemento más un interruptor de amarre entre Barras.  
Ofrece las mismas ventajas que el arreglo Tipo E, con la diferencia de que se requiere menor cantidad de 
maniobras para hacer uso del interruptor de transferencia.  
En este caso, la subestación puede ser operada como dos subestaciones independientes con arreglo de 
barra principal y como una subestación de arreglo de barra de transferencia  
Al cerrar  cuchillas de puesta a tierra de las líneas o transformadores, no debe operar la protección 87B.  
B.6.2.7  
Tipo G : Interruptor y Medio.  
 
FIGURA B.7 – 
El arreglo se compone por los equipos siguientes:  
1) Dos barras principales;  
2) Un Interruptor por elemento  más un interruptor compartido con otro elemento.  
El Interruptor y medio debe ser capaz de transmitir o entregar la capacidad total de los elementos 
asociados.  
Arreglo que ofrece buena confiabilidad y ventajas para el mantenimiento de los interruptores sin  afectar el 
servicio.  
Regularmente las transferencias se hacen a través de los interruptores, lo que permite conservar los 
esquemas de protección de los elementos aun cuando alguno de los interruptores se encuentre en 
mantenimiento.  
En este tipo de arreglo  el CENACE determinará la conectividad de los elementos, ya que esto permitirá 
mantener la continuidad y flexibilidad operativa, ante la ocurrencia de contingencias en los elementos  de la 
RNT.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  107 
B.6.2.8  
Tipo H:  Doble Barra, Doble Interruptor  
 
FIGURA B.8 – 
El arreglo se compone por los equipos siguientes:  
1) Dos Barras principales.  
2) Dos Interruptores por elemento, cada uno de ellos conectado a cada una de las Barras.  
Es una buena opción en cuanto a confiabilidad se refiere, no obstante, es uno de los arreg los más costoso 
en comparación a los Tipo A al G.  
Con un interruptor fuera de servicio, únicamente se pierde el elemento que dispara en esta condición  
Con una barra fuera de servicio, la falla en la otra barra provoca la desconexión total de los elementos de 
la subestación.  
Las subestaciones con éste arreglo pueden ser operadas como dos subestaciones independientes de 
barra simple.  
Deberá considerarse el espacio para convertir una bahía de doble interruptor en una bahía de interruptor  y 
medio.  
B.6.2.9  
Tipo I: Hibrido Interruptor y Medio, Doble Interruptor  
 
FIGURA B.9 – 
El arreglo se compone por los equipos siguientes:  
1) Dos Barras principales.  
2) Un Interruptor por elemento conectado a cada una de las Barras o un Interruptor por elemento 
más un interruptor  compartido.  
Es la mejor opción en cuanto a confiabilidad se refiere al tener un número considerable de elementos, no 
obstante, es un arreglo costoso.  108 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
En este tipo de arreglo el CENACE determinará la conectividad de los elementos, ya que esto permitirá 
mantener la continuidad y flexibilidad operativa, ante la ocurrencia de contingencias en los elementos de la 
RNT. Asimismo, deberá considerarse el espacio para convertir una bahía de doble interruptor en una bahía de 
interruptor y medio.  
Las subestaciones con  éste arreglo también pueden ser operadas como dos subestaciones 
independientes de barra simple, esto dependiendo de la definición del CENACE, a fin de asegurar la 
independencia de la RNT con los equipos de las Centrales Eléctricas.  
El CENACE tiene la facu ltad de determinar en corredores prioritarios del SEN o por la ubicación de la 
subestación dentro del SEN, el arreglo de la subestación y la conectividad de los elementos, con la finalidad 
de incrementar o mantener la seguridad operativa del SEN.  
A continu ación, se establecen los arreglos mínimos de subestaciones, ante la ampliación, modernización y 
expansión del SEN.  
 
Notas:  
0. El CENACE determina la conectividad de los elementos y cantidad de bahías en el arreglo, lo 
cual dependerá del número de elemento s y ubicación de la subestación dentro del SEN.  
1. Con la capacidad  a ser transformada a Tipo F, ante el posible incremento de elementos a 
conectar en la subestación.  
2. Para el caso de no considerarse crecimiento de la Subestación.  
3. Con la capacidad  a ser transformada a Tipo G, ante el posible incremento de elementos a 
conectar en la subestación.  
En ningún caso la conexión o interconexión a la RNT deberá quedar en “tap” o “derivación” sobre una 
línea de transmisión que conforman la RNT.  
Otras consideraci ones:  
a) Arreglo Tipo G. - Para el caso de arreglos de Interruptor y medio que en su etapa inicial sean tres 
elementos, se empleará en forma transitoria lo siguiente:  
i. un arreglo utilizando dos interruptores por elemento, con disposición de equipo para un  arreglo de 
interruptor y medio;  
ii. Cuando se tengan cuatro elementos, el arreglo para dos elementos será de una bahía de interruptor y 
medio y arreglo de dos interruptores para los otros dos elementos;  
iii. para cinco o más elementos se completará el arr eglo de interruptor y medio en las bahías.  
b) Para subestaciones de 69 kV a 161 kV en la fase de diseño. - El arreglo Tipo E, al incluirse el 
sexto elemento, se deberá realizar las previsiones (espacio para barra de transferencia) para su 
eventual conversió n a un arreglo de Tipo F.  
c) Para subestaciones de 69 kV a 161 kV. - El arreglo Tipo F, será necesario al tener más de 6 
elementos.  
d) Para subestaciones de 69 kV a 115 kV. - El arreglo Tipo D, deberá incluir las previsiones para su 
eventual conversión a un arreglo de barra principal y barra auxiliar.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  109 
e) Para subestaciones de 400 kV. - Cuando la subestación sea de enlace con Centrales Eléctricas 
mayores a 500 MW o tenga más de ocho elementos en su etapa final, el arreglo será de cuatro 
barras (realizando una p artición de barras con interruptores de amarre correspondientes).  
 
f) Transformadores de corriente:  
i. En el arreglo Tipo G, se instalará un juego de tres transformadores de corriente a ambos 
lados de cada uno de los interruptores;  
ii. En el arreglo Tipo H, se instalarán un juego de tres transformadores de corriente en un lado 
de cada interruptor;  
iii. En el arreglo Tipo E y F, se instalará un juego de tres transformadores de corriente en 
ambos lados del interruptor de amarre -transferencia.  
g) Transformado res de potencial en barras:  
 En cada una de las barras activas de las subestaciones de 400 kV hasta 69 kV, se deberán 
instalar 3 transformadores de potencial inductivo.  
h) Transformadores de potencial en líneas. - Para subestaciones de 400 kV, 69 kV se inst alarán tres 
transformadores de potencial capacitivo o inductivo según sea el caso, para cada línea de 
transmisión.  
i) La conexión de bancos de reactores o capacitores de línea. - deben estar lo más cercano o en a 
las barras de la subestación.  
j) La conexión  de un Compensador Estático de VAR's (CEV). - deberá realizarse través de un 
arreglo con doble interruptor, en las subestaciones con arreglo Tipo G, H, I.  
k) En el diseño de SE nuevas, se debe considerar espacio para crecimientos futuros al menos 
espacio pa ra la conexión de 2 elementos (líneas, transformadores, capacitores, reactores, etc.).  
Consideraciones por número de elementos:  
1) En arreglos Tipo G y H, de 400 kV a 69 kV : se aceptará un máximo de 8 elementos en cada 
arreglo, al requerirse el noveno elem ento se requerirá que el interesado realice una partición de 
barras con interruptores de amarre correspondientes (cuatro barras) así como la reubicación 
necesaria para equilibrar fuente -carga en cada arreglo.  
2) En conexiones e interconexiones iguales o me nores a 500 MW en tensiones menores a 
230 kV , cuando el proyecto final contemple tres elementos se aceptará un arreglo transitorio 
Tipo E, previendo el espacio para completar el arreglo Tipo G con 6 Interruptores al requerirse 
conectar el cuarto elemento a  la Subestación.  
3) En arreglos Tipo E .- Se aceptará un máximo de 8 elementos en cada arreglo, al requerirse el 
noveno elemento se requerirá que el proyecto se modifique o se realice la modificación a un 
arreglo Tipo F.  
ARREGLO DE BARRAS PARA SUBESTACIONES  DE LA RED GENERAL DE DISTRIBUCIÓN  
Todas las subestaciones en tensiones menores a 35 kV deberán contar con al menos un medio de 
interrupción automático, por lo cual el arreglo mínimo deberá ser el Tipo A, en el cual se tiene un interruptor y 
deberá garanti zar su desconexión automática ante fallas.  
ARREGLO DE SUBESTACIONES CON GENERACIÓN  
El arreglo deberá garantizar se cumplan los siguientes criterios:  
a) Que la contingencia sencilla que involucre perdida de generación, ésta no sobrepase los valores 
mostrado s en la tabla No 1.  110 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
b) Contar con un medio de interrupción en la subestación eléctrica de la unidad de Central Eléctrica.  
c) La conectividad de los elementos debe minimizar la pérdida de las unidades de Central Eléctrica ante 
contingencias sencillas en dif erentes condiciones operativas incluyendo condiciones de mantenimiento de 
algún elemento (Bus, Línea o Interruptor de la subestación eléctrica de la unidad de la Central Eléctrica).  
 
Tabla No. X  
Independientemente del arreglo utilizado, ante la salida de un elemento se deberá tener la capacidad de 
entregar el total de la capacidad de generación y no debe ser superior al valor definido en los estándares de 
confiabilidad del CENACE.  
En los arreglos de subestaciones que la capacidad de la central sobrepase la  Máxima Pérdida de 
Capacidad la conectividad de los elementos deberá ser determinado por el CENACE.  
Los arreglos de la Subestación Eléctrica para Centrales Eléctricas estarán en base a la siguiente tabla:  
 
En el caso de los Sistemas de Baja California Sur  y el Sistema Interconectado Mulegé toda unidad de 
Central Eléctrica que sea mayor al 50% de la Máxima Pérdida de Capacidad soportable por el sistema deberá 
ser mínimo arreglo G.  
ARREGLO PARA SUBESTACIONES DE USUARIO CALIFICADO  
Ningún Centro de Carga podrá  conectarse como “tap” o “derivación” en la RNT.  
Todo Centro de Carga deberá de contar con al menos un elemento de interrupción automático  y 
desconexión en sus instalaciones, específicamente en el elemento de conexión o interconexión a la  RNT o 
RGD.  
Las va riantes de los arreglos dependen del grado de confiabilidad que el usuario desee para su suministro 
considerando que son instalaciones propias.  
Si por cuestiones ambientales y/o de aspectos sociales (turísticos, alta densidad de población, espacios 
reducid os), la subestación deba ser encapsulada en gas SF 6, se deberán respetar lo arreglos de 
subestaciones definidos en este documento.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  111 
 
NOTAS APLICABLES:  
PARA CADA UNO DE LOS ARREGLOS  
Cuando se trate de ampliaciones de Subestaciones existentes, estas conexion es e interconexiones 
mantendrán los arreglos establecidos excepto aquellos en que se rebasen el número de elementos o 
capacidades que al efecto se establecen en estos criterios.   
POR EL NUMERO DE ELEMENTOS . 
En Conexiones e Interconexiones iguales o menores  al 50% de la máxima pérdida de capacidad en 
tensiones menores a 230 kV, cuando el proyecto final contemple tres elementos se aceptará un arreglo 
transitorio, en la subestación que formará parte de la RNT o de la RGD, Tipo C barra en anillo con tres 
interr uptores, previendo el espacio para completar el arreglo de Interruptor y medio con 6 Interruptores al 
requerirse conectar el cuarto elemento a la Subestación.  
Para los arreglos tipo B o del tipo D al H en donde el número de elementos sea mayor a ocho, se 
seleccionará el arreglo inmediato superior o se realizara lo necesario para particionar barras dejando 
secciones de bus completas y con la funcionalidad descrita en este documento.  
COMO PARTE DEL PROGRAMA DE DESARROLLO DEL SECTOR ELECTRICO (PRODESEN).  
En Su bestaciones existentes, cuando se solicite la interconexión o conexión, deberá contemplarse en 
primer término los espacios para el desarrollo de las obras del PRODESEN a efecto de determinar si existe 
factibilidad de la interconexión o conexión sin la adqu isición de terreno adicional . 
En todos los arreglos que se originen con barra principal y con barra auxiliar, barra principal con barra de 
transferencia y de una sola barra deberá preverse la adquisición del terreno necesario para alojar el 
crecimiento en arreglo Tipo E.  
POR EL TIPO DE ELEMENTO A CONECTAR.  
Para el caso de conexiones de elementos de compensación como CEV´s, Bancos de reactores o 
Capacitores se conectarán de manera independiente a los buses, es decir, sin interruptores compartidos con 
otro el emento.  
RELATIVAS A SUBESTACIONES ENCAPSULADAS EN GAS SF 6. 
En los casos que, por cuestiones ambientales, por aspectos sociales (turísticos, alta densidad de 
población, espacios reducidos) y/o algún otro, se requiera que la Subestación sea encapsulada en ga s SF 6, 
deberá soportarse con el estudio correspondiente, para que CENACE lo valide y requiera al solicitante de 
interconexión o conexión, pero siempre respetando los tipos de arreglo considerados en este documento  y de 
requerirse espacio adicional en la su bestación para futuro crecimiento deberán considerarse las  bahías 
equipadas.  
B.6.4  Requisitos generales  
Para la selección y construcción del arreglo de la subestación debe considerar los siguientes parámetros:  
a) Confiabilidad: Índice de confianza que debe  tener la instalación. Se relaciona con el diseño, la 
construcción, la operación, el mantenimiento y la manufactura de los equipos que la integran.  
b) Continuidad: Seguridad de que la energía suministrada por la subestación tiene el menor 
número de interru pciones y que, en caso de ocurrir alguna, su duración sea lo más corta posible. 
Para asegurar la continuidad del servicio deben cumplirse aspectos que permitan tener alter - 
nativas de solución a las posibles fallas de algún elemento de la subestación, como  son: 
● Tener capacidad de reserva en los equipos de transformación y en las barras, para hacer 
frente a la posible salida de servicio de cualquier alimentador de línea o transformador.  
● Tener un sistema de protección automático que permita aislar con suf iciente rapidez 
cualquier elemento fallado de la subestación y de las líneas de transmisión.  112 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
● Diseñar el sistema de manera que la falla o desconexión de un elemento tenga la menor 
repercusión posible sobre el resto de la subestación.  
● Disponer de fuentes  de respaldo en los servicios propios para hacer frente a una falla   en la 
alimentación normal, a fin de mantener su alimentación ininterrumpida.  
● Tener los medios para un restablecimiento rápido del servicio, disminuyendo así la duración 
de las interrupc iones.  
c) Flexibilidad: Factor que indica hasta dónde puede una instalación cambiar sus condiciones 
normales de operación, ya sea por fallas, por mantenimiento, por modificación o por ampliación, 
sin afectar o afectando lo menos posible la continuidad del servicio.  
d) Capacidad máxima de potencia: La capacidad de las barras de una subestación se determina 
con base en:  
● El nivel de tensión primaria. Sumando la energía proporcionada por las líneas de   
transmisión que aporten potencia a las barras.  
● El nivel tensión secundaria. Sumando la energía de los equipos de transformación   más la 
de los alimentadores que aporten e nergía en ese nivel de tensión.  
Los valores de máxima potencia en las barras sirven de base para seleccionar aquellos 
arreglos que proporcionen mayor flexibilidad y confiabilidad, de acuerdo al tamaño de la 
instalación. Al determinar el volumen de energía en las barras se deben considerar 
ampliaciones futuras.  
e) Económico: contempla aspectos como el costo de equipos, costo del terreno, costo del proyecto, 
costo de obra, costo de operación, costo de mantenimiento, urgencia de la instalación y vida útil 
de los equipos (factores de depreciación).  
La selección de arreglos de alta confiabilidad, continuidad y flexibilidad significa una 
inversión con mayor costo e inversión inicial.  
Como regla general, para cualquier arreglo de una subestación, debe considerarse el nivel de tensión  y lo 
siguiente:  
a) La subestación económica, es aquella con menos elementos y que ocupa el menor espacio; y  
b) La subestación confiable, es aquella que incluye, el menor número de cadenas de aisladores o 
aisladores de soporte.  
B.6.4.1  Requisitos eléctricos  
B.6.4.1.1  Tensión  
Debe considerarse la tensión nominal, la tensión máxima de diseño, el nivel básico de aislamiento al 
impulso por rayo y el nivel básico de aislamiento al impulso por maniobra.  
En la Tabla B.2 se indican los valores de  tensiones normalizadas.  
Tabla B.2 -Niveles de tensión de aguante asignados a los equipos de potencia para las subestaciones, 
Líneas aéreas, cables, acordes a clase de tensión.  
Tensión 
nominal  kV Tensión 
máxima de 
diseño  kV Tensión de aguante 
normalizada de  corta 
duración a 60 Hz  kV Nivel básico de 
aislamiento, al impulso 
por rayo  kV Nivel básico de 
aislamiento, al impulso  por 
maniobra  kV 
115 123 230 550 - 
230 245 460 
395 
360 1050  
950 
850 - 
400 420 - 1300  
1425  1050  
NOTA:  Los valores indicados en la prese nte tabla están normalizados de acuerdo con las condiciones atmosféricas 
normalizadas de referencia:  
a) Temperatura: 20 °C;  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  113 
b) Presión: 101.3 kPa; y  
c) humedad absoluta: 11 g/m 3. 
 
B.6.4.1.2  Corriente  
a) Capacidad de corriente  
Los valores de corriente nomi nales, para cada uno de los niveles de tensión, están 
determinados, por los límites  térmicos de los conductores usados, así como en las bahías de las 
líneas, a partir del calibre nominal.  
En la Tabla B.3 se indican los valores de corriente nominal.  
Tabla B .3-Capacidad de conducción de los conductores  
Tensión nominal  kV Calibre del conductor 
(ACSR)  kcmil  Límite de corriente 
térmico por 
conductor a 75 °C  A 
115 477 
795 
900 
1113  900 
970 
1110  
230 900 
1113  970 
1110  
400 1113  1110  
 
b) Cortocircuito  
Los valores máximos de corriente de cortocircuito asimétrica en 115 kV, 230 kV y 400 kV a 
excepción de casos especiales, están limitados a los indicados en la Tabla B.4.  
Tabla B.4 -Corrientes de cortocircuito  
Tensión nominal  
kV Corriente de 
cortocircuito 
asimétrica  
kA 
115 40 
230 40 
400 40 
 
Los valores indicados en la Tabla B.4, deben verificarse lo siguiente:  
1) La capacidad térmica de los conductores;  
2) La capacidad interruptiva de los interruptores;  
3) El cálculo de los esfuerzos electrodinámicos en los conductor es, aisladores y conectores; y  
4) El cálculo de la resistencia de los efectos producidos por el arco eléctrico en las cadenas de 
suspensión, las corrientes de cortocircuito térmicas y dinámicas en transformadores de 
corriente, cuchillas desconectadores y t rampas de onda.  
Las duraciones de cortocircuito, se consideran las siguientes:  
I) 0.05 s sin recierre; y  
II) 0.10 s con un recierre posterior a 0.10 s con un tiempo de aislamiento de falla, no menor  a 
5 s. 
B.6.4.1.3  Coordinación de aislamiento  
Debe realiz arse la coordinación de aislamiento para precisar:  
a) Los valores de niveles básicos de aislamiento por rayo y por maniobra;  
b) Los márgenes de protección;  
c) Las distancias mínimas, de fase a tierra en aire;  
d) Las distancias mínimas, de fase a fase en ai re; 114 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
e) Las distancias mínimas al suelo;  
f) Las distancias horizontales de trabajo; y  
g) Las distancias de trabajo verticales.  
Puede utilizarse la NMX -J-150-1-ANCE y NMX -J-150-2-ANCE para realizar el estudio de coordinación de 
aislamiento.  
B.6.4.2  Requisito s mecánicos  
Los arreglos de las subestaciones deben cumplir con los requisitos de 4.1.3.  
B.6.4.3  Requisitos climáticos, ambientales y sísmicos  
Los arreglos de las subestaciones deben cumplir con los requisitos de 4.1.4.  
APÉNDICE C  (NORMATIVO)  ACTA DE EVALU ACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
DATOS DEL SOLICITANTE DE LA VERIFICACIÓN  
Nombre, denominación o razón social del solicitante:  
_____________________________________________________________________________________  
Actividad de la instalación:  
_______________________ _________________________________________________ __________ ___
__________  
Nombre y cargo de la persona que atendió la visita de verificación:  
_____________________________________________________________________________________
_____________________________ __________________________________________________ ______
_____________ ______  
 
DATOS DE LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA:  
Nombre de la Instalación:  
________________________________________________________________________________ _____
________  
Domicilio (cuando apli que):  
__________________________________________________________________________________ ___
_____ ___ 
Georreferencia:  
   
   
   
   
 
DATOS DE LA VISITA DE VERIFICACIÓN  
Objeto de la visita de verificación:  
_________________________________________________ _____________________________ _______
_________  
Fecha de la visita de verificación:  
Día:  Mes:   Año:  
Hora de inicio:   Hora de término:   
 
 
DESARROLLO DE LA VISITA DE VERIFICACIÓN  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  115 
Circunstancias en las que se efectúa la visita de verificación:  
__________ ___________________________________________________________________________
_________________________________________________________________________________ ____
____________ ____  
No conformidades encontradas:  
________________________________________________ _____________________________________
_____________________________________________________________________________ ________
________ _______ _ 
Observaciones de la persona que atendió la visita de verificación:  
_________________________________________________ ____________________________________
____________________________________________________________________________________ _
_______________ _ 
Acciones realizadas y documentación ofrecida para el Cierre de no Conformidades con respecto a lo 
asentado en el desa rrollo de la visita de verificación:  
_____________________________________________________________________________________
____________________________________________________________________________________ _
________________  
 
FIRMAS DE LOS QUE INTERVINIERO N EN LA VERIFICACIÓN  
Unidad de Verificación de Instalaciones Eléctricas:  
________________________________________________________  
________________________________________________________  
No. de registro:  
____________________________________________________ ____  
  
 
Firma: ____________________  
Datos de la persona que atendió la visita  
Nombre: _________________________________________________  
Identificación: _____________________________________________  
Número o folio de la identificación:  ____________________ ________  
Expedida por: _____________________________________________  
Dirección: ________________________________________________  
  
 
 
Firma: ____________________  
 
Datos de la persona que atendió la visita  
Nombre: ___________________________________________ ______  
Identificación: _____________________________________________  
Número o folio de la identificación:  ____________________________  
Expedida por: _____________________________________________  
Dirección: ________________________________________________  
  
 
 
Firma: ____________________  
Datos de la persona que atendió la visita   116 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Nombre: _________________________________________________  
Identificación: _____________________________________________  
Número o folio de la identificación:  _________________________ ___ 
Expedida por: _____________________________________________  
Dirección: ________________________________________________  
  
 
Firma: ____________________  
 
 
 
 
APÉNDICE D  (NORMATIVO)  CONCEPTOS EN LOS QUE DEBE BASARSE LA VERIFICACIÓN 
PERIÓDICA DE LAS INSTA LACIONES ELÉCTRICAS LOCALIZADAS EN ÁREAS PELIGROSAS 
(CLASIFICADAS) CONFORME AL  PROY -NOM -018-CRE -2019, INSTALACIONES DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN  Y DISTRIBUCIÓN.  
a) Resistencia de aislamiento de los equipos principales como son:  los transformadores, interruptores, 
seccionadores, los conductores de alimentación de demás equipos instalados.  
b) Continuidad eléctrica de envolventes y canalizaciones metálicas.  
c) Resistencia de electrodos artificiales y de la red de tierra.  
d) Impedan cia de los conductores.  
e) Protecciones. Deberán indicarse en los diagramas existentes los siguientes valores para los circuitos  
1) Corriente nominal o ajuste de disparo.  
2) Corriente de interrupción o capacidad interruptiva.  
f) Locales de subestaciones:  
1) Espacios de seguridad.  
2) Accesos.  
3) Equipo de seguridad.  
4) Puesta de tierra.  
5) Red de tierra.  
6) Medios para captar los aceites.  
g) Sistemas de emergencia y de reserva, en su caso. Comprobar su buen estado.  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  117 
APÉNDICE E  (NORMATIVO)  DICTAMEN DE VERIFIC ACIÓN DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS  
De conformidad con lo dispuesto en los artículos 3, fracciones IV -A y XVII, 68, 70, 70 -C, 73, 74, 84, 85, 86, 
87, 88, 91, 92, 94, 97, 98 y 99 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 33 fracción IV y V, y 40 de 
la Ley de la Industria Eléctrica; 112 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica y demás disposiciones 
legales aplicables, en mi carácter de Unidad de Verificación, aprobada con registro número: 
…………………………………, con acreditación vigente de fecha: ……… …………………………. otorgada por 
una entidad de acreditación autorizada, y aprobación vigente de la Comisión Reguladora de Energía otorgada 
en mediante oficio No. …………………………………. de fecha …………………………………., y habiéndose 
aplicado el procedimiento para la evaluación de la conformidad correspondiente a las instalaciones para el uso 
de energía eléctrica que se describen a continuación:  
Dictamen de Verificación Folio No.: Fecha:  
Nombre, Denominación o Razón Social del visitado:  
Registro Federal de Contribuyentes:  
Tensión eléctrica (entre 
conductores):  
 Hasta 1000 volts  
 Mayor de 1000 volts  
Capacidad de Generación:  
__________(kW)  
Capacidad de subestaciones:  
________kVA  
 Tipo de instalación:  
 Línea aérea  
 Línea subterránea  
 Subestación  
 Otro ___________   
 Instalación nueva  
 Ampliación de una instalación existente  
 Modificación de una instalación existente  
 Instalación construida antes de la 
entrada en vigor del PROY -
NOM -018-CRE -2019  
 
Fecha de la próxima verificación para áreas peligrosas (clasificadas): ........... ........................................... ......................  
 
NOTAS:  
 
Datos del visitado  
Domicilio (cuando aplique):  
Calle y No. exterior:  No. interior:  
Colonia o Población:  
Municipio o Alcaldía:  
Ciudad y Estado:  
Código Postal:  Georreferencias  
Teléfono:   
 
Correo electrónico:  
 
Solicitante del servicio  
Nombre:  
CURP:  
Teléfono:  
Correo electrónico:  
 
CERTIFICO, en los términos establecidos en los artículos 33, fracción V, y 40 de la Ley de la Industria 
Eléctrica, que las instalaciones en cuestión cumpl en con las disposiciones aplicables del Proyecto de Norma 
Oficial Mexicana PROY -NOM -018-CRE -2019, Instalaciones de energía eléctrica -conexión, interconexión, 
transmisión y distribución.  
Declaro bajo protesta de decir verdad, que los datos asentados en el p resente Dictamen de Verificación 
son verdaderos y acepto la responsabilidad que pudiera derivarse de la veracidad de los mismos, haciéndome 
acreedor a las sanciones que, en su caso, procedan.  
EL TITULAR (O GERENTE) DE LA UNIDAD DE VERIFICACIÓN  
____________ __________________  
Nombre y firma  
Domicilio: …………………………………………………………………………………………………………….  
Teléfono: ………………………... Fax: ………….………………. Correo electrónico: …………….…………..  118 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
APÉNDICE F  (NORMATIVO)  FORMATO DEL ESCRITO PARA EL ENVÍO DEL INFORME DE 
DICTÁMENES DE VERIFICA CIÓN EMITIDOS E INFORME TRIMESTRAL DE DICTÁMENES DE 
VERIFICACIÓN EMITIDOS DE LA CONFORMIDAD CON EL PROY -NOM -018-CRE -2019, 
INSTALACIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA -CONEXIÓN, INTERCONEXIÓN, TRANSMISIÓN Y 
DISTRIBUCIÓN  
 
Fecha :__________________________________  
 
XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX  
Unidad de Electricidad  
Presente  
 
De conformidad con el numeral 6.8 del Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad del Proyecto 
de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -018-CRE -2018, Instalaciones de energía eléctrica -cone xión, 
interconexión y distribución, remito el informe trimestral de Dictámenes de Verificación emitidos por esta 
Unidad de Verificación número __________ (número de registro de la Unidad de Verificación) , 
correspondientes al _______ trimestre del año ____ ______ que se conforma de ____(número) dictámenes 
de verificación, los cuales se listan en la relación que se anexa a este escrito y que declaro bajo protesta 
de decir verdad, que los datos asentados en el presente informe son verdaderos y cuyo contenido s e tiene 
por reproducido como si al letra se insertara al presente.  
 
Sin más por el momento, quedo a sus órdenes para cualquier duda o aclaración.  
 
 
Atentamente  
El Titular (o Gerente) de la Unidad de Verificación  
 
____________________________________  
(Nombr e y firma)  
 
 
 
Cadena de seguridad: XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX.  
Informe Trimestral de Dictámenes de Verificación  
Informe Trimestral de Dictámenes de Verificación  
Trimestre (No. y 
Año)    Fecha de emisión 
del informe   
Nombre    UV   
Dirección       
      
 
Dictamen de 
Verificación 
Folio No.  Fecha de 
emisión  Nombre o 
Razón 
Social  Dirección  Tensión 
eléctrica de 
suministro  (V) Carga 
instalada 
(kW)  Alcance de la 
verificación 
(kW)  Actividad de 
la instalación  Tipo de 
instalación 
eléctrica  Contiene áreas 
peligrosas 
(clasificadas)  
          
 
Nombre del titular o gerente de la Unidad de Verificación: ______________________Firma ____________  
Cadena de seguridad: XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  119 
11. APÉNDICE G  
 (INFORMATI VO) 
 ESTE APÉNDICE NO ES PARTE DE LOS REQUERIMIENTOS Y ESPECIFICACIONES DE LA 
NOM, SE INCLUYE ÚNICAMENTE CON PROPÓSITOS INFORMATIVOS  
TABLA G.1 LISTA DE NORMAS OFICIALES Y NORMAS MEXICANAS  
NORMA  Título  
NOM -022-STPS -2015  Electricidad estát ica en los centros  de trabajo -Condiciones de seguridad  
NOM -029-STPS -2011  Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los centros de trabajo -condiciones 
de seguridad.  
NOM -010-ASEA -2016  Gas natural comprimido (GNC). Requisitos mínimos de seguridad para terminales 
de ca rga y terminales de descarga de módulos de almacenamiento transportables y 
estaciones de suministro de vehículos automotores.  
NMX -J-163-ANCE -2004  Artefactos eléctricos -Configuraciones  
NMX -J-284-ANCE -2012  Transformadores y au totransformadores de potencia -Especificaciones (Cancela a la 
NMX -J-284- ANCE -2006).  
NMX -J-472-ANCE -2014  Conductor es-Determinación de la cantidad de gas ácido Halogenado y del grado de 
acidez de los gases liberados durante la combu stión de materiales poliméricos -
Métodos de pruebas  
NMX -J-498-ANCE -2011  Conductores -Determinación de la resistencia a la propagación de la flama en 
conductores eléctricos que se colocan en charola vertical -Método de prueba  
NOM -007-ENER -2014  Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en edificios no resi denciales  
 
NOM -053-SCFI -2000  Elevadores eléctricos de tracción para pasajeros y carga -Especificaciones de 
seguridad y métodos de prueba para equipos nuevos  
NMX -I-154-NYCE -2008  Telecomunicaciones -Cableado -Cableado estructurado -Cableado genérico 
residencia l 
NMX -I-24764 -NYCE -2013  Tecnología de la información -Sistema de cableado genérico para centros de datos  
NMX -I-14763 -2-NYCE -2017  Tecnologías de la información -Implementación y operación de cableado 
estructurado -Parte 2: Planeación e instalación  
NMX -J-502/-1-ANCE -2005  Sistemas de con trol de centrales generadoras -Parte 1: Guía para especificar 
sistemas de control de turbinas hidráulica  
NMX -J-502/2 -ANCE -2006  Sistemas de con trol de centrales generadoras -Parte 2: Métodos de prueba para los 
sistemas de control  de turbinas hidráulicas  
NMX -J-501-ANCE -2015  Sistemas de control de centrales  generadoras -Sistemas de excitación estáticos 
controlados por tiristores para generador síncrono -Especificaciones y métodos  de 
prueba  120 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
TABLA G.2 LISTADO DE NORMAS DE PRODUCTOS EL ÉCTRICOS  
NORMA  TÍTULO  
NOM -003-SCFI -2014  Productos eléctricos -especificaciones de seguridad  
NMX -J-005-ANCE -2015  Interruptores de uso general para instalaciones eléctricas -especificaciones y 
métodos de prueba  
NOM -058-SCFI -2017  Controladores para fuentes l uminosas artificiales, con propósitos de iluminación en 
general -especificaciones de seguridad y métodos de prueba.  
NOM -063-SCFI -2001  Productos eléctricos -Conductores -Requisitos de seguridad  
NOM -064-SCFI -2000  Productos eléctricos -Luminarios para uso en in teriores y exteriores -especificaciones 
de seguridad y métodos de prueba  
NOM -021-ENER/SCFI -2017  Eficiencia energética y requisitos de seguridad al usuario en acondicionadores de 
aire tipo cuarto. límites, métodos de prueba y etiquetado  
NOM -011-ENER -2006  Eficiencia energética en acondicionadores de aire tipo central, paquete o dividido. 
Límite, métodos de prueba y etiquetado  
NOM -014-ENER -2004  Eficiencia energética de motores eléctricos de corriente alterna, monofásicos, de 
inducción, tipo jaula de ardilla,  enfriados con aire, en potencia nominal de 0.180 kW 
a 1.500 kW. Límites, método de prueba y marcado  
NOM -016-ENER -2016  Eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo 
jaula de ardilla, en potencia nominal de 0.746 kW a 373 kW, límites, método de 
prueba y marcado  
NMX -J-002-ANCE -2001  Conductores -Alambres de cobre duro para usos eléctricos -Especificaciones  
NMX -J-008-ANCE -2001  Conductores -Alambres de cobre estañado suave o recocido para usos eléctricos -
Especificaciones  
NMX -J-009-248-1-ANCE -2017  Fusibles para baja tensión -Parte 1: requisitos generales  
NMX -J-009/248 -4-ANCE -2006  Fusible para baja tensión -Parte 4: Fusibles Clase CC  
NMX -J-009/248 -7-ANCE -2006  Fusibles para baja tensión -Parte 7: Fusibles renovables Clase H  
NMX -J-009-248-8-ANCE -2016  Fusibles para baja tensión -Parte 8: Fusibles Clase J  
NMX -J-009/248 -15-ANCE -2006  Fusibles para baja tensión -Parte 15: Fusibles Clase T  
 
NMX -J-009-248-11-ANCE -2016  Fusibles para baja tensión -Parte 11: Fusibles tipo tapón  
NMX -J-010-ANCE -2015  Conductores -Conductores con aislamiento termoplástico p ara instalaciones hasta 
600 V -Especificaciones  
NMX -J-012/1 -ANCE -2014  Conductores -Conductores de cobre y aluminio con designación internacional -
especificaciones  
NMX -J-017-ANCE -2015  Accesor ios para cables y tubos -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-023/1 -ANCE -2007  Cajas regist ro metálicas y sus accesorios -Parte 1: Especificaciones y métodos de 
prueba  
NMX -J-024-ANCE -2005  Artefactos eléctricos -Porta lámparas roscados tipo Edison -Especi ficaciones y 
métodos de prueba  
NMX -J-028-ANCE -2001  Conductores -Cables concéntricos tipo espiral para acometida aére a a baja tensión, 
hasta 600 V -Especificaciones  
NMX -J-032-ANCE -2014  Conductores -Cable de aluminio aleación 1350 con cableado con céntrico, pa ra usos 
eléctricos -Especificaciones  
NMX -J-036-ANCE -2001  Conductores -Alambre de cob re suave para usos eléctricos -Especificaciones  
NMX -J-038/11 -ANCE -2014  Equipos d e soldadura eléctrica por arco -Parte 11: Portaelectrodos  
NMX -J-058-ANCE -2007  Conductores -Cable de aluminio con cableado concéntrico y alma de acero  (ACSR) -
Especificaciones  
NMX -J-059-ANCE -2004  Conductores -Cable de cobre con cableado concéntrico c ompacto, para usos 
eléctricos -Especificaciones  
NMX -J-075/1 -1994 -ANCE  Aparatos eléctricos -Máquinas rot atorias -Parte 1: Motores de inducción  de corriente 
alterna del tipo de rotor en cortocircuito, en potencias desde 0.062 a  373 kW -Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  121 
Especificaciones  
 
NMX -J-075/2 -1994 -ANCE  Aparatos eléctricos -Máquinas rotatorias -Parte 2: Motores de inducción de corriente 
alterna del tipo de rotor en cortoc ircuito, en potencias grandes -Especificaciones  
NMX -J-075/3 -1994 -ANCE  Aparatos elé ctricos -Máquinas rotatorias -Parte 3: Métodos de prueba para motores 
de inducción de corriente alterna del tipo de rotor en cortocircuito, en potencias 
desde 0.062 kW  
NMX -J-093-ANCE -2009  Conductores -Determinación de la resistencia a la propagación de inc endio en 
conductores eléctricos -Métodos de prueba  
NMX -J-102-ANCE -2015  Conductores -Cordones flexibles tipo SPT con aislamiento termoplástico a base de 
policloruro de vin ilo para tensiones hasta 300 V -Especificaciones  
NMX -J-116-ANCE -2017  Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación -Especificaciones  
NMX -J-118/1 -ANCE -2000  Productos eléctricos -Tableros de alumbrado y distribución e n baja tensión -
Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-118/2 -ANCE -2007  Tableros -Tableros de  distribución de baja tensión -Especificaciones y métodos  de 
prueba  
NMX -J-142-1-ANCE -2017  Conductores -Cables de energía con pantalla metálica, aislados con polie tileno  de 
cadena cruzada o a base de etileno -propileno para tensiones de 5 kV a  35 kV -
Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-142/2 -ANCE -2011  Conductores de energía con pantalla metálica, aislados con polietileno de  cadena 
cruzada o a base de etileno -propileno para tensiones de 69 kV hasta  115 kV -
Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-148-ANCE -2016  Electroductos -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-149-2-ANCE -2016  Fusibles para alta tensión -Parte 2: Cortacircuitos fusible de expulsión -
Espec ificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-150/1 -ANCE -2008  Coordinación de aislamiento -Parte 1: Definiciones, principios y reglas  
NMX -J-150/2 -ANCE -2004  Coordinación de aislamiento -Parte 2: Guía de aplicación  
NMX -J-158-ANCE -2002  Empalmes -Empalmes para cables de media y alta tensión -Especificaciones y 
métodos de prueba  
NMX -J-170-ANCE -2002  Conectadores -Conectadores de tipo compresión para líneas aéreas -
Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-192-ANCE -2009  Conducto res-Resistencia a la propagación de la flama  en conductores eléctricos -
Métodos de prueba  
 
NMX -J-199-ANCE -2002  Terminales - Terminales para cable aislado con pantalla para uso interior y exterior, 
2.5 kV a 230 kV en corriente alterna -especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-203/1 -ANCE -2012  Capacit ores-Parte 1: Capacitores de potencia en conexión paralelo -Especificaciones 
y métodos de prueba  
NMX -J-203/2 -ANCE -2014  Capacitores -Parte 2: Bancos de capacitores de potencia en conexión paralelo -
Especificaciones y guía para la instalación y operación  
NMX -J-203/3 -ANCE -2008  Capacitores -Parte 3: Fusibles de media y alta tensión para la protección externa  de 
bancos de capacitores y unidades capacitivas de potencia en conexión  paralelo -
Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-203/4 -ANCE -2010  Capacitores -Parte 4: Guía para realizar la pruebas de envejecimiento de ciclo de 
sobre tensión  
NMX -J-203/5 -ANCE -2013  Capacitores con conexión en paralelo para sistemas de potencia de corriente alterna 
con un nive l e tensión mayor que 1 000 V -Parte 5. Protección de capaci tores en 
paralelo y bancos de capacitores en paralelo  
NMX -J-234-ANCE -2016  Aisladores -Boquillas de extra alta, alta y media tensión para c.a. -Especificaciones y 
métodos de prueba  
NMX -J-235/1 -ANCE -2008  Envolventes -Envolventes para uso en equipo eléctrico -Parte 1: Consideraciones no 122 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
ambientales -Especificaciones y métodos de prueba  
 
NMX -J-235/2 -ANCE -2014  Envolventes - Envolventes para uso en equipo eléctrico - Parte 2: Consideraciones 
ambientales - Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-250/2 -ANCE -2015  Aisladores -Aisladores poliméricos soporte tipo columna para subestaciones con 
tensiones de c.a. mayores que 1 kV a 245 kV -Definiciones, especificaciones, 
métodos de prueba y criterios de aceptación  
NMX -J-266-ANCE -2014  Interruptores -Interruptores automátic os en caja moldeada -Especificaciones y 
métodos de prueba  
NMX -J-271/1 -ANCE -2007  Técnicas de prueba en alta tensión -Parte 1: Definiciones generales y requisitos  de 
prueba  
NMX -J-281/601 -ANCE -2011  Vocabulario electrotécnico -Parte 601: Generación, transmisión  y distribución de 
energía eléctrica -Generalidades  
NMX -J-285-ANCE -2016  Transformadores tipo pedestal monobásicos y trifásicos para distribución 
subterránea -Especificaciones  
NMX -J-297-ANCE -2017  Conductores -Conductores flexibles de cobre para usos eléctric os y electrónicos -
Especificaciones  
NMX -J-298-ANCE -2007  Conductores -Conductores tipo dúplex (TWD) con aislamiento termoplástico para 
instalaciones hasta 600 V -Especificaciones  
NMX -J-300-ANCE -2013  Conductores -Cables control - Especificaciones  
NMX -J-321/4 -ANCE -2013  Apartarrayos -Parte 4: Apartarrayos de óxidos metálicos sin electrodos de descarga 
(explosores), para sistemas de corriente alterna -Especificaciones y métodos de 
prueba  
NMX -J-321/5 -ANCE -2008  Apartarrayos -Parte 5: Recomendaciones para selección y a plicación  
NMX -J-383-ANCE -2004  Conectadores -Conectadores de tipo mecánico para líneas aéreas -Especificaciones 
y métodos de prueba  
NMX -J-395-ANCE -2015  Conectadores -conectadores para subestaciones eléctricas -especificaciones y 
métodos de prueba  
NMX -J-412-ANCE -2008  Clavijas y receptáculos -Especificaciones y métodos de prueba generales  
NMX -J-412/1 -ANCE -2011  Clavijas y contactos para uso doméstico y similar -Parte 1: requisitos generales  
NMX -J-412/2 -3-ANCE -2009  Conectores -Especificaciones y métodos de prueba  
 
NMX -J-412/2 -6-ANCE -2009  Artefactos grado hospital -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-429-ANCE -2009  Conductores -Alambres, cables y cordones con aislamiento de PVC 80 ºC, 90 ºC y 
105 ºC, para equipos eléctricos -Especificaciones.  
NMX -J-436-ANCE -2007 Conductores -Cordones y cables flexibles -Especificaciones  
NMX -J-451-ANCE -2011  Conductores -Conductores con aislamiento termo fijo-Especificaciones  
NMX -J-486-ANCE -2013  Conductores -Cables control y multiconductores de energía para baja tensión con 
aislamie ntos y cubiertas termofijas de baja emisión de humos y sin contenido de 
halógenos (LS0H) - Especificaciones  
NMX -J-492-ANCE -2013  Conductores -Cables monoconductores de energía para baja tensión con aislamiento 
y cubierta termofijos, sin contenido de halógen os (LS0H) - Especificaciones  
NMX -J-508-ANCE -2010  Artefactos eléctricos -Requisitos de seguridad -Especificaciones y métodos de 
prueba.  
NMX -J-511-ANCE -2011  Soportes para conductores eléctricos -Sistemas de soportes metálicos tipo charola -
Especificaciones y m étodos de prueba.  
NMX -J-515-ANCE -2014  Equipos de control y distribución -Requisitos generales de seguridad -
Especificaciones y métodos de prueba.  
NMX -J-519-ANCE -2011  Conectadores -Conectadores sellados -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-520-ANCE -2017 Interruptores de circuito por falla a tierra -Especificaciones y métodos de prueba  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  123 
NMX -J-529-ANCE -2012  Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP)  
 
NMX -J-534-ANCE -2013  Tubos metálicos rígidos de acero tipo pesado y sus accesorio s para la protección de 
conductores -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-535-ANCE -2008  Tubos rígidos de acero tipo semipesado y sus accesorios para la protección de 
conductores -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-536-ANCE -2016  Tubos metálico s rígidos de acero tipo ligero y sus accesorios para la protección de 
conductores eléctricos -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-538/1 -ANCE -2015  Productos de distribución y de control de baja tensión -Parte 1: Reglas generales  
NMX -J-538/2 -ANCE -2005  Productos de distribución y de control de baja tensión -Parte 2: Interruptores 
automáticos  
NMX -J-542-ANCE -2006  Tubo corrugado (flexible) no metálico para la protección de conductores eléctricos -
Especificaciones y Métodos de prueba  
NMX -J-543-ANCE -2013  Conectadores -Conectadores para instalaciones eléctricas de utilización hasta 34.5 
kV-Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-548-ANCE -2014  Conectadores -Conectadores tipo empalme para instalaciones eléctricas utilización -
Especificaciones y métodos de prue ba 
NMX -J-549-ANCE -2005  Sistema de protección contra tormentas eléctricas -Especificaciones, materiales y 
métodos de medición  
NMX -J-550/1 -1-ANCE -2008  Compatibilidad electromagnética (EMC) Parte 1 -1: Generalidades Aplicación e 
interpretación de definiciones  y términos básicos  
NMX -J-552-ANCE -2005  Conectadores -Herrajes y remates para líneas aéreas -Especificaciones y métodos de 
prueba  
NMX -J-554-ANCE -2004  Roscas para tubo (conduit) y sus accesorios -Especificaciones y método de prueba.  
NMX -J-569-ANCE -2005  Acce sorios eléctricos - Interruptores automáticos para protección contra 
sobrecorriente en instalaciones domésticas y similares - Interruptores automáticos 
para operación con c.a.  
NMX -J-570/1 -ANCE -2006  Sistema de canalizaciones y ductos para instalaciones elé ctricas -Parte 1: Requisitos 
generales  
 
NMX -J-570/2 -ANCE -2006  Sistema de canalizaciones y ductos para instalaciones eléctricas -Parte 2: Requisitos 
particulares -Sección 1: Sistemas de canalizaciones y ductos diseñados para 
montarse en techos  
NMX -J-575-ANCE -2006  Interruptores automáticos operados con corriente diferencial residual sin protección 
integrada contra sobrecorrientes para instalaciones domésticas y usos similares 
(IDS) Parte 1: Reglas generales  
NMX -J-576-ANCE -2013  Tubos metálico rígido para la pr otección de conductores eléctricos y sus accesorios -
Aluminio, latón y acero inoxidable -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-580/1 -ANCE -2015  Ensambles de tableros de control y distribución de baja tensión -Parte 1: Reglas 
generales  
NMX -J-580/2 -ANCE -2015 Ensambles de tableros de control y distribución de baja tensión -Parte 2: Tableros de 
control y distribución de energía  
NMX -J-589-ANCE -2010  Métodos de medición para instalaciones eléctricas  
NMX -J-590-ANCE -2009  Conectadores -Equipo para puesta tierra  
NMX-J-592/1 -ANCE -2008  Sistemas de gestión de energía - Esquemas de funcionamiento - Parte 1: Directrices 
y requisitos generales  
NMX -J-592/2 -ANCE -2008  Sistemas de gestión de energía -Esquemas de funcionamiento -Parte 2: Definiciones  
NMX -J-593/1 -ANCE -2014  Redes y sistemas de intercomunicación para la automatización de servicios de las 
compañías suministradoras de energía -Parte 1: Introducción y visión de conjunto  
NMX -J-593/2 -ANCE -2008  Sistemas de interconexión de subestaciones eléctricas -Parte 2: Definiciones  
NMX -J-593/3 -ANCE -2008  Sistemas de interconexión de subestaciones eléctricas -Parte 3: Requisitos 124 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
generales  
 
NMX -J-594-ANCE -2008  Relevadores de protección y control en la operación de sistemas eléctricos - Guía de 
aplicación  
NMX -J-603-ANCE -2008  Guía de a plicación del sistema de protección contra tormentas eléctricas  
NMX -J-604-ANCE -2016  Instalaciones eléctricas -Métodos de diagnóstico y reacondicionamiento de 
instalaciones eléctricas en operación -Especificaciones  
NMX -J-609/826 -ANCE -2009  Vocabulario electr otécnico internacional -Parte 826: Instalaciones eléctricas 
(Utilización)  
NMX -J-614/3 -ANCE -2014  Aisladores para líneas aéreas -Aisladores poliméricos tipo suspensión y tensión para 
sistemas de c.a. con una tensión nominal mayor que 1 000 V -Definiciones, mét odos 
de prueba y criterio de aceptación.  
NMX -J-616-ANCE -2015  Guía de aplicación de filtros y capacitores con conexión en paralelo para la 
corrección de distorsión armónica  
SERIE  
NMX -J-618/1 -ANCE -2015  Evaluación de la seguridad en módulos fotovoltaicos (F V)-Parte 1: Requisitos 
generales para construcción  
SERIE  
NMX -J-643/1 -ANCE -2011  Dispositivos fotovoltaicos -Parte 1: Medición de la característica corriente -Tensión de 
los dispositivos fotovoltaicos  
NMXJ -620/1 -ANCE -2009  Interruptores automáticos operados c on corriente residual con protección integrada 
contra sobrecorrientes para instalaciones domésticas y usos similares (IDCS) Parte 
1: Reglas generales  
NMX -J-623-ANCE -2009  Sistemas de canalizaciones para cables - Cinchos de sujeción para cables para 
instala ciones eléctricas  
NMX -J-627-ANCE -2009  Envolventes -Grados de protección proporcionados por la envolventes de equipos 
eléctricos en contra de impactos mecánicos (Código IK)  
NMX -J-631-ANCE -2017  Canalizaciones eléctricas -Ductos metálicos, canales auxiliares y accesorios 
asociados -Especificaciones y métodos de prueba  
NMX -J-643/1 -ANCE -2011  Dispositivos fotovoltaicos -Parte 1: Medición de la característica corriente –Tensión 
de los dispositivos fotovoltaicos  
NMX -J-647-ANCE -2012  Conductores -Cable de aluminio con  cableado concéntrico y alma de acero con 
recubrimiento de aluminio soldado (ACSR -AS)-Especificaciones y métodos de 
prueba  
 
SERIE  
NMX -J-673-1-ANCE -2014  Aerogeneradores -Parte 1: Requisitos de diseño  
NMX -J-713/1 -ANCE -2015  Unidades de cadenas de aisladores poliméricos para líneas aéreas con una tensión 
nominal mayor que 1 000 V -Parte 1: Clases de esfuerzo normalizadas y herrajes 
terminales  
NMX -J-713/2 -ANCE -2016  Unidades de cadenas de aisladores poliméricos para líneas aéreas con una tensión 
nominal mayor qu e 1 000 V -Parte 2: Características dimensionales y eléctricas  
NMX -J-714-ANCE -2016  Características de aisladores tipo columna para interiores y exteriores para sistemas 
con tensiones nominales mayores que 1 kV  
  
NMX -E-242/1 -ANCE -CNCP -2005  Industria del p lástico -Tubo de polietileno de alta densidad (PEAD) para instalaciones 
eléctricas subterráneas (Conduit) -Especificaciones y métodos de prueba -Parte 1: 
Pared corrugada  
NMX -E-242/2 -ANCE -CNCP -2005  Industria del plástico -Tubo de polietileno de alta densidad ( PEAD) para instalaciones 
eléctricas subterráneas (Conduit) -Especificaciones y métodos de prueba -Parte 2: 
Pared lisa  
NMX -E-252-ANCE -CNCP -2008  Industrial del plástico -Tubos (Conduit) y conexiones poli(cloruro de vinilo) (PVC) sin 
plastificante tipo 1 (cédul a 40) y tipo 2 (cédula 80) para instalaciones eléctricas -
Especificaciones y métodos de prueba  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  125 
  
TABLA G.3  LISTADO DE NORMAS INTERNACIONALES  
NORMA  Título  NMX   
ISO 965 -1: 1998  ISO general -purpose metric screw  threads -
Tolerances -Part 1: Principles and basi c 
data NMX -H-026-1986  ROSCAS MÉTRICAS 
ISO-TOLERANCIAS 
PRINCIPIOS Y 
DATOS BÁSICOS  
ISO 965 -3: 1998  ISO general  purpose metric screw thr eads -
Tolerances -Part 3: Deviations for 
constructional screw threads    
IEC 60079 -0 (2017 -12) Explosive  atmospheres -Part 0:  Equipment -
General requirements    
IEC 60079-1 (2014 -08)  Explosive atmospheres -Part 1: Equipment 
protection by flameproof enclosures "d"    
IEC 60079 -2 (2014 -07) Explosive atmospheres -Part 2: Equipment 
protection by pressurized enclosures "p"    
IEC 60079 - 13 (2017 -05) Explosive atmospheres -Part 13: Equipment 
protection by pressurized room "p"    
IEC 60079 -15 (2017 -12) Explosive atmospheres -Part 15: Equipment 
protection by type of protection "n"    
IEC 60079 -6 (2015 -02) Explosive atmospheres -Part 6: Equipm ent 
protection by oil immersion "o"    
IEC 60079 -7 (2017 -08) Explosive atmospheres -Part 7: Equipment 
protection by increased safety "e"    
IEC 60079 -18 (2017 -08) Explosive atmospheres -Part 18: Equipment 
protection by encapsulation "m"    
IEC 60079 -5 (2015 -02) Explosive atmospheres -Part 5: Equipment 
protection by powder filling "q"    
IEC 60079 -10-1 (2015 -09) Explosive atmospheres -Part 10-1: 
Classification of areas -Explosive gas 
atmospheres    
IEC 60079 -10-2 (2015 -01) Explosive atmospheres - Part 10 -2: 
Class ification of areas - Combustible dust 
atmospheres    
 
IEC 60079 -16 (1990 -05) Electrical apparatus for explosive gas 
atmospheres. Part 16: Artificial ventilation 
for the protection of analyzer (s) houses    
IEC 60079 -20-1 (2010 -01) Electrical apparatus for explosive gas 
atmospheres -Part 20: Data for Flammable 
gases and vapors, relating to use of 
electrical apparatus    
IEC 60598 -2-22 (2017 -09) Luminaires -Part 2-22: Particular 
requirements -Luminaires for emergency 
lighting    
IEC 61400 -1 ed3.0 (2005 -08) Wind turbines Part 1: Design requirements  NMX -J-673/1 -
ANCE -2014  Aerogeneradores -
Parte 1: Requisitos 
de diseño  
ISO 30061 (2007)  Emergency lighting    
IEC 60287 -2-1 (2015 -04) Electric cables -Calculation of the current 
rating -Part 2 -1: Thermal resistance -
Calculat ion of thermal resistance    
IEC 60287 -3-1 (2017 -06) Electric cables -Calculation of the current 
rating -Part 3 -1: Sections on operating   126 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
conditions -Reference operating conditions 
and selection of cable type  
TABLA G.4 LISTADO DE NORMAS EXTRANJERAS  
NORMA  Título 
C2-2017  National Electrical Safety Code (NESC)  
NFPA 20 -2016  Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection  
IEEE 142 -2007  Recommended practice for grounded of industrial and commercial power systems  
NFPA 30 -2018  Flammable and  Combustible Liquids Code  
NFPA 32 -2016  Standard for Dry Cleaning Plants  
NFPA 33 -2018  Standard for Spray Application Using Flammable or Combustible Materials  
NFPA 34 -2018  Standard for Dipping, Coating and Printing Processes Using Flammable or Combustible  
Liquids  
NFPA 35 -2016  Standard for the Manufacture of Organic Coatings  
NFPA 36 -2017  Standard for Solvent Extraction Plants  
NFPA 45 -2015  Standard on Fire Protection for Laboratories using Chemicals  
NFPA 58 -2017  Liquefied  Petroleum  Gas Code  
NFPA 59 -2016  Utility LP -Gas Plant Code  
NFPA 77 -2017  Recommended Practice on Static Electricity  
NFPA 496 -2017  Standard for Purged Pressurized Enclosure for Electrical Equipment  
UL 2062 -2006  Outline of Investigation for Enclosures for Use in Hazardous (Classified) Lo cations  
NFPA 497 -2017  Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors 
and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process 
Areas  
 
NFPA 499 -2017  Recommended Practice for the Classifica tion of Combustible Dusts and of Hazardous 
Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas  
NFPA 780 -2017  Standard for the Installation of Lightning Protection Systems  
NFPA 820 -2016  Standard for Fire Protection in Wastewater Treatment and  Collection Facilities  
API RP 500 - 2012  Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at 
Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1 and Division 2  
API 2003 -2015  Protection Against Ignitions Arising Out of Static Lightning and Stray Currents  
ANSI/API RP 14F  
2008  Design, Installation, and Maintenance of Electrical Systems for Fixed and Floating 
Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class 1, Division 1 and Division 2 
Locations  
UL 1203 -2006  Stand ard for Explosion -Proof and Dust -Ignition -Proof Electrical Equipment for Use in 
Hazardous (Classified) Locations  
UL 1604 -2006  Standard for Electrical Equipment For Use In Class I and II, Division 2, And Class III 
Hazardous (Classified) Locations  Lunes 2 de marzo de 2020  DIARIO OFICIAL  127 
UL 913 -2006 Standard for Intrinsically Safe Apparatus and Associated Apparatus for Use in Class I, II, 
III, Division 1, Hazardous (Classified) Locations  
 
UL 698A -2008  Standard for Industrial Control Panels Relating to Hazardous (Classified) Locations  
ANSI/ASHRAE  
15- 2016  Safety Standard for Mechanical Refrigeration  
ANSI CGA G2.1 -2014   Requirements for the Storage and Handling of Anhydrous Ammonia.  
ASTM D 3175 -17 Standard Test Method for Volatile Material in the Analysis Sample for Coal and Coke  
NFPA 505 -2017  Fire Safety Standard for Powered Industrial Trucks Including Type Designations, Areas 
of Use, Conversions, Maintenance, and Operation  
ANSI/ISA RP12.06.01 -2003  Recommended Practice for Wiring Methods for Hazardous (Classified) Locations 
Instrumentation Part  1: Intrinsic Safety  
UL 913 -2006  Standard for Safety, Intrinsically Safe Apparatus and Associated Apparatus for Use in 
Class I, II, and III, Division 1, Hazardous (Classified) Locations  
UL 2279 -1996  Electrical Equipment for use In Class I, Zone 0,.1 and 2 Hazardous (Classified) Locations  
ANSI/ISA -60079 -0-
(12.00.01) -2013  Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0.1 & 2 Hazardous (Classified) Locations: 
General Requirements (IEC 60079 -0 Mod)  
ANSI/ISA -12.10 -1988  Area Classification in Hazardous (Clas sified) Dust Locations  
ANSI/ISA 12.12.01 -2015  Non incentive Electrical Equipment for Use in Class I & II, Division 2 & Class III, Divisions 
I & 2 Hazardous  
ANSI/ISA -60079 -7 
(12.16.01) -2008  Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classi fied) Locations: Type of 
Protection -Increased Safety "e" (IEC 60079 -7 Mod)  
 
ANSI/ISA -60079 -1-
(12.22.01) -2009  Electrical Apparatus for use in Class I, Zone 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations, 
Type of Protection -Flameproof "d"  
ANSI/ISA -60079 -18- 
(12.23.01) -2012  Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations Type of 
Protection -Encapsulation "m" (IEC 60079 -18 Mod)  
ANSI/ISA -60079 -5-
(12.00.04) -2009  Explosive atmospheres -Part 5: Equipment Protection by Powder Filling "q" (IEC 60079 -5 
Mod)  
ANSI/ISA -60079 -6-
(12.00.05) -2009  Explosive atmospheres -Part 6: Equipment Protection by Oil Immersion "o" (IEC 60079 -6 
Mod)  
API RP 505  
1998  Recommended Practice for Classification of Loc ations for Electrical Installations at 
Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, and Zone 2  
ISA S12.24.01 -1998  Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations 
Classified as Class I, Zone 0, Zone 1, or Zone 2  
NFPA 88A -2014  Standard for Parking Structures  
NFPA 409 -2015  Standard on Aircraft hangars  
NFPA 30A -2017  Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages  
NFPA 91 -2014  Standard for Exhaust Systems for Air Conveying of Vapors, Gases, Mists, and 128 DIARIO OFICIAL  Lunes 2 de marzo de 2020  
Noncombustible Particulate Solids  
 
NFPA 99 -2017  Health Care Facilities Code Handbook  
NFPA 101 -2018  Life Safety Code  
ASHRAE  Handbook of fundamentals (Indicado en el Capítulo 24)  
NFPA 40 -2015  Standard for the Storage and Handling of Cellulose Nitrate Moti on Picture Film  
ASAE EP 473 -2001  Equipotential Planes in Animal Containment Areas, American Society of Agricultural 
Engineers  
SAE J1128 -2015  Low-Tension Primary Cable  
SAE J1127 -2018  Low Voltage Battery Cable  
NFPA 1192 -2018  Standard on Recreational Veh icles  
NFPA 302 -2015  Fire Protection Standard for Pleasure and Commercial Motor Craft  
NFPA 303 -2016  Fire Protection Standard for Marinas and Boatyards  
NFPA 110 -2016  Standard for Emergency and Standby Power Systems  
IEEE 446 -1996  Recommended Practice for  Emergency and Standby Power Systems for Industrial and 
Commercial Applications  
NFPA 70E -2018  Handbook for Electrical Safety in the Workplace  
NFPA 72 -2016  National Fire Alarm and Signaling Code  
TIA/EIA 568 -A-2009  Commercial Building Telecommunications, Wiring Standard  
TIA/EIA 569 -2001  Commercial Building Standard for Telecommunications Pathways and Spaces  
TIA/EIA 570 -2004  Residential and Light Commercial Telecommunications Wiring Standard  
 
UL 1666 -2007  Test for Flame Propagation Height of Electrical  and Optical -Fiber Cable Installed 
Vertically in Shafts  
UL 2024 -2014  Standard for Signaling, Optical Fiber and Communications Raceways and Cable Routing 
Assemblies  
UL 1459 -2015  Standard for Safety, Telephone Equipment  
UL 1863 -2004  Standard for Safety, Communications Circuit Accessories  
UL 497A -2001  Standard for Secondary Protectors for Communications Circuits  
NFPA 86 -2015  Standard for Ovens and Furnaces  
NEMA 250 -2014  Enclosures for Electrical Equipment (1 000 volts Maximum)  
SAE J554 -1987  Electric F uses (Cartridge Type)  
SAE J1284 -1988  Blade Type Electric Fuses  
UL 275 -2013  Automotive Glass -Tube Fuses  
NEMA WD6 -2016  Wiring Devices -Dimensional Requirements  
_________________________