Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
SEGUNDA SECCION  
PODER EJECUTIVO  
COMISION REGULADORA DE ENERGIA  
ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY -NOM -017-CRE -2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del por centaje de energía 
libre de combustible 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.  
ACUERDO Núm. A/051/2018  
ACUERDO POR EL QUE LA COMI SIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL DIARIO 
OFICIAL DE LA FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -017-CRE -2018, 
MÉTODOS DE MEDICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE ENERGÍA LIBRE DE 
COMBUSTIBLE Y PROCEDIMI ENTO 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, fracción III y 43 Ter de la 
Ley Orgá nica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5, 22, fracciones I, II, 
III, 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 I, III, XX, XXXIX, XLVII y LII, 126, fracciones III y V, 127, 132 y 
134 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4 y 16, fracciones VII, IX y 69 -H de la Ley Federal de 
Procedimiento Administrativo; 38, fracciones II, V, VI, y IX, 40, fracció n IV, 41, 43, 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 Unidos Mexic anos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial 
de la Federación (DOF) el 20 de diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria 
Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORC ME), ambas 
publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión, así como la Ley de Transición Energética 
(LTE) publicada el 24 de diciembre de 2015, abrogando la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica 
(LSPEE), la Ley de la Comisión Regu ladora de Energía y la Ley para el Aprovechamiento de Energías 
Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética y la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de 
la Energía, derogando las demás disposiciones que se opongan a los mismos.  
SEGUNDO. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los 
Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, 
y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Regulador a 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 públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no fo rma 
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 atend er 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 III de la LORCME, es facultad de la Comisión 
emitir acuerdos y demás actos administrativos necesari os 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.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
QUINTO. Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 15, fr acción V de la LTE, corresponde a la 
Comisión expedir las Normas Oficiales Mexicanas en materia de Energías Limpias y de Cogeneración 
Eficiente.  
SEXTO. Que de acuerdo 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 relacionadas con sus atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, 
instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.  
SÉPTIMO.  Que el artículo 40, fracción IV de la LFMN, establece que las normas oficiales mexicanas 
tendrán como finalidad establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos 
para medir, los patrones de medida y sus métodos de medic ión, verificación, calibración y trazabilidad.  
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 p ara fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas. Dichos 
procedimientos se publicarán para consulta pública en el DOF antes de su publicación definitiva, salvo que los 
mismos estén contenidos en la norma oficial mexicana correspondien te. 
NOVENO. Que en términos de lo previsto en el artículo 3, fracción XXII de la LIE, las Energías Limpias 
son aquellas  fuentes de energía y procesos de generación de electricidad cuyas emisiones o residuos, cuando 
los haya, no rebasen los umbrales estable cidos en las disposiciones reglamentarias que para tal efecto se 
expidan. Entre las Energías Limpias se considera a la energía generada por centrales de cogeneración 
eficiente en términos de los criterios de eficiencia emitidos por la Comisión y de emision es establecidos por la 
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.  
DÉCIMO. Que, conforme al artículo 12, fracción XX de la LIE, corresponde a la Comisión expedir las 
normas, directivas, metodologías y demás disposiciones de carácter administrativo q ue regulen y promuevan 
la generación de energía eléctrica a partir de Energías Limpias, atendiendo la política energética establecida 
por la Secretaría de Energía.  
UNDÉCIMO.  Que el 31 de octubre de 2014 se publicaron en el DOF los Lineamientos que establec en los 
criterios para el otorgamiento de CEL y los requisitos para su adquisición, mismos que en su numeral 6 
señalan que cuando se utilicen combustibles fósiles, los Generadores Limpios tendrán derecho a recibir un 
CEL por cada Megawatt -hora generado en l as Centrales Eléctricas Limpias que representen, multiplicado por 
el porcentaje de energía libre de combustible.  
DUODÉCIMO. Que el 30 de marzo de 2016, se publicaron en el DOF las Disposiciones Administrativas de 
Carácter General para el funcionamiento del  Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de 
Obligaciones de Energías Limpias (Disposiciones del Sistema CEL).  
DECIMOTERCERO. Que las Disposiciones del Sistema CEL establecen que los Generadores Limpios y 
los Suministradores que representen Genera ción Limpia Distribuida sólo podrán recibir Certificados de 
Energía Limpia (CEL) por la generación producida a partir del día siguiente a aquél en que sean inscritos en el 
Sistema de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpia s o del 1 de enero de 
2018, lo que ocurra después.  
DECIMOCUARTO. Que el 22 de diciembre de 2016, se publicaron en el DOF las Disposiciones 
administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia y establecen la metodología de 
cálculo para determinar el porcentaje de energía libre de combustible en fuentes de energía y procesos de 
generación de energía eléctrica (Disposiciones de Eficiencia y ELC), mismas que en su numeral 1.2 
establecen cinco casos en los que se deberá calcular el Porc entaje de Energía Libre de Combustible a partir 
de ciertos valores de energía eléctrica, energía térmica y de los combustibles utilizados, entre otros, como se 
describe a continuación:  
Caso I.  Centrales Eléctricas de cogeneración eficiente;  
Caso II.  Centra les Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles;  
Caso III.   Tecnología de bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y 
almacenamiento geológico y biosecuestro de carbono;  
Caso IV.  Aprovechamiento de hidrógeno, y  
Caso V.   Metodolo gía de cálculo de densidad de potencia de centrales hidroeléctricas.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
No. Caso  Aspectos a considerar  
I Centrales Eléctricas con 
procesos de cogeneración  Energía eléctrica neta generada  E 
Energía de los combustibles empleados  F 
Energía térmica neta o  calor útil generado en la 
central eléctrica  H 
II Centrales Eléctricas Limpias 
que utilizan combustibles 
fósiles  Energía eléctrica neta generada  E 
Energía de los combustibles fósiles empleados  F 
Energía de los combustibles no fósiles empleados  FEL 
III Tecnologías de bajas 
emisiones y centrales térmicas 
con procesos de captura y 
almacenamiento geológico o 
biosecuestro de bióxido de 
carbono  Energía eléctrica neta generada  E 
Factor de emisiones de bióxido de carbono por 
energía eléctrica generada  Factor mC 
IV Aprovechamiento del 
hidrógeno  Producción de hidrógeno  Prod H2 
Poder calorífico del hidrógeno  PCH2 
Energía de los combustibles fósiles empleados en el 
proceso de producción de hidrógeno  F 
Energía aprovechable del hidrógeno producido  EH2 
V Metodología de cálculo de 
densidad de potencia de 
centrales hidroeléctricas  Energía eléctrica neta generada  E 
Capacidad de generación de la central eléctrica  P 
Superficie de embalse  Sup e 
 
Al respecto, la medición para los cinco casos antes citad os es necesaria para la obtención de los CEL, en 
tanto se establece la metodología para calcular el porcentaje de energía libre de combustible.  
DECIMOQUINTO. Que el 23 de enero de 2018, se publicó en el DOF el Acuerdo por el que se modifican y 
adicionan la s Disposiciones Administrativas de Carácter General para el funcionamiento del Sistema de 
Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias, estableciéndose en el segundo 
párrafo de su artículo Segundo Transitorio que en tanto se e xpidan las disposiciones correspondientes, para 
los casos en los que aplique la Metodología, la medición de variables para el cálculo de la energía libre de 
combustible para poder recibir CEL, será confirmada mediante el Dictamen Técnico que emita la Unida d 
Acreditada, así como que cumplan con las Disposiciones Administrativas para la medición de variables que 
apliquen a dicha Metodología.  
DECIMOSEXTO. Que el 24 de enero de 2018, se publicaron en el DOF los Términos para acreditar a las 
unidades que certifi carán a las Centrales Eléctricas Limpias y que certificarán la medición de variables 
requeridas para determinar el porcentaje de energía libre de combustible (Términos), mismos que establecen 
en sus Transitorios Cuarto, Quinto y Sexto lo siguiente:  
DECIMOS ÉPTIMO.  Que el artículo Cuarto Transitorio de los Términos establece que, para el caso de los 
sistemas de cogeneración que fueron acreditados como cogeneración eficiente al amparo de la LSPEE, se 
tomarán en cuenta los valores establecidos en la resolución de la Comisión que le otorga el carácter de 
Cogeneración Eficiente, siempre y cuando cuenten con su permiso único de Generador al amparo de la LIE y 
siga vigente su acreditación como Cogeneración Eficiente, siempre y cuando se mantengan las mismas 
condicio nes bajo las cuales se acreditó, incluyendo el contar con la misma capacidad que se amparó en dicha 
acreditación. Lo anterior, será aplicable en tanto la Comisión expida las Disposiciones Administrativas para la 
medición de variables que deban aplicar para  dicha Metodología.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
DECIMOCTAVO. Que el artículo Quinto Transitorio de los Términos dispone que para el caso de las 
centrales hidroeléctricas a las cuales aplique la Metodología, la medición de variables para el cálculo de la 
Energía Libre de Combustible s e hará conforme a los valores de referencia amparados en el correspondiente 
título de concesión de agua, en tanto la Comisión expida las Disposiciones Administrativas para la medición 
de variables que deban aplicar para dicha Metodología, o en su caso, las  normas oficiales mexicanas 
correspondientes.  
DECIMONOVENO. Que el artículo Sexto Transitorio de los Términos indica que para el caso de una 
tecnología que utilice dos o más combustibles a la cual le aplique la Metodología, la medición de variables 
para el  cálculo de la Energía Libre de Combustible, se hará con base en la facturación de los datos relativos a 
los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica y la Unidad Acreditada comprobará que los 
valores amparados por dichas facturas sea n correctos en tanto la Comisión expida las Disposiciones 
Administrativas para la medición de variables que deban aplicar para dicha Metodología, o en su caso, las 
normas oficiales mexicanas correspondientes.  
VIGÉSIMO. Que el 29 de noviembre de 2018, el Co mité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico 
aprobó el PROY -NOM -017-CRE -2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de 
energía libre de combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad, 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 el artículo 47, fracción I de la 
LFMN y 33 del Reglamento de la Ley Fe deral sobre Metrología y Normalización.  
VIGÉSIMO PRIMERO. Que el Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -017-CRE -2018, contiene 
los requerimientos metrológicos necesarios para la medición de las variables necesarias para la determinación 
de la Energía Libre de Combustible de los procesos de generación de energía eléctrica que se definen en las 
Disposiciones de eficiencia y ELC, mismos que se describen en el Considerando Decimocuarto  del presente 
Acuerdo.  
Que en razón de lo anterior, esta Comisión estim a necesario emitir el siguiente:  
ACUERDO  
PRIMERO. Se ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana PROY -NOM -017-CRE -2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de 
Energía Libre de Combustible 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 Proyect o de Norma Oficial Mexicana se anexa al presente 
Acuerdo y forma parte integrante del mismo como si a la letra se insertare.  
SEGUNDO. Con fundamento en el artículo 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, los interesados deberá n entregar sus comentarios al Proyecto de Norma Oficial Mexicana 
PROY -NOM -017-CRE -2018, Métodos de medición de variables para el cálculo del porcentaje de Energía 
Libre de Combustible y procedimiento para la evaluación de la conformidad al Comité Consultiv o Nacional de 
Normalización Eléctrico de esta Comisión, en sus oficinas ubicadas en Boulevard Adolfo López Mateos 172, 
Colonia Merced Gómez, Alcaldía de Benito Juárez, Código postal 03930, Ciudad de México, o a los correos 
electrónicos gcabrera@cre.gob.mx y ccorrea@cre.gob.mx, en idioma español y dentro del plazo de 60 días 
naturales señalado en el Acuerdo Primero anterior.  
TERCERO. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/051/2018,  en el Registro al que se refieren 
los artículos 22, fracción XXVI, in ciso a) y 25, fracción X de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados 
en Materia Energética, y 4 y 16 del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.  
Ciudad de México, a 13 de diciembre de 2018. - El Presidente, Guillermo Ignacio García Alc ocer .- 
Rúbrica. - El Comisionado, Marcelino Madrigal Martínez .- Rúbrica. - La Comisionada, Neus Peniche Sala .- 
Ausente. - El Comisionado, Luis Guillermo Pineda Bernal .- Rúbrica. - La Comisionada, Cecilia Montserrat 
Ramiro Ximénez .- Rúbrica. - El Comisionado, Jesús Serrano Landeros .- Rúbrica. - El Comisionado, 
Guillermo Zúñiga Martínez .- Rúbrica.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -017-CRE -2018, MÉTODOS DE MEDICIÓN  DE 
VARIABLES PARA EL CÁLCULO DEL PORCENTAJE DE ENERGÍA LIBRE DE COMBUSTIBLE  Y 
PROCEDIMIENTO  PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
PREFACIO  
Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -017-CRE -2018, Métodos de medición variables 
para el cálculo del porcentaje de Energía Libre de Combustible y procedimiento para la evaluación de la 
conformidad,  fue aprobado por el Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de la Comisión 
Reguladora de Energía.  
ÍNDICE  
TÍTULO PRIMERO   
Introducción  Capítulo 0  
Objetivo y campo de aplicación  Capítulo 1  
Referencias normativas  Capítulo 2  
Términos y def iniciones  Capítulo 3  
Términos abreviados  Capítulo 4  
Generalidades  Capítulo 5  
  
TÍTULO SEGUNDO   
Sistema de medición   
Requerimientos metrológicos  Capítulo 6  
Requerimientos de información  Capítulo 7  
  
TÍTULO TERCERO   
Caso I - Centrales Eléctricas c on proceso de cogeneración eficiente   
Clasificación y delimitación de los procesos de cogeneración  Capítulo 8  
Requerimientos metrológicos: incertidumbre  Capítulo 9  
Métodos de medición  Capítulo 10  
  
TÍTULO CUARTO   
Caso II - Centrales Eléctricas Limpi as que utilizan combustibles fósiles  
Requerimientos metrológicos: incertidumbre  Capítulo 11  
Métodos de medición  Capítulo 12  
  
TÍTULO QUINTO   
Caso III - Tecnologías de bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y 
almacenamiento geológ ico o biosecuestro de bióxido de carbono   
Requerimientos metrológicos: incertidumbre  Capítulo 13  
Métodos de medición  Capítulo 14  
  
TÍTULO SEXTO   
Caso IV - Aprovechamiento del hidrógeno   
Requerimientos metrológicos: incertidumbre  Capítulo 15  
Métodos  de medición  Capítulo 16  
        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
TÍTULO S ÉPTIMO   
Caso V - Metodología de cálculo de densidad de potencia de centrales hidroeléctricas   
Requerimientos metrológicos: incertidumbre  Capítulo 17  
Métodos de medición  Capítulo 18  
  
TÍTULO OCTAVO   
Registro de inf ormación   
Del registro y almacenamiento de la información  Capítulo 19  
De la disponibilidad de la información  Capítulo 20  
  
TÍTULO NOVENO   
Procedimiento para la evaluación de la conformidad   
  
TÍTULO DECIMO   
Vigilancia   
  
TÍTULO UNDÉCIMO   
Concor dancia con normas internacionales   
  
TÍTULO DUODÉCIMO   
Bibliografía   
  
TÍTULO DECIMOTERCERO   
Apéndices normativos   
  
APÉNDICE A   
Sistemas de medición de flujo   
  
APÉNDICE B   
Sistemas de medición de masa   
  
APÉNDICE C   
Requisitos para la medi ción de presión y temperatura de fluidos   
  
APÉNDICE D   
Requisitos detallados para la medición de poder calorífico de sólidos, líquidos y gases   
  
APÉNDICE E   
Procedimiento general de la operación de un calorímetro para la determinación del poder 
calorífico superior   
  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
APÉNDICE F   
Cálculo de poder calorífico inferior a presión constante usando los valores de base seca   
  
APÉNDICE G   
Valores del factor A para el cálculo del poder calorífico superior Qg (25° C)   
  
APÉNDICE H   
Métodos de medició n de la emisión de gases CO2   
  
TRANSITORIOS   
 
0. Introducción  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, PROY -NOM -017-CRE -2018 (PROY -NOM) está 
estructurado conforme a la Norma Mexicana NMX -Z-013-SCFI -2015, Guía para la estructuración y redacción 
de normas; asimismo, se divide en títulos que facilitan la lectura, comprensión y aplicación de las 
disposiciones establecidas en éste.  
Este PROY -NOM -017-CRE -2018 se divide en los siguientes títulos:  
TÍTULO PRIMERO.  Introducción, Objetivo y campo de aplicac ión, Referencias normativas, 
Términos y definiciones, Términos abreviados y Generalidades;  
TÍTULO SEGUNDO.  Sistema de medición, Requerimientos metrológicos, Requerimientos de 
información;  
TÍTULO TERCERO.  Caso I - Centrales Eléctricas con proceso de cogener ación eficiente;  
TÍTULO CUARTO.  Caso II - Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles;  
TÍTULO QUINTO.  Caso III - Tecnologías de bajas emisiones y centrales térmicas con 
procesos de captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de 
bióxido de carbono;  
TÍTULO SEXTO.  Caso IV - Aprovechamiento del hidrógeno;  
TÍTULO SÉPTIMO.  Caso V - Metodología de cálculo de densidad de potencia de centrales 
hidroeléctricas;  
TÍTULO OCTAVO.  Registro de información;  
TÍTULO NOVENO.  Procedimiento para la evalu ación de la conformidad;  
TÍTULO DÉCIMO.  Vigilancia;  
TÍTULO UNDÉCIMO.  Concordancia con normas internacionales;  
TÍTULO DUODÉCIMO.  Bibliografía;  
TÍTULO DECIMOTERCERO . Apéndices normativos  
TÍTULO PRIMERO  
DISPOSICIONES GENERALES  
1. Objetivo y Campo de Aplicació n 
1.1 Objetivo  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana tiene como objeto establecer lo siguiente:  
a) Los requerimientos metrológicos y metodologías de medición necesarios que deben emplearse en 
Centrales Eléctricas que requieren obtener los valores de las variables a utilizar en la determinación 
de la ELC.  
b) El Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
1.2 Campo de aplicación  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana es aplicable a las Centrales Eléctricas que requieran 
obtener los va lores de las variables para la determinación de la ELC en términos de las Disposiciones de 
Eficiencia y ELC cuando utilicen cualquiera de los procesos de generación que se enuncian a continuación:  
a) Centrales Eléctricas con procesos de cogeneración eficie nte 
b) Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles  
c) Tecnologías de bajas emisiones y centrales térmicas con procesos de captura y almacenamiento 
geológico o biosecuestro de bióxido de carbono  
d) Centrales Eléctricas con aprovechamiento  del hidrógeno  
e) Centrales hidroeléctricas  
1.3 Exclusiones  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana no será aplicable a todas aquellas Centrales Eléctricas 
que cuenten con un permiso de Cogeneración y se encuentren acreditadas como cogeneración efic iente en 
términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, siempre y cuando su Contrato de Interconexión 
Legado se mantenga vigente.  
2. Referencias Normativas  
Para los fines de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar l as Normas Oficiales 
Mexicanas, Normas Mexicanas, Normas Internacionales y métodos de prueba que se indican a continuación, 
o las que las sustituyan:  
NOM -008-SCFI -2002  Sistema General de Unidades de Medida.  
NOM -013-SCFI -2004  Instrumentos de medición - Manóm etros con elemento elástico -
Especificaciones y métodos de prueba.  
NOM -086-SEMARNAT -SENER -
SCFI -2005  Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección 
ambiental.  
NOM -016-CRE -2016  Especificaciones de calidad de los petrolíferos.  
NOM -001-SECR E-2010  Especificaciones del gas natural (cancela y sustituye a la NOM -001-
SECRE -2003, Calidad del gas natural y la NOM -EM-002-SECRE -
2009, Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia 
severa).  
NMX -AA-174-SCFI -2015  Que establece especificaciones  y requisitos para la certificación de 
sustentabilidad ambiental en la producción de bioenergéticos 
líquidos de origen vegetal.  
NMX -EC-17025 -IMNC -2006  Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de 
ensayo y de calibración (cancela a la NM X-EC-17025 -IMNC -2000).  
NMX -AA-033-1985  Protección al Ambiente -Contaminación del Suelo - Residuos Sólidos 
Municipales -Determinación del Poder Calorífico Superior.  
NMX -B-030-1984  Industria Siderúrgica, Carbón y Coque.  
NMX -CH-003-1993  Instrumentos de medici ón – manómetros de presión, vacuómetros y 
manovacuómetros indicadores y registradores con elementos 
sensores elásticos (instrumentos ordinarios).  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
IEC 60751:2008  Industrial platinum resistance thermometers and platinum 
temperature sensors.  
ISO 6976:2016  Gas Natural – Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad de 
Wobbe a partir de la composición  
ISO 2186:2007  Fluid flow in closed conduits -- Connections for pressure signal 
transmissions between primary and secondary elements.  
ISO 5167 -1:2003  Measure ment of fluid flow by means of pressure differential devices 
inserted in circular cross -section conduits running full -- Part 1: 
General principles and requirements  
ISO 5167 -2:2003  Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices 
insert ed in circular cross -section conduits running full -- Part 2: 
Orifice plates  
ISO 5167 -3:2003  Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices 
inserted in circular cross -section conduits running full -- Part 3: 
Nozzles and Venturi nozzle s. 
ISO 5167 -4:2003  Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices 
inserted in circular cross -section conduits running full -- Part 4: 
Venturi tubes.  
ISO 5167 -5:2016  Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices 
inserted in circular cross -section conduits running full -- Part 5: Cone 
meters.  
ISO/TR 9464:2008  Guidelines for the use of ISO 5167:2003.  
ISO 6974 -1:2012  Gas Natural -- Determinación de composición e incertidumbre 
asociada por cromatografía -- Parte 1: Lineamientos Generales y 
cálculo de composición.  
ISO 6974 -2:2012  Gas Natural -- Determinación de composición e incertidumbre 
asociada por cromatografía – Parte 2: Cálculo de Incertidumbre.  
ISO 6974 -3:2018  Gas Natural -- Determinación de composición e inc ertidumbre 
asociada por cromatografía -- Parte 3: Precisión y tendencia.  
ISO 6974 -4:2000  Determinación de Nitrógeno, Dióxido de carbono, e hidrocarburos C1 
a C5 y C6+ para laboratorio y sistema de medición en línea 
utilizando dos columnas.  
ISO 6974 -5:201 4  Determinación de Nitrógeno, Dióxido de carbono e hidrocarburos C1 
a C5 y C6+ para aplicación en laboratorio y proceso en línea 
utilizando tres columnas.  
ISO 15970:2008  Natural gas -- Measurement of properties -- Volumetric properties: 
density, pressure , temperature and compression factor.  
ISO 17090:2015 (Apéndice A)  Health informatics -- Public key infrastructure -- Part 1: Overview of 
digital certificate services.  
ISO 9951:2007  Presentation/representation of entries in dictionaries -- 
Requirements, r ecommendations and information.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
ISO 2715:2017  Liquid hydrocarbons -- Volumetric measurement by turbine flowmeter  
ISO 5725 -3:1994  Accuracy (trueness and precision) of measurement methods and 
results -- Part 3: Intermediate measures of the precision of a 
standard measurement method  
ASME MFC -3M-2017  Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Orifice, Nozzle, and 
Venturi.  
ASME PTC 19.5 -2013  Flow Measurement – Performance Test Codes.  
API MPMS 7  Manual of petroleum measurement standards Chapter 7 - 
Temperature  determination  
API MPMS 14.3.2  Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon 
Fluids —Concentric, Square -edged Orifice Meters.  
API MPMS 5.3 -2005  Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 -Metering 
Section 3 -Measurement of Liquid Hy drocarbons by Turbine Meters  
API MPMS 5.2 -2005  Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 -Metering 
Section 2 -Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement 
Meters.  
EC 60751:2008  Industrial platinum resistance thermometers and platinum 
tempe rature sensors.  
 
Nota:  Para efectos del cumplimiento de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, las normas, códigos y 
estándares a utilizar son aquéllos listados en el presente Capítulo, además de todas aquéllas de aplicabilidad 
similar provenientes de o rganismos de reconocimiento internacional, de acuerdo con el listado de organismos 
internacionales de normalización publicado por la Secretaría de Economía.  
3. Términos y definiciones  
Para los propósitos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana se aplica n, adicionalmente a los términos 
y definiciones establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica, en su Reglamento y las disposiciones que de 
ella emanen, así como en las Bases del Mercado Eléctrico, los siguientes:  
3.1 Dictamen de verificación: Documento emitido por una UVAA, mediante el cual se hace constar el 
resultado del análisis realizado respecto a los requerimientos metrológicos de una Central Eléctrica para 
evaluar su conformidad con el presente PROY -NOM, mismo que puede ser inicial o periódico . 
3.2 E: La energía eléctrica neta generada en la Central Eléctrica, dada en MWh.  
3.3 Error (de indicación):  Indicación menos el valor de referencia de la magnitud, que se conoce también 
como el valor verdadero (convencional) de una magnitud.  
3.4 Error máximo permitido (EMP):  valor extremo del error de medida, con respecto a un valor de 
referencia conocido, permitido por especificaciones o reglamentaciones, para una medición, instrumento o 
sistema de medida dado.  
3.5 F:  La energía de los combustibles empleados en la Central Eléctrica, medida sobre el poder calorífico 
inferior y dada en MWh.  
3.6 H:  La energía térmica neta o el calor útil generado en una Central de Cogeneración y empleado en un 
proceso productivo, dado en MWh.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
3.7 H NO: El calor no cogenerado, es d ecir, aquella energía térmica que no se emplea para la producción de 
energía eléctrica, dado en MWh.  
3.8 Magnitud:  Atributo de un fenómeno, cuerpo o sustancia que puede ser distinguido cualitativamente y 
determinado cuantitativamente.  
3.9 Periodo p:  Period o en el cual se deben realizar las mediciones de las variables referidas en cada caso 
de este PROY -NOM, cuya estampa de tiempo está definida de conformidad con los requerimientos de 
frecuencia de registro.  
3.10 Unidad de Verificación Acreditada y Aprobada (UVAA): Persona física o moral debidamente 
acreditada por una entidad de acreditación en términos de la LFMN, y aprobada por la Comisión para llevar a 
cabo la verificación del cumplimiento del presente PROY -NOM.  
3.11 Usos propios:  Se refiere a la energía c onsumida por los equipos auxiliares de las centrales, que 
pueden ser los utilizados para preparación de combustibles, ventilación o iluminación, entre otros en MWh.  
3.12 Verificación:  La constatación ocular y documental realizada para evaluar la conformida d de los 
requerimientos metrológicos establecidos en el presente PROY -NOM.  
4. Términos abreviados  
PROY -NOM  Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
ARM  Acuerdo de Reconocimiento Mutuo.  
CENAM  Centro Nacional de Metrología  
CIPM  Comité Internacional de Pesas y Medidas.  
Comisión  Comisión Reguladora de Energía.  
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los criterios de 
eficiencia y establecen la metodología de cálculo para determinar el porcentaje  de 
energí a libre de combustible en fuentes de energía y procesos de generación de 
energía eléctrica.  
ELC Energía Libre de Combustible.  
EMP  Error Máximo Permitido.  
IBC Instrumento Bajo Calibración  
LIE Ley de la Industria Eléctrica.  
LTE Ley de Transición Energét ica. 
LFMN  Ley Federal sobre Metrología y Normalización.  
NMX  Norma Mexicana.  
NOM  Norma Oficial Mexicana.  
OS Sistema Operativo  
PEC Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.  
PROFEPA  Procuraduría Federal de Protección al Ambiente  
SCI Sistema C oncentrador de Información  
SEMARNAT  Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
5. Generalidades  
En la Tabla 1 se muestran las Energías Limpias, de acuerdo con la clasificación establecida en la LIE, a 
las cuales aplicará el presente PROY -NOM de a cuerdo con las Disposiciones de eficiencia y ELC establecidas 
por la Comisión.  
Tabla 1 - Porcentaje de energía libre de combustible y metodología aplicable a las energías limpias en 
términos del uso de combustible fósil (1 de 3).  
Inciso  Energías limpias  Uso de combustible  El porcentaje de 
ELC con respecto a 
la producción de 
energía eléctrica de 
la central  Criterios de 
eficiencia y 
metodología 
aplicables  Sí/No Parcial/Total  
a) El viento;  No No aplica  100 %  No aplica  
b) La radiación solar, en todas su s formas;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso II  
c) La energía oceánica en sus distintas 
formas: maremotriz, maremotérmica, de 
las olas, de las corrientes marinas y del 
gradiente de concentr ación de sal;  No No aplica  100 %  No aplica  
d) El calor de los yacimientos geotérmicos;  No No aplica  100 %  No aplica  
e) Los bioenergéticos que determine la Ley 
de Promoción y Desarrollo de los 
Bioenergéticos;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso II  
f) La energía generada por el 
aprovechamiento del poder calorífico del 
metano y otros gases asociados en los 
sitios de disposición de residuos, granjas 
pecuarias y en las plantas de tratamiento 
de aguas residuales, entre otros;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso II  
g) La energía generada por el 
aprovechamiento del hidrógeno mediante 
su combustión o su uso en celdas de 
combustible, si empre y cuando se cumpla 
con la eficiencia mínima que establezca la 
Comisión y los criterios de emisiones 
establecidos por la SEMARNAT en su 
ciclo de vida;  Sí No aplica  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso IV  
h) La energía proveniente  de centrales 
hidroeléctricas;  No No aplica  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso V  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tabla 1 - Porcentaje de energía libre de combustible y metodología aplicable a las energías limpias en 
términos del uso de combustible fósil (2 de 3).  
inciso  Energías limpias  Uso de combustible  El porcentaje de 
ELC con respecto a 
la producción de 
energía eléctrica de 
la central  Criterios de 
eficiencia y 
metodología 
aplicables  Sí/No  Parcial/Total  
i) La energía nucleoeléctrica;  No No aplica  100 %  No aplica  
j) La energía generada con los productos 
del procesamiento de esquilmos agrícolas 
o residuos sólidos urbanos (como 
gasificación o plasma molecular), cuando 
dicho procesamiento no genere dioxinas y 
furanos u otras emisiones que puedan 
afectar a la s alud o al medio ambiente y 
cumpla con las normas oficiales 
mexicanas que al efecto emita la 
SEMARNAT;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso II  
k) La energía generada por centrales de 
cogenerac ión eficiente en términos de los 
criterios de eficiencia emitidos por la 
Comisión y de emisiones establecidos por 
la SEMARNAT;  Sí Total  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso I  
l) La energía generada por ingenios 
azucareros que cumplan con los criterios 
de eficiencia que establezca la Comisión y 
de emisiones establecidos por la 
SEMARNAT;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso II  
m) La energía generada por centrales 
térmicas c on procesos de captura y 
almacenamiento geológico o biosecuestro 
de bióxido de carbono que tengan una 
eficiencia igual o superior en términos de 
kWh-generado por tonelada de bióxido de 
carbono equivalente emitida a la 
atmósfera, respecto de la eficiencia 
mínima que establezca la Comisión y los 
criterios de emisiones establecidos por la 
SEMARNAT;  Sí Total  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso III        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Tabla 1 - Porcentaje de energía libre de combustible y metodología aplicable a las energías limpias en 
términos del uso de combustible fósil (3 de 3).  
inciso  Energías limpias  Uso de combustible  El porcentaje de 
ELC con respecto 
a la producción 
de energía 
eléctrica de la 
central  Criterios de 
eficiencia y 
metodología 
aplicables  Sí/No  Parcial/Tot al 
n) Tecnologías consideradas de bajas 
emisiones de carbono conforme a 
estándares internacionales, y  Sí Total  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y ELC  Caso III  
o) Otras tecnologíasa que determinen la 
Secretaría y la SEMARNAT, con base en 
parámetros y normas de eficiencia 
energética e hídrica, emisiones a la 
atmósfera y generación de residuos, de 
manera directa, indirecta o en ciclo de 
vida;  No No aplica  100 %  No aplica  
Sí Parcial o Total  En términos de las 
Disposiciones de 
eficiencia y E LC Según sea el 
caso  
a Para la definición de otras tecnologías se analizará cada caso de manera particular, considerando el documento 
definitorio que, para tal efecto, emitan la Secretaría de Energía y la SEMARNAT, y se tomará como referencia la 
informaci ón presentada en el procedimiento correspondiente que se establezca, a fin de evaluar los criterios y 
metodología aplicables para determinar el porcentaje de energía libre de combustible.  
 
Todas las Centrales Eléctricas que se encuentren dentro del campo de aplicación del presente  PROY -
NOM deben cumplir con los requerimientos metrológicos que en éste se establecen, conforme a las siguientes 
consideraciones:  
a) Las Centrales Eléctricas cuya energía limpia corresponda al inciso o), deben cumplir con equipo 
adecuado para la medición de energía eléctrica de conformidad con lo establecido en el presente 
PROY -NOM, previa determinación de la Secretaría de Energía y la SEMARNAT. Adicionalmente la 
Comisión podrá determinar si la Central Eléctrica requiere de la medi ción de otros parámetros.  
b) Cuando se trate de la medición del poder calorífico del(los) combustible(s) utilizado(s), las centrales 
con capacidad instalada menor o igual a 10 MW no estarán obligadas a dicho cumplimiento, para lo 
cual podrán optar por una de las siguientes opciones:  
1) Solicitar a una UVAA autorizada en términos del presente PROY -NOM, la determinación del 
valor de la variable que no cuente con medición permanente.  
2) Utilizar valores de referencia señalados en la normatividad aplicable, así  como en las tablas o 
listas de combustibles de conformidad con lo establecido en cada uno de los capítulos del 
presente PROY -NOM, en los que se hace referencia a la obtención de la energía del 
combustible (F).  
TÍTULO SEGUNDO  
SISTEMAS DE MEDICIÓN  
6. Requer imientos metrológicos  
Los métodos de medición aplicables para el cumplimiento del presente PROY -NOM podrán ser los 
determinados en las normas, estándares o códigos provenientes de organismos de reconocimiento 
internacional de acuerdo con el listado de orga nismos internacionales de normalización publicado por la 
Secretaría de Economía o aquéllos de aplicación en la industria nacional de uso común.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
6.1 Calibración  
La incertidumbre en la medición debe considerar a los integradores y transmisores. Se debe tener  en 
cuenta las especificaciones del fabricante y las condiciones de operación, así como la ubicación física de los 
equipos de medición conforme a lo establecido en el presente PROY -NOM.  
Para efectos de este PROY -NOM, la calibración de los instrumentos de m edición no es equivalente al 
ajuste de un sistema de medida o la verificación de la calibración.  
6.2 Energía eléctrica neta  
6.2.1  Consideraciones generales  
El medidor de energía eléctrica debe contar con la aprobación del modelo o prototipo correspondiente  de 
conformidad con la normatividad o regulación aplicable en materia de sistemas de medición que para tal 
efecto emita la Comisión, así como con la calibración vigente con la finalidad de asegurar la trazabilidad a 
patrones nacionales. La incertidumbre má xima de medición de la energía eléctrica neta en la Central Eléctrica, 
debe ser de:  
 
donde:  
 
La incertidumbre de medición de la energía eléctrica neta (inc(E)), incluye los componentes de 
incertidumbre de medición del watthorímetro y de los transformador es de tensión y de corriente para medición.  
Los sistemas de medición de energía eléctrica deben cumplir con los requerimientos metrológicos de la 
medición de energía eléctrica neta de acuerdo con lo establecido en la especificación técnica, en la 
normativi dad o regulación aplicable en materia de medición que para tal efecto emita la Comisión, de acuerdo 
con el tipo y a la aplicación de la Central Eléctrica que se trate.  
6.2.2 Métodos de medición de la energía eléctrica neta  
Para determinar el total de la en ergía eléctrica neta (E) que se produce en el sistema de generación de 
energía eléctrica durante el periodo “p”, es necesario sustraer de la energía generada la energía empleada 
para los usos propios de la Central Eléctrica, expresada en MWh.  
6.3 Energía d el combustible  
6.3.1 Consideraciones generales  
La incertidumbre máxima de medición de la energía de los combustibles empleados en el sistema de 
generación de energía eléctrica será:  
 
donde:  
 
Se debe medir el total del combustible que ingresa al sistema, cuya finalidad sea la generación de energía 
eléctrica y/o la obtención de energía térmica o calor útil.  
Para determinar la energía del combustible F que se utiliza en el sistema de generación, se debe medir la 
cantidad del mismo durante el periodo “p” mult iplicado por su poder calorífico inferior medido conforme a los 
requerimientos establecidos en el presente Capítulo. Las Centrales Eléctricas con capacidad menor o igual a 
10 MW no estarán obligadas a la instalación permanente de equipo de medición del pod er calorífico y, en su 
caso, podrán determinar dicho valor a partir de las opciones establecidas en b) del Capítulo 5 del presente 
PROY -NOM. En este sentido, el valor del poder calorífico determinado debe mantenerse hasta la próxima 
verificación de la Cent ral Eléctrica.  
Todos los combustibles adicionales que ingresan a la central deben ser medidos, aun cuando no sea 
incluido en la suma total de la energía del combustible utilizado en el proceso de generación de energía 
eléctrica. Por ejemplo, el combustible  usado en postcombustión o en calderas auxiliares.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
6.3.2  Combustibles sólidos  
La incertidumbre de medición de la energía de los combustibles sólidos empleados no debe sobrepasar el 
valor establecido de inc(F) ≤ ± 3 %, para ello se debe seguir con lo dispue sto en el Apéndice B sobre las 
especificaciones técnicas de los diferentes sistemas de medición de cantidad de combustible sólido (masa).  
a) La masa de los combustibles suministrados debe medirse y registrarse en su totalidad empleando 
instrumentos de medi ción que garanticen la certidumbre de medición de conformidad con lo 
establecido en el Apéndice B del presente PROY -NOM, siendo aplicable en cualquiera de las 
siguientes configuraciones de alimentación:  
1) Alimentación continua, por medio de bandas transpo rtadoras.  
2) Alimentación dosificada, por medio de tolvas.  
b) El poder calorífico inferior debe medirse por lote de combustible consumido o de forma periódica, 
esto de acuerdo con lo dispuesto en el Apéndice D sobre los requisitos detallados para la medici ón 
de poder calorífico de sólidos, líquidos y gases. Los métodos para calcular el poder calorífico se 
muestran en la Tabla 2.  
Tabla 2 - Método y frecuencia de medición para la determinación  del poder calorífico inferior del 
combustible sólido.  
Materiales 
solidos  Método de prueba  Principio  Incertidumbre 
Máxima  Frecuencia de 
medición  
Fósiles y No 
Fósiles  ASTM D5865 -13 Método Estándar 
para el poder calorífico de Carbón y 
Coque.  
ISO 1928:2009 Combustibles 
minerales sólidos. Determinación 
del poder calorífico s uperior y 
cálculo del poder calorífico inferior  
DIN 51900 -1:2000 Determinación 
del poder calorífico superior de 
sólidos y líquidos usando una 
bomba calorimétrica y cálculo del 
poder calórico inferior.  Bomba 
Calorimétrica  < 5 %  3 veces al día  
 
Cuando se re quiera la aplicación de valores definidos de poder calorífico de los combustibles sólidos, se 
deben utilizar los valores referidos en la “Lista de combustibles que se considerarán para identificar a los 
usuarios de patrón de alto consumo, así como los fact ores para determinar las equivalencias en términos de 
barriles equivalentes de petróleo” publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de noviembre de 2016, 
o aqu ella que la sustituya.  
6.3.3 Combustibles líquidos  
La medición y el registro del cauda l o flujo de los combustibles empleados en la Central Eléctrica debe 
realizarse con instrumentos que garanticen el grado de exactitud requerido, esto de conformidad con lo 
establecido en el Apéndice A del presente PROY -NOM, sobre los sistemas de medición d e flujo.  
a) Cantidad de combustible  
Los combustibles líquidos deben ser contabilizados en litros o en kilogramos, por lo que el combustible 
empleado se debe medir y registrar con un medidor de caudal o flujo con un grado de incertidumbre menor o 
igual al 2  %. En caso de que la medición de caudal se realice a una temperatura y presión distintas a las que 
fue calibrado el equipo o instrumento de medición, será necesario aplicar los factores de corrección 
correspondientes, de conformidad con lo establecido en el Apéndice C del presente PROY -NOM. La Tabla 3 
muestra las especificaciones técnicas del sistema de medición.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tabla 3 - Especificaciones metrológicas para los sistemas  de medición de flujo de combustible líquido.  
 Principios de medición aplicables  Resoluc ión Repetibilidad  Incertidumbre  
U, k = 2 
Dispositivo 
primario   Coriolis  
 Rotativo DP  
 Ultrasónico  
 Turbina   0.1 %   0.5 % 
Medidor de 
temperatura   Pt-100 y transmisor  
 Termopar y transmisor   0.5 °C   0.1 %   0.25 %  
Medición de la 
densidad   Hidrómetro de inmersión  
 Densímetro por resonancia     0.25 %  
Fluctuaciones      0.5 %  
Incertid umbre de medición del flujo de líquido   1 % 
 
b) Poder calorífico inferior  
El poder calorífico inferior se determina considerando la cantidad de energía por unidad de masa, por lo 
que la conversión entre la masa y el volumen debe realizarse de conformidad con lo establecido en el 
Apéndice D. El valor del poder calorífico se determina conforme a los métodos de prueba descritos  en el 
estándar ASTM -D4809. En la Tabla 4 se muestran las especificaciones del método de prueba.  
Tabla  4 - Especificaciones del método de medición del poder calorífico de combustibles líquidos.  
Método de Prueba  Equipo  Fuentes de Incertidumbre de 
medición  Incertidumbre 
expandida de 
medición del Poder 
Calorífico  
ASTM -D4809 Poder 
Calorífico Superior e 
Inferi or Bomba Calorimétrica, 
también llamado 
Calorímetro Isoperbólico  Repetitividad, Reproducibilidad, 
Calibración, Error Sistemático  2.1 %  
 
Cuando se requiera la aplicación de valores definidos de poder calorífico de los combustibles líquidos, se 
deben utiliz ar los valores referidos en la Norma Mexicana NMX -AA-174-SCFI -2015, así como los establecidos 
en la “Lista de combustibles que se considerarán para identificar a los usuarios de patrón de alto consumo, así 
como los factores para determinar las equivalencia s en términos de barriles equivalentes de petróleo”.  
6.3.4  Combustibles gaseosos  
La medición y registro del volumen del gas empleado en la Central Eléctrica, debe realizarse con equipos 
o instrumentos cuya incertidumbre de medición no sobrepase el valor es tablecido, de acuerdo con lo 
dispuesto en el Apéndice A del presente PROY -NOM, sobre los sistemas de medición de flujo.  
a) Cantidad de combustible  
En caso que la medición del volumen del combustible gaseoso empleado se realice a una temperatura y 
presión d istintas a la que el sistema de medición fue calibrado, se podrá realizar la corrección (condiciones 
normales) de acuerdo con el Apéndice C.  
b) Incertidumbre  
La incertidumbre de medición de los equipos o instrumentos encargados de cuantificar la energía de l 
combustible gaseoso, debe ser menor al 2 %. La Tabla 5 muestra especificaciones metrológicas de los 
sistemas de medición de flujo de gas.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Tabla 5 - Especificaciones metrológicas para los sistemas  de medición de flujo de combustible 
gaseoso.  
 Principios d e medición 
aplicables  Resolución  
 Repetibilidad  
 Incertidumbre  
U, k = 2 
Dispositivo 
primario   Placa de orificio  
 Turbina  
 Ultrasónicos  
 Rotativos DP  
 Coriolis   0.1 %   0.5 %  
Medidor de 
temperatura   Pt-100 y transmisor  
 Termopar y t ransmisor   0.5 °C   0.1 %   0.25 %  
Medidor de 
presión   Capacitivo y transmisor  
 Resonante y transmisor  
 otros   1 hPa   0.2 %   0.25 %  
Medición de la 
presión diferencial   Capacitivo y transmisor  
 Resonante y transmisor  
 otros  1 hPa   0.2 %   0.25 %  
Medición de la 
densidad   picnometría  
 resonancia y transmisor  
 cromatografía y AGA8     0.25 %  
Fluctuaciones      0.25 %  
Incertidumbre de medición del flujo de combustible gaseoso   1 % 
 
c) Poder calorífico inferior.  
Para obtener el poder calorífico inferior de los combustibles gaseosos de forma continua, debe utilizarse 
un cromatógrafo de gas bajo la norma ISO 6976:2016 o ISO 6974 -1:2012. La incertidumbre del cálculo debe 
ser menor al 2 %. Pa ra complementar el proceso de obtención del poder calorífico por cromatografía, se 
puede consultar la norma ASTM D1945. En la Tabla 6 se muestran las especificaciones del método de 
prueba:  
Tabla 6 - Especificaciones de sistemas de medición del poder calorí fico de combustibles gaseosos.  
Método de Prueba  Sistemas de medición  Fuentes de 
Incertidumbre  Incertidumbre 
expandida de medición 
del Poder Calorífico  
ISO-6974 -1:2012 Determinación 
de composición e incertidumbre 
asociada por cromatografía  
ISO-6976:2016 C álculo del poder 
calorífico, densidad, densidad de 
Wobbe a partir de la composición  Cromatógrafo de Gases  
Determinación de 
hidrógeno, helio, oxígeno, 
nitrógeno, dióxido de 
carbono e hidrocarburos 
hasta C8  Repetitividad  
Reproducibilidad  
Calibración  
Error Sis temático  2 % 
 
Cuando se requiera la aplicación de valores definidos de poder calorífico de los combustibles gaseosos, se 
deben utilizar los valores referidos en la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -2010, así como los 
establecidos en referencias naciona les o internacionales dependiendo del combustible empleado en la Central 
Eléctrica.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
6.4 Energía térmica o calor útil (H)  
La energía térmica o calor útil es la energía térmica producida en la central de cogeneración, que es 
transferida y aprovechada en un p roceso productivo (zona de consumo). Este término es el que se emplea 
para evaluar las centrales de cogeneración.  
6.4.1  Consideraciones generales  
Los medidores del calor útil deben situarse en la frontera de la delimitación del sistema de generación y a 
la entrada del proceso que utilizará dicho calor. En este caso los sistemas de medición para la determinación 
de la energía térmica o calor útil consisten en medidores de flujo o caudal, sensores de temperatura y 
sensores de presión.  
La energía térmica proce dente de un sistema de generación puede entregarse, de manera enunciativa 
mas no limitativa, en alguna de las formas siguientes:  
a) Agua líquida.  
b) Fluido térmico.  
c) Vapor de agua.  
d) Gases calientes.  
Se debe calcular o medir sólo el calor que se trasfie re y aprovecha en la zona de consumo.  
En el cálculo del calor útil no se debe considerar la energía térmica generada en procesos no vinculados al 
del proceso de cogeneración evaluado. Ejemplos: el calor generado en calderas auxiliares que no pertenecen 
al proceso de cogeneración; las extracciones de vapor que se utiliza en el calentamiento del agua de 
alimentación al recuperador de calor, el calor generado en calderas auxiliares que no pertenecen al proceso 
de cogeneración; el calor expulsado a la atm ósfera  sin aprovecharse; los envíos de gases de combustión por 
la chimenea; el calor dispersado por equipos de condensación; el calentamiento del agua de alimentación a 
las calderas del sistema como recuperadoras de calor, entre otros.  
El cálculo correcto del ca lor útil considera únicamente el calor trasferido neto. Para el caso en que el calor 
útil se aporta como vapor, los retornos de condensados no deben considerarse como aportes de energía  al 
sistema.  
6.4.2 Medición del calor útil y calor no cogenerado  
El cá lculo o estimación del calor útil tiene por objetivo la determinación del combustible evitado 
(considerado como energía primaria) en la producción de dicho calor. El calor útil debe entregarse de manera 
simultánea al proceso del consumidor en alguna de las  formas descritas en 6.4.2.1, 6.4.2.2, 6.4.2.3 y 6.4.2.4.  
Para todos los casos, el calor útil se calcula a partir de la ecuación 2.  
 
donde:  
 
Por otro lado, el calor que se produce fuera de un proceso de cogeneración, es decir, que no se emplea 
para la pr oducción de energía eléctrica, se denominará como calor no cogenerado, H no. Este calor se debe 
medir o estimar a partir del combustible empleado para su producción. Por ejemplo:  
a) El calor producido por una caldera convencional o un quemador auxiliar. El combustible que se utiliza 
se debe medir, de forma que permita evaluar el calor no cogenerado.  
b) Calor de postcombustión: definido como el proceso de combustión complementaria aplicable a 
unidades de cogeneración (turbinas de gas o motores) cuyos gases de  escape contienen 
proporciones elevadas de oxígeno por lo que se pueden utilizar como comburente con combustible 
adicional.  
c) Vapor de extracción de una caldera alimentada con combustible, antes de su uso en una turbina  de 
vapor.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
d) Vapor sobrante, no re cuperable y que suele condensarse produciendo energía eléctrica y/o mecánica 
en una turbina de condensación.  
e) Vapor o calor empleado en la propia central de cogeneración para precalentamientos de agua de 
alimentación, desgasificación térmica, etc.  
En est os casos, la cuantificación de H no se debe realizar por medio de una medición directa (caso del 
vapor de extracción) o por medio de una medida del combustible que se utiliza en postcombustión o en 
calderas auxiliares. El calor que se obtiene de estos proce sos no se considerará de cogeneración salvo que 
se emplee para la producción de energía eléctrica y/o mecánica con equipos como las turbinas  de 
contrapresión.  
a) Agua líquida y fluidos térmicos  
La entrega de energía térmica a través de agua líquida y flui dos térmicos se determina como el valor neto 
de la salida y el retorno de los fluidos de trabajo que transportan la energía térmica (agua o aceite), los cuales 
circulan en un circuito cerrado y permiten la transferencia de calor para los usos del proceso q ue demanda 
energía térmica, por lo que en cada circuito de flujo debe existir un medidor de flujo instantáneo y un medidor 
para la diferencia de temperaturas. Su producto instantáneo con el valor del calor específico se integra sobre 
el periodo “p” bajo ev aluación y el resultado es el valor del calor útil.  
Los instrumentos y equipos deben ser instalados y calibrados de acuerdo con lo establecido en el 
Apéndice C, dicha calibración debe tener una incertidumbre no mayor al 3 %. Para los casos en que el fluido  
retorna por el circuito sin más alteraciones que un cambio de temperatura T 2 < T 1, el calor útil se refiere al 
calor extraído, el cual se calcula según las ecuaciones 3 y 4.  
 
donde:  
 
 
h1 y h2 son las entalpías de salida y retorno de agua líquida o fluid o térmico (aceite) respectivamente, y C p 
es el calor específico promedio del fluido (agua o aceite) si se puede considerar constante en el intervalo  de 
operación.  
b) Vapor de agua  
Los medidores deben ubicarse lo más próximo a la frontera de la delimitació n del proceso de cogeneración 
y a la entrada del proceso, cuidando que no se contabilice el vapor enviado al desgasificador. La medición de 
H se contabiliza de forma constante como el producto del caudal por la entalp ía del vapor, siendo éste el 
producto q ue debe integrarse durante el periodo de evaluación. En el caso que exista retorno de 
condensadores se debe medir el caudal y su temperatura.  
Los medidores de caudal deben tener una exactitud de acuerdo con el Apéndice A del presente  PROY -
NOM, y de acuerdo  con el mismo Apéndice, se deben aplicar correcciones por presión y temperatura cuando 
sea necesario. Los diagramas, toberas y tubos de Venturi se deben instalar de acuerdo con las 
especificaciones del fabricante, y el caudal debe calcularse con base en la s dimensiones reales  y no 
nominales.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
La existencia de la corriente de retorno de condensados en una central de cogeneración que aporta vapor 
de agua supone una medida de eficiencia energética, ya que el calor contenido en dicha corriente es captado 
por el  proceso de cogeneración en los equipos de generación de vapor, necesitándose de este modo menos 
combustible para el mismo aporte calórico al proceso.  
El cálculo del calor útil en cogeneraciones que aporten vapor de agua al proceso se realizará con base en  
la metodología indicada a continuación. Cogeneraciones en las cuales el vapor de agua se incorpora al 
producto elaborado en el proceso.  
Cuando el vapor se incorpora al producto elaborado en el proceso, no es posible canalizar una corriente 
de retorno de c ondensados hasta la cogeneración, con lo que el calor útil únicamente consiste en el calor 
entregado a proceso, el cálculo del calor útil se realiza de acuerdo con la ecuación 5.  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
donde:  
 =es el caudal de los gases,  
 =es la entalpía del gas de entrada, y 
 =es la entalpía de salida del gas.  
En los casos donde no sea posible medir el caudal, se debe justificar la no posibilidad de medir, así como 
determinar el flujo de gases mediante estequiometria o por balance de energía y no se debe considerar el 
dato de diseño, ya que dicha consideración incrementa el valor de incertidumbre.  
Para procesos de secado, el calor útil se calcula sumando al calor latente del agua evaporada, el 
incremento del calor sensible del agua total más el incremento de calor sensible d el producto secado, ambos 
incrementos desde la temperatura del producto húmedo a la entrada del proceso de secado hasta la 
temperatura final del producto seco. La ecuación anterior se puede expresar utilizando el calor específico de 
un gas mezclado con air e en función de la temperatura por la correlación, de acuerdo con la ecuación 9.  
 
donde:  
 
La ecuación es válida en el intervalo de 0 a 1500 °C, donde T se expresa en °C y el calor específico en 
kJ/(kg·°C), si se utiliza para calcular el calor útil se tie ne la ecuación 10.  
 
donde:  
T1 y T2 = son las temperaturas de entrada y salida de los gases al secador.  
6.4.3  Consideraciones del proceso demandante de energía térmica en el cálculo del calor útil  
Un proceso de cogeneración está estrechamente ligado al pro ceso al cual se suministra energía hasta el 
punto que no es posible obtener y validar el calor útil que la cogeneración aporta sin realizar un análisis del 
proceso demandante de calor.  
De forma adicional a la obtención del valor de calor útil de acuerdo co n lo descrito, es necesaria  la 
realización de un análisis sobre el destino de dicho calor útil (análisis de proceso). La entidad que realice la 
certificación de calor útil, electricidad de cogeneración e índices de eficiencia debe de realizar un análisis del 
proceso con base en los siguientes puntos:  
a) Justificación del calor entregado . En ningún caso se considerará útil, aquella energía térmica que se 
destine a usos que no se realizarían mediante equipos de suministro de calor diferentes a la 
cogeneració n. Podrá requerirse al representante de la Central Eléctricas un estudio económico sobre 
la rentabilidad y/o necesidad de aportar dicho calor sin cogeneración.  
b) Sumideros de calor . El calor entregado a proceso que no hagan uso del mismo, vertiéndolo, por  
ejemplo, directamente a la atmósfera nunca tendrá la consideración de útil, siendo obligatorio restarlo 
al calor útil que se calculó por la cogeneración.  
7. Requerimientos de información  
Las Centrales Eléctricas deben establecer y mantener un Sistema Conc entrador de Información que 
permita recibir las lecturas de mediciones de los dispositivos de medición asociados con su proceso de 
generación de energía eléctrica, para poder registrar y almacenar los valores de las variables requeridas en 
cada proceso par a el cálculo del porcentaje de ELC.  
El Título Octavo del presente PROY -NOM, presenta los requerimientos particulares del registro de 
información de las mediciones que la Central Eléctrica debe mantener.  
TÍTULO TERCERO  
CASO I CENTRALES ELÉCTRICAS CON PROCES O DE COGENERACIÓN EFICIENTE  
8. Clasificación y delimitación de los procesos de cogeneración  
8.1 Clasificación de los procesos de cogeneración.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Los procesos de cogeneración se clasifican según la parte del proceso en la que se genere la energía 
eléctrica, c onsiderando principalmente la fuente del combustible a utilizar para dicho uso.  
Cabe destacar que las Centrales Eléctricas con tecnología de ciclo combinado no podrán ser consideradas 
como cogeneración eficiente.  
8.1.1  Procesos de cogeneración tipo A.  
Los procesos de cogeneración tipo A se refieren a los procesos de cogeneración con producción de 
energía eléctrica conjuntamente con vapor, con otro tipo de energía térmica secundaria, o ambos. Consiste en 
obtener energía eléctrica de la primera etapa del proc eso de cogeneración, en la cual el energético primario 
ingresa directamente al sistema.  
En la segunda etapa del proceso, la energía térmica remanente se recupera como calor útil para ser 
empleado en los procesos productivos asociados al proceso de cogenera ción. En la Figura 1 se presenta el 
diagrama esquemático del proceso de cogeneración tipo A, mientras que en la Figura 2 se muestran, de 
manera enunciativa mas no limitativa, tres configuraciones de procesos de cogeneración tipo A.  
 
Figura 2 - Configuraci ones de un proceso de Cogeneración tipo A  
 
8.1.2  Procesos de cogeneración tipo B  
Los procesos de cogeneración tipo B se refieren a aquellos procesos de cogeneración con producción 
directa o indirecta de energía eléctrica a partir de la energía térmica no a provechada en los procesos. La 
energía eléctrica generada en este tipo de proceso de cogeneración debe de obtenerse de una segunda etapa 
del proceso, en donde el energético de entrada al proceso de cogeneración consiste en calor útil para el 
proceso, en fo rma de vapor o gases calientes procedentes del proceso industrial. Dicho calor útil, subproducto 
del proceso industrial, puede provenir de:        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
a) La energía térmica no aprovechada en el proceso productivo, tal como las turbinas que transforman 
la energía térm ica del vapor no aprovechado en energía mecánica y en energía eléctrica por medio 
de un alternador.  
b) Un generador de vapor por recuperación de calor, en el cual se aprovecha la energía térmica de los 
gases provenientes de un proceso industrial. Se debe a segurar que este vapor sea aqu el que 
alimenta la turbina de generación eléctrica.  
En la Figura 3 se presenta el diagrama esquemático de los procesos de cogeneración tipo B, mientras que 
en la Figura 4 se muestran, de manera enunciativa mas no limitativa, d os configuraciones de procesos de 
cogeneración tipo B.  
 
 
8.1.3  Procesos de cogeneración tipo C  
Los procesos de cogeneración tipo C se refieren a los procesos de cogeneración con producción directa o 
indirecta de energía eléctrica, utilizando los combustib les producidos en los procesos. Consiste en la energía 
eléctrica que se genera directa o indirectamente a partir de combustibles producidos, ya sean residuales o 
subproductos en los procesos de que se trate; con éstos se prevé el reaprovechamiento del comb ustible para 
la generación de energía eléctrica.  
De manera enunciativa y no limitativa, los energéticos que se consideran en esta clasificación de 
cogeneración son:  
a) Los gases residuales derivados de la producción de diferentes productos industriales que  pueden ser 
usados como combustibles . 
b) Los combustibles que son quemados directamente en los primomotores y pueden ser aprovechados 
para generar electricidad, como gases o aceites sobrantes de los procesos de refinación, entre otros.  
En la Figura 5 se pr esenta el diagrama esquemático para los procesos de cogeneración tipo C, mientras 
que en la Figura 6 se muestran, de manera enunciativa mas no limitativa, tres configuraciones de procesos de 
cogeneración de este tipo.  
 
Figura 5 - Proceso de Cogeneración t ipo C  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
Figura 6 - Configuraciones de un proceso de Cogeneración tipo C  
 
8.2 Delimitación de los procesos de cogeneración  
Para la evaluación del proceso de cogeneración, se delimita el sistema para cada una de las 
clasificaciones posibles. A partir de los límites de un proceso de cogeneración, las Centrales Eléctricas deben:  
a) Identificar las corrientes portadoras de energía térmica; y  
b) Diferenciar la zona de cogeneración de la zona de consumo, en la cual se utiliza la producción 
energética de la unidad de cogeneración.  
Las unidades que no operan dentro del proceso de cogeneración no deben ser incluidas dentro de los 
límites del sistema a ser evaluado, tales como calderas empleadas con fines exclusivamente térmicos, 
calderas de recuperación de calores res iduales con combustión auxiliar o suplementaria que no estén 
acopladas a turbinas para exclusiva generación térmica, generadores auxiliares que buscan reducir demanda 
de potencia y energía eléctrica en horario punta o de respaldo ante emergencias derivadas  de interrupciones 
en el servicio público de energía eléctrica.  
Para demostrar los límites del proceso de cogeneración las Centrales Eléctricas deben cumplir con los 
incisos a) y b) anteriores, conforme al tipo de proceso de cogeneración establecido en 6.1  de la presente 
PROY -NOM, de acuerdo con lo siguiente:  
8.2.1  Delimitación para procesos de cogeneración tipo A  
Para centrales de cogeneración de tipo A, la Central Eléctrica debe demostrar que los límites de su 
proceso de cogeneración no incluyen equipos q ue sean exclusivos de generación térmica o generación 
eléctrica, según se muestra en la Figura 7. 
 
Figura 7 - Límites del proceso de Cogeneración tipo A  
 
8.2.2  Delimitación para procesos de cogeneración tipo B  
Para centrales de cogeneración tipo B, la Cen tral Eléctrica debe demostrar que su proceso de 
cogeneración solamente incluye el equipo secundario que integra el proceso de cogeneración, según se 
muestra en la Figura 8. El calor aportado por los equipos principales del proceso productivo se considera       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
como aprovechamiento de calor residual que se suministra al sistema como si fuera un combustible para la 
producción de energía eléctrica, por lo cual, dichos equipos principales no están dentro de los límites  de la 
cogeneración.  
 
Figura 8 - Límites del pr oceso de Cogeneración tipo B  
 
8.2.3  Delimitación para procesos tipo C  
Para centrales de cogeneración tipo C, la Central Eléctrica debe demostrar que su proceso de 
cogeneración solamente incluye el equipo secundario que integra el proceso de cogeneración, s egún se 
muestra en la Figura 9. El combustible residual se considera como un aprovechamiento de energía primaria 
que se suministra al proceso de cogeneración, por lo cual queda fuera de los límites de la zona  de 
cogeneración.  
 
Figura 9 - Límites del proc eso de Cogeneración tipo C  
8.3 Flujos dentro del proceso de cogeneración.  
Los esquemas de cogeneración eficiente de energía requieren de la instalación de medidores de flujo para 
determinar, entre otras magnitudes: a) el consumo de combustibles; b) la cant idad de agua introducida en las 
calderas; c) el vapor producido, y d) el caudal de los gases de combustión liberados hacia la atmósfera  (ver 
Figura 10). 
 
Figura 10 - Diagrama esquemático de un esquema de cogeneración.  
 
9. Requerimientos metrológicos: ince rtidumbre  
El valor máximo permisible de incertidumbre en el conjunto de mediciones de las variables E, F y H para la 
obtención de la ELC de las centrales de cogeneración es de:  
 Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
donde:  
 
Para asegurar que la incertidumbre de medición no sobrepase el valor  establecido, el proceso de 
cogeneración debe cumplir con lo dispuesto en la Tabla 7, valores que son considerados en la ecuación 11.  
 
donde:  
 
Tabla 7 - Valor de incertidumbre máxima de medición de las variables  de energía de un proceso de 
cogeneración p ara la determinación de la ELC.  
Variable de energía del proceso de 
cogeneración  Incertidumbre máxima de 
medición  
(%) Incertidumbre máxima 
de medición de la ELC  
(%) 
E 2 
 F 3 
H 3 
 
La medición de las variables que intervienen en el proceso de cogenerac ión, las cuales corresponden a 
energía eléctrica, combustible y energía térmica o calor útil, se realiza en un periodo de tiempo “p”. Los 
equipos de medición a utilizar deben de contar con sus respectivos certificados de calibración vigentes, de 
conformida d con los Apéndices A, B y C del presente PROY -NOM.  
10. Métodos de medición  
Para asegurar la incertidumbre de medición de la ELC inc MAX (ELC) ≤ 6.2 %, de conformidad con lo 
establecido en la Tabla 7; los requerimientos metrológicos de los métodos de medici ón incluyen los aspectos 
técnicos que se encuentran definidos en la Tabla 8.  
Tabla 8 - Requerimientos metrológicos y referencias en la NOM.  
Requerimientos metrológicos  Referencia en la NOM  
El valor máximo de la incertidumbre de medición y los métodos de 
medición de energías E, F y H  
  
La calibración de los instrumentos de medición de E, F y F EL Título Segundo  
Apéndices A, B, C  
Registro de Información  Título Octavo  
 
La Tabla 9 establece los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se de ben emplear 
en la medición de las variables de energía E, F y H.  
Tabla 9 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías E, F y H.  
Magnitudes de medida 
de energías  Incertidumbre 
máxima de 
medición  
(k=2)  Métodos de 
medición en la 
NOM  Magnitud es de medida relacionadas 
con energía  Métodos de 
medición en 
la NOM  
E Energía 
eléctrica neta 
[MWh]  2 % Capítulo 6   Energía eléctrica  
[MWh]  Capítulo 6  
F Energía del 
combustible 
fósil o no -fósil 
[MWh]  3 % Capítulo 6  
a) Gas 
b) Sólido  
c) Líquido  PC Poder cal orífico inferior del 
combustible fósil o no -fósil 
[kJ/kg; kJ/m3; kJ/lt]  Capítulo 6  
Apéndice A  
Apéndice D  
Apéndice E  
3% a) Sólido  
b) Líquido  
c) Gas 
 Flujo másico del sólido, líquido 
o gas del combustible fósil o no -
fósil 
[kg/s; m3/s; lt/s]  Apéndice A  
H Energía 
térmica o calor 
útil [MWh]  3 % Capítulo 6   Calor útil [MWh]  Capítulo 6  
Apéndice D  
Apéndice E        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
10.1 Ubicación de los equipos de medición  
Los sistemas de medición deben ubicarse físicamente en las fronteras de la delimitación del proceso de 
cogenera ción tal como se representa esquemáticamente en las Figuras 11, 12 y 13.  
Para procesos de cogeneración tipo A, debe realizarse la medición de las variables E, F y H, mientras que 
para los procesos de cogeneración de tipo B y C, únicamente se requiere la me dición de la energía eléctrica 
neta, al considerarse 100 % eficientes.  
 
 
TÍTULO CUARTO  
CASO II CENTRALES ELÉCTRICAS LIMPIAS QUE UTILIZAN COMBUSTIBLES FÓSILES  
Se establece la metodología para determinar el porcentaje de ELC de los siguientes procesos de 
generación de energía eléctrica, en los cuales se haga uso parcial de combustible fósil:  
a) La radiación solar, en todas sus formas;  
b) Los bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos;  
c) La energía generada por el apr ovechamiento del poder calorífico del metano y otros gases asociados 
en los sitios de disposición de residuos, granjas pecuarias y en las plantas de tratamiento de aguas 
residuales, entre otros;  
d) La energía generada con los productos del procesamiento de  esquilmos agrícolas o residuos sólidos 
urbanos (como gasificación o plasma molecular), cuando dicho procesamiento no genere dioxinas y 
furanos u otras emisiones que puedan afectar a la salud o al medio ambiente y cumpla con las 
normas oficiales mexicanas que al efecto emita la SEMARNAT;  
e) La energía generada por ingenios azucareros que cumplan con los criterios de eficiencia que 
establezca la Comisión y de emisiones establecidos por la SEMARNAT.  
A partir de la ecuación para el cálculo del porcentaje de EL C establecida en las Disposiciones de 
Eficiencia y ELC, se estimará la incertidumbre de medición de la ELC de acuerdo con la ecuación 12.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
Tabla 10 - Valor de incertidumbre máxima de medición de las variables de energía para la 
estimación de la ELC de una  Central Eléctrica que utiliza combustibles fósiles y no fósiles.  
Variable de energía  Incertidumbre máxima 
de medición de las 
variables de energía  
(k=2)  Incertidumbre 
máxima de medición 
de la ELC  
(k=2)  
E: energía eléctrica neta (MWh)  2 % 
inc MAX (ELC)a ≤ 4.7 %  F: energía del combustible fósil empleado en la 
Central Eléctrica durante el periodo “p” (MWh)  3 % 
FEL: energía del combustible no fósil empleado en la 
Central Eléctrica durante el periodo “p” (MWh)  3 % 
a Recurriendo a la Tabla 10, la incertid umbre máxima de medición de la ELC se estima tomando en cuenta 
la ecuación 12. De lo anterior incmax (ELC) ≤ 4.7 %  
 
12. Métodos de medición  
Para asegurar la incertidumbre de medición de la ELC inc MAX (ELC) ≤ 4.7 %, de acuerdo con lo establecido 
en la Tabl a 10, los requerimientos metrológicos de los métodos de medición incluyen los aspectos técnicos 
definidos en la Tabla 11.  
Tabla 11 - Requerimientos metrológicos y referencias en la NOM  
Requerimientos metrológicos  Referencia en la NOM  
El valor máximo de la  incertidumbre de medición y los métodos de 
medición de energías E, F y F EL Tabla 10  
La ubicación física de los sistemas de medición de E, F y F EL Título 6  
Apéndices A, B, C, D  La calibración de los instrumentos de medición de E, F y F EL 
Registro de In formación  Título Octavo        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
La Tabla 12 presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se deben emplear 
en la medición de las variables de energía E, F y F EL. 
Tabla 12 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías E, F y F EL 
Magnitudes de 
medida de 
energías  Incertidumbre 
máxima de 
medición  
(k=2)  Métodos de 
medición en la 
NOM  Magnitudes de medida 
relacionadas con energía  Métodos de 
medición 
en la NOM  
E Energía 
eléctrica 
neta [MWh]  2 % Capítulo 6   Energía eléctrica  
[MWh ] Capítulo 6  
F 
y 
FEL Energía del 
combustible 
fósil y no 
fósil 
[MWh]  3 % Capítulo 6  
a) Gas 
b) Sólido  
c) Líquido  PC Poder calorífico inferior 
del combustible fósil o 
no-fósil 
[kJ/kg; kJ/m3; kJ/lt]  Apéndice A  
Apéndice D  
Apéndice E  
 Flujo másico líquido  o 
gas del combustible 
fósil o no -fósil 
[kg/s]  Apéndice A  
 Flujo másico sólido del 
combustible fósil o no -
fósil 
[kg/s]  Apéndice B  
 
TÍTULO QUINTO  
CASO III TECNOLOGÍAS DE BAJAS EMISIONES Y CENTRALES TÉRMICAS CON PROCESOS DE 
CAPTURA Y ALMACENAMIENTO GE OLÓGICO O BIOSECUESTRO DE BIÓXIDO DE CARBONO  
13. Requerimientos metrológicos: incertidumbre  
El criterio de eficiencia Factor mC ≤ Factor mRef establecido en las Disposiciones de Eficiencia y ELC,  tiene un 
margen de confiabilidad que depende de la incertidumb re de medición de la energía eléctrica neta generada y 
las emisiones de CO 2 de la Central Eléctrica. En este sentido, una vez satisfecho el criterio de eficiencia, la 
ELC es igual a la energía eléctrica neta, ELC = E. Por lo tanto, es necesario determinar la incertidumbre de 
medición de la energía eléctrica neta E.  
Los requerimientos metrológicos respecto de la incertidumbre de medición de emisiones de CO 2 y de la 
energía eléctrica neta E, se presentan en la Tabla 13.  
Tabla 13 - Valor de incertidumbre máxi ma de medición de energía eléctrica y de emisiones de CO 2 para 
la estimación de la ELC de una Central Eléctrica con tecnologías de bajas emisiones y 
almacenamiento geológico o bio – secuestro de CO 2 
Variables de energía y de emisión de CO 2 Incertidumbre má xima de 
medición  
(k=2)  
E: energía eléctrica neta (MWh)  2 % 
Emisiones de CO 2 generadas en la Central Eléctrica 
(tCO 2/MWh).  8 % 
 
14. Método de medición  
Para asegurar la incertidumbre de medición de la ELC inc MAX (ELC) = inc(E) ≤ 2 % de acuerdo con la Tabla 
13, los requerimientos metrológicos de los métodos de medición incluyen los aspectos técnicos mencionados 
en la Tabla 14.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tabla 14 - Requerimientos metrológicos y referencias en el Proyecto de NOM.  
Requerimientos metrológicos  Referencia en la NOM  
El valor máximo de la incertidumbre de medición y los métodos de 
medición de energías E y Emisiones de CO 2 Tabla 13  
La ubicación física de los sistemas de medición de E y Emisiones de CO 2 Capítulo 6  
Apéndice H  La calibración de los instrumentos de medición de E y Emisiones de CO 2 
Registro de Información  Título Octavo  
 
La Tabla 15 presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se deben cumplir 
en la medición de las variables de energía E y emisiones de CO 2. 
Tabla 15 - Requerimientos metrológicos: métodos de medición de energías E y emisiones de CO 2. 
Magnitudes de medida de 
energías y de emisión de 
CO 2 Incertidumbre 
máxima de 
medición  
(k=2)  Métodos 
de 
medición 
en la NOM  Magnitudes de medida relacionadas 
con e nergía y CO 2 Métodos de 
medición en 
la NOM  
E Energía eléctrica 
neta [MWh]  2 % Capítulo 6   Energía eléctrica  
[MWh]  Capítulo 6  
Emisión de CO 2 
[kg] 8 % Apéndice H  
 Flujo de emisiones de gases  
[kg/s]  Apéndice A  
 
TÍTULO SEXTO  
CASO IV APROVECHAMIENTO DEL HID RÓGENO  
15. Requerimiento metrológico: incertidumbre  
El criterio de eficiencia ηH2 tiene un margen de confiabilidad que depende de la incertidumbre de medición 
de la energía del combustible empleado y de la energía aprovechable del hidrógeno. La incertidumb re de 
medición de la eficiencia energética, debe de estimarse a partir de la eficiencia de producción de hidrógeno de 
acuerdo con la ecuación 13.  
 
donde:  
 
Los requerimientos metrológicos respecto de la incertidumbre de medición de E, E H2 y F, se present an en 
la Tabla 16.  
Tabla 16 - Valor de incertidumbre máxima de medición de E, E H y F para la estimación de la ELC de una 
Central Eléctrica con aprovechamiento de hidrógeno.  
Variables de energía  Incertidumbre máxima de 
medición  
(k=2)  
E: energía eléctrica neta (MWh)  2 % 
EH2: energía aprovechable del hidrógeno producido durante 
el periodo “p” (MJ)  3 % 
F: energía del combustible fósil empleado en la producción 
de hidrógeno en el periodo “p”, medido sobre el poder 3 %       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
calorífico inferior (MJ)  
16. Método de medición  
Para asegurar que la incertidumbre de medición de E, E H2 y F es igual o menor a lo establecido en la Tabla 
16, se deben cumplir los requerimientos metrológicos de la Tabla 17.  
16.1 Medición de la energía aprovechable del hidrógeno E H2 
Para determi nar la masa del hidrógeno, se utiliza un medidor de flujo de gas de acuerdo con la 
metodología mostrada en la Tabla 5. Para determinar la energía del hidrógeno aprovechable producido 
durante el periodo “p”, se utiliza un cromatógrafo de gas que determina l a cantidad de hidrógeno producido en 
el periodo “p”, y se utiliza el valor de referencia para el poder calorífico inferior del hidrógeno, igual a  119,932 
kJ/kg calculado de la norma ISO 6976:2016.  
Tabla 17 Requerimientos metrológicos y referencias en la N OM. 
Requerimientos metrológicos  Referencia en la NOM  
La incertidumbre máxima y los métodos de medición de energías E,  EH2 y 
F Tabla 16  
La ubicación física de los sistemas de medición de E, E H2 y F 
Capítulo 6  
La calibración de los instrumentos de medici ón de E, E H2 y F 
Registro de Información  Título Octavo  
 
La Tabla 18 presenta los requerimientos metrológicos de los métodos de medición que se deben emplear 
en la medición de las variables de energía E, E H2 y F. 
Tabla 18 - Requerimientos metrológicos: m étodos de medición de energías E, E H2 y F 
Magnitudes de medida de 
energías y de emisión de CO 2 Incertidumbre 
máxima de medición  
(k=2)  Métodos de 
medición en la 
NOM  
E Energía eléctrica 
neta [MWh]  2 % Capítulo 6  
F Energía del 
combustible fósil  
[MJ] 3 % Apéndice A  
EH2 Energía 
aprovechable  
del hidrógeno  
[MJ] 3 % Capítulo 16  
 
TÍTULO SÉPTIMO  
CASO V METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE DENSIDAD  DE POTENCIA DE CENTRALES 
HIDROELÉCTRICAS  
17. Métodos de medición  
17.1 Capacidad de generación de energía eléctrica de la Central  Hidroeléctrica.  
La capacidad de generación de energía eléctrica (P) de la central se debe obtener como la suma de la 
potencia nominal de todos los generadores eléctricos de la central hidroeléctrica cuya potencia mecánica 
(sobre el rotor), se obtenga del flujo del agua proveniente del volumen útil de la presa.  
De acuerdo con la Figura 14 y la Tabla 19, el volumen útil de la presa corresponde a la capacidad de 
almacenamiento de agua que está comprendida entre el Nivel de Aguas Máximo Operativo (NAMO) y el N ivel 
de Aguas Mínimo Operativo (NAMINO).  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
La capacidad de generación de energía eléctrica de la central P no incluye la potencia eléctrica de la 
central hidroeléctrica que sea proporcionada por algún generador eléctrico cuya potencia mecánica no se 
obtenga del flujo del agua proveniente del volumen útil de la presa.  
17.2 Superficie del embalse.  
En la determinación de la energía libre de combustible de una hidroeléctrica, es necesario determinar la 
superficie del embalse al nivel NAMO, el cual determina la ca pacidad útil de almacenamiento de la presa. Un 
embalse está constituido por cuatro niveles principales, como se muestra en la Tabla 19, así como  en la 
Figura 14.  
Tabla 19 Niveles principales del embalse en una central hidroeléctrica  
NAME  Nivel de Aguas Má ximas Extraordinarias: nivel máximo que puede resistir la cortina de la 
presa. Define el nivel de regulación de la capacidad útil de la presa.  
NAMO  Nivel de Aguas Máximas Ordinarias: nivel máximo de operación de la presa. Define la 
capacidad útil de la pr esa. 
NAMINO  Nivel de Aguas Mínimo de Operación: nivel mínimo para el funcionamiento de la obra  de 
toma  
NAMIN  Nivel de Aguas Mínimo: recepción de azolves durante la vida útil de la presa  
 
 
Figura 14 - Niveles de agua en una presa.  
 
Adicionalmente se de be considerar lo siguiente:  
a) El Bordo Libre, que es la elevación extraordinaria del nivel del agua, que incluye el oleaje y avenidas 
extraordinarias del agua en la presa; y  
b) La Corona, que es la altura máxima de la cortina e igual a la elevación del NA ME más el bordo libre.  
La superficie del embalse (Sup e) corresponde al área del vaso contenedor de agua al nivel del NAMO. De 
acuerdo con la Ley de Aguas Nacionales, la central hidroeléctrica debe presentar información hidrológica de la 
capacidad útil (NAM O) de la presa a la Comisión Nacional de Aguas para obtener su autorización para operar 
como central hidroeléctrica. En la información presentada a la Comisión Nacional de Aguas, la central 
hidroeléctrica debe presentar el valor de NAMO y la superficie del  embalse a nivel de NAMO.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
TÍTULO OCTAVO  
REGISTRO DE INFORMACIÓN  
18. Del registro y almacenamiento de la información.  
Las Centrales Eléctricas deben establecer y mantener un SCI que permita recibir las lecturas de los 
dispositivos de medición que están dire ctamente asociados con su proceso de generación de energía eléctrica 
(E), suministro de combustible (F), y aprovechamiento de energía térmica (H) para poder obtener y registrar 
de manera clara y concisa los valores de las variables requeridas para el cálcu lo del porcentaje de energía 
libre de combustible en cada proceso.  
Para la implementación del SCI se debe elaborar un diagrama esquemático en el cual se identifiquen los 
dispositivos de medición que participan en el proceso de generación, y que son requeri dos para el cálculo  de 
la ELC.  
El SCI debe, entre otras:  
a) Resguardar la información, garantizando que no se corrompan los datos bajo condiciones normales 
de operación y condiciones de falla.  
b) Disponer de la capacidad de almacenamiento para alojar las variables y los algoritmos de medición 
requeridos, de acuerdo con el proceso de generación de energía eléctrica.  
c) Cumplir con la frecuencia de reportes y con el tiempo de disponibilidad de la información de acuerdo 
con los valores de la Tabla 20.  
d) Registrar la estampa de tiempo en el formato básico fecha [YYYYMMDD] y hora [hhmmss] de 
acuerdo con el huso horario (con referencia al tiempo universal coordinado UTC, por sus siglas en 
inglés) en que se ubica la central eléctrica1. 
Cuando el valor de las vari ables de cada proceso deriva de un cálculo, todos los datos que son necesarios 
para el cálculo deben ser almacenados automáticamente junto con el valor final. Los datos de medición deben 
ser almacenados automáticamente cuando la medición está concluida, es to es, cuando el valor final  ha sido 
generado.  
19. De la disponibilidad de la información  
La Central Eléctrica debe cumplir con la frecuencia de registros que se detalla en la Tabla 20, así como 
mantener disponible la información registrada durante los do s años posteriores a la fecha en que ésta fue 
registrada.  
Tabla 20 - Requerimientos de registro y disponibilidad de la información  
Información de registro  Frecuencia de registros de 
medición  
(el registro de los valores 
se debe acompañar con la 
estampa de t iempo)  Disponibilidad de la 
información en la Central 
Eléctrica  
Valor de las variables requeridas para el 
cálculo del porcentaje de energía libre de 
combustible: energía eléctrica, energía de 
los combustibles, energía térmica, 
emisiones, etc.  15 minutos  2 años  
Resultados de la medición en dispositivos de 
nivel primario y secundario: flujo, poder 
calorífico, peso, temperatura, presión, 
volumen, etc.  15 minutos  2 años  
 
La Estampa de Tiempo referida en 18, inciso d), correspondiente a los valores de las var iables, debe ser 
trazable al patrón nacional de Escalas de Tiempo (Hora Oficial) establecido en el Centro Nacional de 
Metrología, de acuerdo con el huso horario oficial en el que se ubica la Central Eléctrica.  
                                                 
1 Para  mayor  referencia  véase  la norma  ISO 8601:2004  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
19.1 Configuración del SCI  
La configuración op erativa del SCI debe incluir, al menos, los siguientes elementos:  
a) La Unidad Central de Procesamiento (CPU).  
 Debido a que en ella se procesa la información recibida de los instrumentos de medición, la CPU 
debe contar con elementos de seguridad y protecc ión necesarios para garantizar la integridad y la 
autenticidad de:  
1) Los datos obtenidos de los instrumentos de medición.  
2) El algoritmo de medición.  
b) El Software, el cual comprende lo siguiente:  
1) El Sistema Operativo.  
2) El Software en el que se inc luyan los algoritmos.  
3) Seguridad.  
4) Los datos almacenados.  
c) La Referencia de Tiempo.  
d) Puertos que permitan la comunicación del SCI con:  
1) Los instrumentos de medición.  
2) La referencia de tiempo  
3) Una pantalla para visualizar los datos relevantes del proceso de generación.  
19.2 Especificaciones del Software del SCI  
19.2.1  Protección contra fraude del Software  
El Software del SCI debe ser implementado de manera que las posibilidades de uso intencional, no 
intencional o accidental sean mínimas, asimi smo, debe estar asegurado contra modificaciones, carga o 
cambios no autorizados.  
Para ello, se requiere contar con medios de aseguramiento que tengan la opción de cargar parámetros de 
software. La protección comprende sellos apropiados por medios mecánicos , electrónicos y/o criptográficos, 
minimizando la posibilidad de intervenciones no autorizadas.  
Únicamente se permite que las funciones claramente identificadas, sean activadas por la interfaz del 
usuario. La activación debe ser efectuada en forma que no f acilite un uso fraudulento.  
Ejemplos:  
a) El software del SCI es diseñado e implementado de forma tal que sea imposible modificar los 
parámetros y la configuración sino a través de un menú protegido por switch. Este switch es sellado 
mecánicamente cuando no  está activo, haciendo imposible la modificación de los parámetros y de las 
configuraciones. Para modificarlos, el sello del switch tendría que ser violentado.  
b) El software del SCI es diseñado e implementado de forma tal que no hay acceso a los parámetro s y 
a las configuraciones sino por personas autorizadas. Si una persona quiere entrar a algún parámetro 
del menú tendría que insertar alguna tarjeta de identificación con una clave de acceso (PIN o 
Password). El software del SCI debe ser capaz de verificar  la autenticidad de la clave y permitir el 
cambio a algún parámetro del menú. Dicho acceso deber ser registrado para verificaciones 
posteriores, incluyendo la identificación de la persona o de su clave.  
19.2.2  Protección de parámetros  
Los parámetros que fi jan las características del SCI deben estar asegurados contra modificaciones no 
autorizadas. Para propósitos de verificación, la configuración de parámetros actuales debe ser capaz  de 
desplegarse.  
Los parámetros que son específicos de un dispositivo, pued en ser ajustados o seleccionados s ólo en un 
modo operacional especial del SCI. Estos parámetros se clasifican como aquellos que deben ser asegurados 
(parámetros inalterables) y aquellos que pueden ser accesibles (parámetros estables) dentro de la central 
eléctrica.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
19.2.3  Separación de dispositivos electrónicos y sub -ensambles  
Las partes metrológicamente críticas del SCI, tales como los dispositivos de medición de nivel primario y 
secundario, tanto software como hardware, no deben ser influenciados por otra s partes del SCI ni por otros 
dispositivos. Asimismo, los dispositivos electrónicos o sub -ensambles de los medidores deben estar 
claramente definidos, identificados y documentados.  
19.2.4  Separación de las partes del software  
Si alguna parte del software s e comunica con otras partes del mismo, entonces se debe definir una 
interfaz mediante la cual se realicen todas las comunicaciones entre dichas partes. El software, la interfaz y el 
dominio de datos que la conforman, deben estar claramente definidos y docu mentados. En este sentido, todas 
las funciones y dominios de datos del software deben estar descritos para permitir que en una verificación se 
determine que se realice una separación correcta del software.  
Asimismo, debe existir una asignación unívoca de c ada comando a todas las funciones iniciadas o 
cambios de datos, por lo que los comandos que operan a través de la interfaz del software también deben ser 
declarados y documentados. Solamente los comandos documentados pueden ser activados a través de la 
interfaz del software. La central eléctrica debe declarar sobre la cabalidad de la documentación  de los 
comandos.  
19.2.5  Almacenamiento de datos y trasmisión mediante sistemas de comunicación  
Si los valores de medición se utilizan en otro lugar que no sea el  lugar de la medición, o en un tiempo 
posterior que no sea el de medición, y si se requiere su transmisión a otros instrumentos o dispositivos con un 
ambiente no seguro antes de usarse con propósitos legales, se aplican los siguientes requerimientos:  
a) El valor de medición almacenado o transmitido debe ser acompañado de toda la información 
relevante necesaria, como su estampa de tiempo y los algoritmos utilizados, en su caso.  
b) Los datos deben ser protegidos por medio de software para garantizar la autent icidad e integridad de 
la información relativa al tiempo de la medición. El software que despliega o realiza un post -
procesamiento de los valores de medición y datos acompañantes, debe confirmar al momento de la 
medición, la autenticidad e integridad de lo s datos después de haberlos leído desde un 
almacenamiento inseguro o después de haberlos recibido de un canal de transmisión no seguro.  
c) Las claves de seguridad que se emplean para protección de datos deben ser secretas y asegurarse 
en el SCI. Se deben p roveer mecanismos para hacer que las claves s ólo sean de entrada o lectura si 
se violenta algún switch.  
19.2.6  Almacenamiento automático  
Los datos de medición deben ser almacenados automáticamente cuando la medición está concluida, esto 
es, cuando el valor  final ha sido generado. Cuando el valor final procede de un cálculo, todos los datos que 
son necesarios para el cálculo deben ser almacenados automáticamente junto con el valor final.  
El dispositivo de almacenamiento debe asegurar la permanencia de la inf ormación, garantizando que no 
se corrompan los datos bajo condiciones normales de operación. Debe disponer de suficiente memoria de 
almacenamiento para cualquier aplicación.  
Después de concluido el plazo requerido para disponibilidad de la información, se permite eliminar datos 
de la memoria siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:  
a) Los datos se eliminan en el mismo orden en que fueron registrados, es decir, “primero en entrar, 
primero en salir”.  
b) La eliminación se realiza ya sea automáti camente o después de una operación manual específica 
que pueda requerir algún derecho de acceso específico.  
19.2.7  Transmisión de datos  
La estampa de tiempo debe ser provista con el reloj del SCI, aplicando en todo momento los medios 
apropiados de protecci ón tal como se establece en 19.2.2 Protección de Parámetros.  
19.2.8  Mantenimiento y re -configuración  
Cuando el software del SCI sea actualizado, dicha actualización será considerada como una modificación 
o una reparación de algún dispositivo relevante en e l SCI, cuando se cumplan los siguientes supuestos:  
a) Modificación: cuando se intercambia el software con alguna versión distinta a la instalada 
originalmente, y  
b) Reparación: cuando se re -instala la misma versión.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Cuando algún elemento relevante del SCI ha sido modificado o reparado mientras está en servicio, se 
requiere una verificación inicial o subsecuente.  
El software que no es necesario para el funcionamiento correcto del SCI no requiere verificación después 
de ser actualizado.  
19.2.9  Actualización v erificada  
El software a ser actualizado puede ser cargado localmente, directamente en el dispositivo de medición o 
remotamente mediante una red informática. La carga e instalación pueden ser dos pasos diferentes o 
combinados en uno solo, dependiendo de las  necesidades técnicas. Sin embargo, para confirmar la 
efectividad de la misma, es necesario que personal de la central eléctrica se encuentre presente al momento 
de realizarla. Después de la actualización del software del SCI o de alguno de sus elementos ( se intercambie 
por otra versión o se re -instale), el SCI no debe ser utilizado antes de una verificación del mismo y de los 
instrumentos de medición involucrados, por parte de una UVAA.  
19.2.10  Visualización del SCI  
El SCI debe tener uno o más dispositivos  indicadores (pantalla) que sean capaces de presentar o 
desplegar el valor numérico de cada dispositivo de medición. El dispositivo de indicación debe ser fácil de leer 
y los caracteres de los resultados de medición deben ser 4 mm de tamaño como mínimo. Cu alquier fracción 
decimal debe ser claramente indicada.  
El dispositivo de indicación no debe ser afectado significativamente por exposición a condiciones normales 
de operación durante el tiempo de vida útil del SCI o de sus instrumentos de medición.  
El disp ositivo de indicación debe ser capaz de desplegar todos los datos relevantes para propósitos del 
cálculo de las variables requeridas en la determinación del porcentaje de energía libre de combustible.  
Los registros electrónicos deben ser del tipo no voláti l para que retengan valores almacenados durante 
pérdida de potencia eléctrica. Los valores almacenados no deben ser sobre escritos y deben ser capaces de 
ser retirados/leídos cuando se restaura la potencia eléctrica.  
19.3 El algoritmo de medición  
El algori tmo de medición debe determinar el valor de las variables requeridas para el cálculo del 
porcentaje de ELC en los procesos de generación de energía eléctrica descritos en el presente PROY -NOM.  
Como parte del software, el algoritmo de medición se diseña par a recibir los datos obtenidos de los 
instrumentos de medición involucrados directamente con la medición de las variables de energía y magnitudes 
de medición relacionadas dentro del proceso de generación, y para procesarlos para obtener los valores de 
las m agnitudes de medición de importancia, como son las variables de energía E, F, H, etc.  
En la sección de salida del algoritmo de medición, el software presenta los resultados de medición que 
procesó el algoritmo para:  
a) Su envío a la Comisión.  
b) Su visuali zación o procesamiento posterior para los sistemas de control operativo de la  central 
eléctrica.  
c) Su documentación en la Bitácora.  
19.4 Registros escritos o bitácora.  
La Central Eléctrica debe mantener un registro o bitácora de todos los eventos que ocu rran en la medición, 
específicamente, de manera enunciativa y no limitativa, de lo siguiente:  
a) Monitoreo de la presencia activa de los dispositivos de medición.  
b) Ajustes de fecha y hora del SCI.  
c) Ajustes o modificación de parámetros.  
d) Actualizacion es del software del SCI.  
e) Registro de movimientos de entrada o salida de operación de los dispositivos de medición (conexión 
o desconexión con el SCI), indicando si la salida es por mantenimiento, calibración, falla operativa,  u 
otros.  
f) Afectación a l as constantes de medición en los algoritmos de medición por calibración de los 
dispositivos de medición.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Respecto de las mediciones de emisiones de CO 2, en el proceso que corresponda, la bitácora de eventos 
debe registrar lo siguiente:  
a) Operaciones de ar ranque de los equipos de combustión.  
b) Operaciones de soplado que requieren ciertos equipos, de acuerdo con las especificaciones del 
fabricante.  
c) Desajuste o malfuncionamiento de los quemadores.  
d) Paro, malfuncionamiento o mantenimiento de equipo de co ntrol de emisiones, en su caso.  
e) Auditorías ambientales, programadas internamente por el Sistema de Gestión de Mediciones de la 
central eléctrica, o por cumplimiento normativo con PROFEPA u otra autoridad.  
La bitácora debe estar disponible para su revisi ón por las autoridades correspondientes, en el ámbito de 
su competencia, o por las Unidades de Verificación autorizadas por la Comisión.  
Asimismo, se debe contar con un registro en donde se anotará, cuando se realice un cambio en las 
condiciones de operaci ón, con respecto al proceso de generación de energía eléctrica de que se trate: fecha, 
turno, consumo y tipo de combustible, porcentaje de la capacidad de diseño al que operó el equipo, 
temperatura promedio de los gases de chimenea y cualquier otro dato qu e el operador considere necesario en 
un apartado de observaciones.  
19.5 Comunicación del SCI con los dispositivos de medición dentro del proceso de generación  
a) Se debe identificar a los instrumentos de medición y detectar que permanecen conectados con el  SCI 
al menos cada minuto.  
b) Se debe garantizar la conexión funcional y simultánea con todos los instrumentos de medición 
necesarios en cada caso de generación de energía eléctrica.  
c) Ante la pérdida de comunicación entre el SCI y cualquier instrumento o  dispositivo de medición en el 
proceso, el SCI debe emitir una alarma en pantalla y registrarlo en la bitácora de eventos del SCI.  
d) Si la central eléctrica debe cambiar o sustituir cualquier instrumento o dispositivo de medición que 
haya sido declarado q ue forma parte del proceso de generación, el SCI debe emitir una alarma en la 
pantalla y registrarlo en la bitácora de eventos.  
e) El SCI debe cumplir con lo dispuesto en la Tabla 20  
f) El envío de datos debe estar acompañado de la estampa de tiempo en que  fueron adquiridos, 
calculados y transmitidos.  
g) Debe permitir a la autoridad competente la obtención de los datos almacenados y la bitácora de 
eventos, cuando así lo requiera.  
19.6 Seguridad del SCI  
Se debe validar de forma automática la integridad de:  
a) El algoritmo de cálculo o medición.  
b) La parte vacía o en blanco del área de la memoria programable.  
c) El manejador de actualizaciones de software del SCI.  
El software debe incluir niveles de acceso para su configuración o revisión de parámetros, con r egistro y 
autenticación de usuarios.  
19.7 Sistema Operativo del SCI  
El Sistema Operativo (OS) es la parte que administra los recursos de hardware y software del SCI, debe 
contar con elementos de seguridad y protección necesarios para garantizar la integrid ad y la autenticidad de:  
a) Los datos obtenidos de los instrumentos de medición.  
b) El algoritmo de medición.  
c) El envío de datos hacia la CRE para su posterior uso y análisis.  
d) La Referencia de Tiempo.  
e) Las Funciones Auxiliares.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
19.7.1  Especificacion es del OS del SCI  
El OS del SCI debe contar como mínimo con las siguientes especificaciones:  
a) El algoritmo de medición debe iniciar automáticamente.  
b) El usuario no debe tener acceso al OS.  
c) El OS no debe permitir cargar, modificar o ejecutar programa s distintos de los necesarios para el 
cálculo, almacenamiento y transmisión de la información.  
El OS puede contener características adicionales que ayuden al cumplimiento de las especificaciones 
referidas, sin embargo, éstas deben estar claramente definida s y documentadas.  
19.8 Referencia de tiempo del SCI  
El SCI debe disponer de una funcionalidad de referencia de tiempo, mediante la cual se registre el tiempo 
(fecha, hora, cambio de horario estacional) en que ocurren los distintos eventos de medición del p roceso de 
generación de la central eléctrica, o se registren eventos en la bitácora del SCI.  
Los requisitos de la referencia de tiempo del SCI son:  
a) El SCI debe contar con un reloj de red sincronizado mediante un Sistema Global de Navegación por 
Satélite  (GNSS) que marque una estampa de tiempo a las mediciones que recibe de los dispositivos 
de medición del proceso de generación.  
b) Independientemente del método de sincronía, la referencia de tiempo del SCI debe poseer la 
capacidad de sincronizarse a un Pa trón de Referencia de Tiempo Internacional, por ejemplo, una 
sincronización por NTP con el servidor de CENAM: cronos.cenam.mx  
El SCI puede contener características adicionales para la referencia de tiempo que ayuden al 
cumplimiento de las especificaciones requeridas, sin embargo, éstas deben estar claramente definidas y 
documentadas en la bitácora.  
19.9 Comunicación del SCI  
El SCI debe de tener la capacidad de recibir y enviar información a través de sus puertos de 
comunicación, particularmente con los sigu ientes elementos:  
a) Instrumentos o dispositivos de medición en el proceso de generación.  
b) Conexión con HMI (pantalla).  
La comunicación del SCI es crucial y debe contar con elementos de seguridad en todas sus interfaces de 
manera que se garantice la inte gridad y autenticidad de los datos, tanto de los que se reciben como de los que 
se envían.  
Independientemente del protocolo de comunicación utilizado entre los instrumentos de medición y el SCI, 
el protocolo debe tener la capacidad de detectar la desconexi ón del instrumento de medición.  
19.10  Características modulares de operación de un SCI  
El SCI es un sistema informático que debe concentrar en tiempo real la información proveniente de los 
instrumentos que miden las variables implicadas en cada uno de los procesos de generación de energía. La 
Tabla 20 muestra la información que debe procesar un SCI en un proceso de generación.  
La figura 15 muestra de manera esquemática un SCI dentro de un proceso de generación  
 
Figura 15 Representación gráfica de un SCI        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
19.11 Elementos auditables  
a) La forma en que se mantiene actualizada la bitácora de eventos y la toma de acciones preventivas y 
correctivas respecto de los eventos registrados en la Bitácora.  
b) La información de la calibración de los dispositivos de medici ón de acuerdo con el proceso de 
generación de energía eléctrica.  
c) Los registros de todas las variables de medición correspondientes al proceso de generación de 
energía eléctrica de que se trate, así como el tipo de combustible o combustibles utilizados.  
20. De la información presentada a la Comisión.  
La Central Eléctrica Limpia debe entregar a la Comisión, de manera mensual, una base de datos, en 
formato .csv, la cual debe contener el registro de la información a que se refiere la Tabla 20 del presente 
PROY-NOM, a saber, el valor de las variables requeridas para el cálculo del porcentaje de energía libre de 
combustible: energía eléctrica, energía de los combustibles, energía térmica, emisiones, entre otras, así como 
los resultados de la medición en disposi tivos de nivel primario y secundario: flujo, poder calorífico, peso, 
temperatura, presión, volumen, entre otras.  
La base de datos mencionada debe ser presentada a la Comisión, a través del Sistema CEL, en términos 
de lo establecido en las Disposiciones adm inistrativas de carácter general para el funcionamiento del Sistema 
de Gestión de Certificados y Cumplimiento de Obligaciones de Energías Limpias y demás disposiciones que 
de ellas emanen, o aquellas que las sustituyan.  
TÍTULO NOVENO  
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
21. Introducción  
El presente PEC establece las directrices que deben observar los interesados que pretendan demostrar el 
cumplimiento con este PROY -NOM, de los métodos de medición requeridos en una Central Eléctrica que 
requier a calcular su porcentaje de ELC a fin de ser considerada como energía limpia.  
22. Objetivo y campo de aplicación  
Este PEC, tiene por objeto definir las directrices que deben observar las Centrales Eléctricas con fuentes 
de energía y procesos de generación de energía eléctrica que pueden ser considerados como energía limpia, 
para demostrar con fines oficiales, el cumplimiento con el presente PROY -NOM. Asimismo, establece las 
directrices que deben observar las Unidades de Verificación que intervienen en la ev aluación  de la 
conformidad.  
23. Disposiciones generales  
23.1 De la verificación inicial  
Como parte de la verificación inicial, las Centrales Eléctricas con fuentes de energía y procesos de 
generación de energía eléctrica que deseen ser evaluados por el pr esente PROY -NOM deben declarar el 
caso o proceso bajo el cual opera la Central Eléctrica, de conformidad con la Tabla 21 y presentar los 
requisitos documentales a través del Reporte técnico de la Central de generación eléctrica.  
Tabla 21 - Clasificación de  los procesos de generación de energía eléctrica.  
Caso  Proceso de generación  Capítulo de la 
norma  
I Centrales Eléctricas de cogeneración eficiente.  Título Tercero  
II Centrales Eléctricas Limpias que utilizan combustibles fósiles.  Título Cuarto  
III Tecno logías de bajas emisiones y Centrales Eléctricas con procesos de 
captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de carbono.  Título Quinto  
IV Aprovechamiento del hidrógeno.  Título Sexto  
V Centrales hidroeléctricas.  Título Séptimo  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
23.1.1  Reporte técnic o de la Central de generación eléctrica  
Los requisitos documentales que deben incluirse en el Reporte técnico de la central de generación 
eléctrica, son los siguientes:  
a) Datos e información de contacto del representante legal y la(s) persona(s) técnicas( s) responsable(s) 
de la Central Eléctrica.  
b) Descripción de la Central Eléctrica: nombre, ubicación, capacidad, tecnología de generación y 
fuentes alternas de generación, en su caso, utilizadas de manera complementaria al proceso de que 
se trate. Cuando s e trate de Centrales Eléctricas de cogeneración, además de lo descrito,  se debe 
incluir:  
1) Clasificación del proceso de cogeneración de acuerdo con lo establecido en 7.1.  
2) Delimitación del proceso de cogeneración de acuerdo con lo establecido en 7.2.  
3) Diagrama(s) de todo el proceso de cogeneración que incluya los puntos de medición para las 
variables energéticas E, F y H, así como el balance térmico.  
c) Tipo de combustible(s) empleado(s).  
d) Aquella información técnica que respalde el cabal cumplimien to de los requerimientos metrológicos, 
según sea el caso, establecidos en los Títulos Segundo a Séptimo, tomando en consideración lo 
indicado en los apéndices aplicables.  
e) Diagramas de todo el proceso de la central de generación de energía eléctrica limp ia, en los cuales 
se incluyan los puntos de medición de todas las variables relevantes del proceso.  
f) La información técnica que respalde el cabal cumplimiento de los requerimientos de registro de 
información establecidos en el Título Octavo del presente PROY -NOM.  
g) Los certificados de calibración vigentes de los equipos de medición instalados en la central, emitidos 
por un laboratorio debidamente acreditado para tal efecto.  
h) Las hojas de especificaciones técnicas que comprueben, en su caso, la exactitu d de los equipos de 
medición instalados en la central.  
i) Las Centrales Eléctricas con capacidad instalada menor o igual a 10 MW que opten por alguna de las 
opciones señaladas en el Capítulo 5 del presente PROY -NOM, deben indicar cuál de ellas eligieron, 
en el entendido de que dicha elección se mantendrá a lo largo del periodo hasta  la próxima 
verificación.  
j) Para los casos en que aplique, el Reporte técnico de la central de generación eléctrica debe 
presentar el cumplimiento de las Normas Oficiales Mexic anas o disposiciones aplicables en materia 
de emisiones.  
La UVAA, debe analizar toda la información documental mencionada como parte de los requisitos 
documentales y debe indicar si la información está completa y es útil. Una vez que toda la información es té 
completa se programará junto con el representante legal y la(s) persona(s) técnica(s) responsable(s) de la 
Central Eléctrica una fecha para llevar a cabo una verificación inicial en el lugar donde esté localizada la 
central.  
La UVAA llevará a cabo la ve rificación inicial en compañía de la(s) persona(s) técnica(s) responsable(s) de 
la Central Eléctrica. El propósito de la verificación inicial es confirmar que la central cumple con todos los 
requerimientos que exige el presente PROY -NOM. Para tal propósito , la UVAA se debe apoyar de la 
documentación, previamente analizada, según se estableció en 23.1 de este PEC y ejecutar los pasos 
siguientes:  
23.1.2  Ejecución de la verificación inicial  
La UVAA debe revisar que las instalaciones cuenten con la instrumentac ión correcta, conforme a lo 
establecido en el presente PROY -NOM, para realizar de manera enunciativa más no limitativa las mediciones 
de flujo, temperatura, presión, entre otras, además de que éstas cumplan con las tolerancias y calibración 
adecuada y vige nte. Para ello, debe llevar a cabo lo siguiente:  
a) Solicitar y anexar a su Dictamen de verificación, copia simple de los certificados de calibración 
vigentes y de las hojas de especificaciones técnicas, cuando aplique, de los equipos de medición 
instalado s en la Central Eléctrica, en términos de lo establecido en el presente PROY -NOM.  
b) Elaborar un diagrama esquemático en el que se identifiquen los dispositivos de medición en el 
proceso de generación y verificar que la ubicación de dichos equipos sea en l os lugares que se 
indican dentro del diagrama del proceso que ha sido incluido en el Reporte técnico de la central de 
generación eléctrica.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
 Las centrales con capacidad instalada menor a 10 MW no están obligadas a la instalación 
permanente de equipo de med ición del poder calorífico y, en su caso, pueden determinar dicho valor 
conforme a las opciones señaladas en el Capítulo 5 del presente PROY -NOM, mismas que se 
enuncian a continuación:  
1) Contar con un certificado, emitido por un laboratorio acreditado y c uya fecha de emisión no 
exceda un año, en el cual se indique el valor de la variable que no cuente con medición 
permanente.  
2) Utilizar valores de referencia señalados en la normatividad aplicable, así como en las tablas o 
listas de combustibles de conform idad con lo establecido en cada uno de los capítulos del 
presente PROY -NOM, en los que se hace referencia a la obtención de la energía del 
combustible (F).  
 Para el cumplimiento del inciso B), la UVAA debe validar que el valor del poder calorífico 
determin ado por la Central Eléctrica, corresponde a las tablas a las que se hace referencia en el 
presente PROY -NOM.  
c) Constatar que todos los certificados de calibración, presentados por la Central Eléctrica hayan sido 
emitidos por un laboratorio acreditado para  tal efecto y que correspondan con las características de 
los equipos de medición a que se refieren, lo anterior, en términos del artículo 23 del Reglamento de 
la LFMN.  
d) Comprobar que el SCI cuente con capacidad suficiente de almacenamiento para el resgu ardo de 
información, cumplir con la frecuencia de reporte y tiempo de disponibilidad de información, formato 
de estampa de tiempo, entre otros, esto de forma enunciativa mas no limitativa. En este sentido debe 
cumplir con lo establecido en la tabla 20 sobr e requerimientos de registro y disponibilidad de la 
información del Título Octavo del Registro de Información.  
e) Corroborar que el SCI cuente con la configuración de conformidad con lo indicado en 19.1.  
f) Verificar que el SCI satisfaga las Especificacion es del software, tal cual se indica en 19.2, de forma 
enunciativa mas no limitativa, en lo que se describe a continuación:  
1) Protección contra fraude.  
2) Protección de parámetros.  
3) Separación de dispositivos electrónicos y sub -ensamble.  
 Durante la veri ficación, se debe demostrar que las funciones relevantes y los datos de los sub -
ensambles y dispositivos electrónicos no pueden ser influenciados inadmisiblemente por 
comandos recibidos a través de la interface. Esto implica que hay una asignación específi ca de 
cada comando a todas las funciones iniciadas o a los cambios de datos en el sub -ensamble o 
dispositivo electrónico.  
4) Separación de las partes del software.  
5) Almacenamiento de datos y transmisión mediante sistemas de comunicación  
6) Almacenamiento  automático.  
7) Transmisión de datos.  
8) Mantenimiento y re -configuración.  
9) Actualización verificada. Al ser actualizado, el SCI no debe ser utilizado antes de una verificación 
del mismo y de los instrumentos de medición involucrados, por parte de una UV AA. 
10) Visualización del SCI.  
23.1.3  Dictamen de verificación  
Durante la verificación inicial, la UVAA debe documentar los hallazgos realizados, con el propósito de 
definir que la Central Eléctrica cumple con los requerimientos establecidos en el presente  PROY -NOM. Al final 
de la verificación inicial la documentación de los hallazgos debe ser firmada tanto por la UVAA como por la(s) 
persona(s) técnica(s) responsable(s) de la Central Eléctrica.  
La UVAA debe elaborar un Dictamen de verificación periódico, to mando en consideración toda la 
información disponible, tanto de la documentación inicial presentada, como de la verificación inicial, donde se 
definirá si los esquemas de medición de la Central Eléctrica cumplen con los requerimientos establecidos en 
el pr esente PROY -NOM. El resultado final debe estar basado en información objetiva, sin ambigüedades y 
fundamentada técnicamente.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
El Dictamen de verificación inicial que elabore la UVAA, debe incluir, entre otra, la información siguiente:  
a) Breve descripción y  características generales y técnicas de la central;  
b) Información técnica que respalde el cumplimiento de los requerimientos metrológicos establecidos en 
el presente PROY -NOM;  
c) En su caso, el informe de los valores medidos y determinados por la UVAA en  Centrales Eléctricas 
con capacidad menor a 10 MW, cuando éstas no cuenten con los equipos de medición permanentes 
para obtener los valores de las variables del proceso de generación de energía eléctrica;  
d) Informe de la constatación documental de la cali bración de equipos anexando copia de cada uno de 
los certificados de calibración vigentes emitidos por una entidad acreditada, así como de las hojas de 
especificaciones técnicas, cuando sea el caso;  
e) Los diagramas de proceso en los que se incluya la deli mitación del mismo, incluyendo el diagrama 
esquemático donde se identifiquen los dispositivos de medición utilizados, así como su ubicación 
dentro del proceso de generación.  
23.2 De la verificación periódica  
La verificación periódica debe realizarse cada a ño, contado a partir de la fecha en que fue realizada la 
verificación anterior, ya sea inicial o periódica, la cual debe considerar lo siguiente:  
a) Con al menos 30 días naturales de anticipación a la conclusión de la última verificación realizada. El 
representante legal de la Central Eléctrica, debe solicitar a una UVAA aprobada por la Comisión, 
para que lleve a cabo una verificación periódica en compañía de la(s) persona(s) técnica(s) 
responsable(s) de la Central Eléctrica con el propósito de verificar qu e la Central Eléctrica continúa 
cumpliendo con todos los requerimientos que exige el presente PROY -NOM.  
b) Previo a la visita, la UVAA, debe analizar la información que la Central de Generación le proporcione 
previamente, misma que debe contener, entre otr os, el Dictamen de verificación inicial o periódico 
correspondiente a la verificación anterior.  
c) Cuando la Central Eléctrica que solicite la verificación periódica, tenga una capacidad de generación 
menor o igual a 10 MW y cuyo valor del poder calorífico  haya sido determinado conforme al inciso A) 
referido en 23.1.2, inciso b, es necesario que la Central Eléctrica presente un nuevo Certificado que 
corresponda a la obtención de dicho valor, el cual no debe exceder de un año contado a partir de la 
fecha en que fue emitido.  
Durante la verificación periódica, la UVAA debe asegurase que los equipos de medición de la Central 
Eléctrica continúan operando conforme a los requerimientos de incertidumbre (a través de los certificados de 
calibración correspondientes) y ubicación contenidos en el presente PROY -NOM. Asimismo, la UVAA debe 
verificar que en la Bitácora estén registradas las calibraciones, reparaciones y salidas de operación de los 
equipos de medición, con la finalidad de identificar registros que pudieran haber afectado su correcto 
funcionamiento.  
Para efectos del párrafo anterior, para asegurar que los equipos de medición de la Central Eléctrica 
continúan operando conforme a los requerimientos de incertidumbre establecidos en el presente PROY -NOM, 
la UVAA debe realizar una verificación en sitio siguiendo lo establecido en 23.2 y contrastando con los 
resultados obtenidos de la verificación anterior.  
Cuando se trate de Centrales Eléctricas con capacidad menor o igual a 10 MW, que mantengan su 
elección de dete rminar el valor del poder calorífico a partir de lo establecido en el inciso A) del Capítulo 5, la 
UVAA debe determinar el valor del poder calorífico del combustible empleado en la Central Eléctrica utilizando 
instrumentos metrológicos temporales. En caso contrario, si la Central Eléctrica mantiene su elección por 
determinar el valor del poder calorífico mediante tablas, la UVAA debe validar que el valor del poder calorífico 
determinado por la Central Eléctrica corresponde a las tablas a las que se hace ref erencia en el presente 
PROY -NOM.  
Durante la verificación periódica la UVAA, debe documentar los hallazgos encontrados, con el propósito de 
confirmar que la Central Eléctrica continúa operando en las condiciones establecidas. Al final de la verificación 
periódica la documentación de los hallazgos debe ser firmada tanto como por la UVAA como por la(s) 
persona(s) técnica(s) responsable(s) de la central de generación.  
La UVAA debe elaborar un Dictamen de verificación periódico que contenga toda la información 
establecida en 23.1 del presente Capítulo, así como la información recabada durante la verificación periódica, 
con la finalidad de definir si la Central Eléctrica continúa operando bajo los requerimientos de medición que se 
establecen en el presente PROY -NOM. El resultado final debe estar basado en información objetiva, sin       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
ambigüedades y fundamentado técnicamente. Asimismo, este Dictamen de verificación periódico debe incluir, 
en su caso, la información sobre el cambio en la forma de obtener el valor del po der calorífico en centrales de 
capacidad menor o igual a 10 MW.  
Esta verificación periódica debe realizarse cada año a partir de la fecha en que se llevó a cabo la 
verificación inicial descrita en 23.1.  
23.3 De la verificación extraordinaria.  
La Comisión p odrá solicitar, en cualquier momento de manera fundada y motivada, la información histórica 
de los resultados de la medición de las variables de la Central Eléctrica, así como ordenar visitas de 
verificación extraordinarias con la finalidad de supervisar y  vigilar el cumplimiento de los requerimientos 
establecidos en el presente PROY -NOM.  
En cualquier momento, la Comisión podrá requerir a la Central Eléctrica llevar a cabo una verificación 
extraordinaria, a través de una UVAA, con el propósito de cerciorars e que los métodos y equipos de medición 
instalados en la Central Eléctrica no hayan sido alterados, de tal manera que la alejen del cumplimiento de los 
requerimientos establecidos por el presente PROY -NOM.  
De la misma forma que en una verificación periódic a, la UVAA debe asegurarse de que los equipos de 
medición de la Central Eléctrica continúan operando conforme a los requerimientos de incertidumbre y 
ubicación contenidos en el presente PROY -NOM, sin menoscabo que se requiera que la UVAA realice 
mediciones  con equipo propio para la constatación de dichos requerimientos. Asimismo, la UVAA verificará 
que en la bitácora estén registradas las calibraciones, reparaciones y salidas de operación de los equipos de 
medición, con la finalidad de identificar registros  que pudieran haber afectado su correcto funcionamiento.  
En caso de que las Centrales Eléctricas requieran llevar a cabo proyectos de modernización o 
actualización tecnológica de los procesos de generación de energía eléctrica, que modifiquen de alguna 
manera los parámetros asociados a la cantidad de energía libre de combustible, será necesario llevar a cabo 
el proceso de verificación tal y como si se estuviera en etapas iniciales, por lo que el propietario o 
representante legal de la Central Eléctrica debe  solicitar a una UVAA autorizada por la Comisión, que lleve a 
cabo las acciones necesarias que correspondan a una verificación inicial. Para ello la Central Eléctrica debe 
proporcionar el Reporte técnico de la Central de generación eléctrica mediante el cu al se notifique el cambio 
realizado, mismo que debe ser analizado por la UVAA y apegarse al procedimiento establecido en 23.1 del 
presente PROY -NOM.  
Para los casos en que el propietario o representante legal de la Central Eléctrica identifique posibles 
anomalías en el reconocimiento, por parte de la Comisión, de los valores de las variables requeridas en el 
cálculo del porcentaje de energía libre de combustible, podrá solicitar a una UVAA que lleve a cabo una 
verificación extraordinaria con la finalidad de asegurar el cumplimiento de los requerimientos establecidos en 
el presente PROY -NOM.  
La UVAA debe elaborar un Dictamen de verificación de la verificación extraordinaria realizada, dirigido a la 
Comisión, mismo que debe contener los hallazgos de dicha verif icación, basados en información objetiva, así 
como las conclusiones a las que se puedan llegar derivadas de los hallazgos encontrados.  
En el caso de confirmarse alguna alteración, por parte de la Central Eléctrica, a las condiciones de 
operación de los sis temas o métodos de medición, será causal de la pérdida de vigencia de la certificación 
como Central Eléctrica Limpia.  
23.4 De la aprobación de las Unidades de Verificación  
Las personas físicas o morales interesadas en obtener la autorización como Unidades de Verificación para 
realizar el procedimiento de evaluación de la conformidad descrito anteriormente, deben presentar a la 
Comisión la información y documentación siguiente:  
a) El formato de solicitud de aprobación, que expida la Comisión, debidamente req uisitado;  
b) El original o copia certificada del instrumento jurídico que acredite la legal existencia del solicitante y 
el desarrollo de actividades vinculadas con sistemas relacionados con el sector energético; en el 
caso de personas morales, lo anterior  se debe establecer en el objeto social de dicha persona;  
c) El original o copia certificada del instrumento jurídico donde se acrediten la personalidad y las 
facultades del representante legal del solicitante;  
d) La relación de personal que especifique lo s nombres, perfil profesional, funciones y experiencia en 
sistemas de medición de variables involucradas en sistemas relacionados con el sector energético, 
acompañando los documentos que acrediten que dicho personal cumple con los  requisitos 
siguientes:  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
1) La formación profesional apegada a cualquiera de las siguientes carreras: Ingeniería Química, 
Ingeniería Mecánica, Ingeniería Eléctrica, Ingeniería en Procesos Industriales o ramas afines, a 
través del título y la cédula profesional expedida por la autor idad competente.  
2) La experiencia en la aplicación técnica de los requerimientos del presente PROY -NOM, avalados 
por una institución competente.  
3) El dominio en conocimientos metrológicos y sistemas de medición utilizados en Centrales 
Eléctricas, princip almente en los procesos a los que se refiere el presente PROY -NOM, avalados 
por una institución competente.  
4) El dominio en la estimación de incertidumbres en Centrales Eléctricas, principalmente en los 
procesos a los que se refiere el presente PROY -NOM, avalados por una institución competente.  
La Comisión analizará y resolverá la solicitud de aprobación de las Unidades de Verificación, en el plazo 
de treinta días hábiles contados a partir del día siguiente a la integración del expediente correspondiente. La 
vigencia de la autorización correspondiente será de tres años.  
Serán causales de cancelación de la aprobación las siguientes:  
a) Incumplir con cualesquiera de las condiciones y obligaciones que la Comisión establezca en la 
aprobación otorgada;  
b) No obs ervar los procedimientos de medición de variables para la evaluación de los procesos de 
generación de energía eléctrica a los que se refiere el presente PROY -NOM;  
c) Hacer constar información o datos erróneos o falsos en los dictámenes técnicos;  
d) Ejecuta r las actividades de verificación por personal distinto al relacionado en la solicitud  de 
aprobación;  
e) Haber entregado información errónea o falsa con la solicitud de aprobación, si ello se comprueba con 
posterioridad al otorgamiento;  
f) No entregar a l a Comisión, en forma oportuna y completa, la información que sea requerida respecto 
al desempeño de la actividad aprobada;  
g) Impedir u obstaculizar las funciones de verificación y vigilancia de la Comisión tendientes a constatar 
la veracidad de la informa ción proporcionada por la UVAA;  
h) Negar de manera injustificada el servicio que soliciten las centrales de generación de energía 
eléctrica, y  
i) Utilizar la aprobación de la Comisión en forma indebida, con fines distintos a aquéllos para la cual  
fue otor gada.  
La Comisión publicará en el portal electrónico http://www.gob.mx/cre el listado de las Unidades de 
Verificación autorizadas conforme a lo establecido en el presente Capítulo y lo mantendrá permanentemente 
actualizado.  
TÍTULO DÉCIMO  
VIGILANCIA  
La vigi lancia de este PROY -NOM está a cargo de la Comisión, de conformidad con sus atribuciones.  
La Comisión, en cualquier momento, podrá requerir a la Central Eléctrica los resultados de la medición de 
los dispositivos de nivel primario y nivel secundario que co rrespondan, así como ordenar visitas de verificación 
extraordinarias con la finalidad de supervisar y vigilar el cumplimiento de los requerimientos establecidos en el 
presente PROY -NOM.  
TÍTULO UNDÉCIMO  
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES  
Este PROY -NOM no es equivalente (NEQ) con ninguna norma internacional, al no existir esta última al 
momento de la elaboración del mismo.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
TÍTULO DUODÉCIMO  
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TÍTULO DECIMOTERCERO  
APÉNDICES NORMATIVOS  
Apéndice A  
(Normativo)  
Sistemas de medició n de flujo.  
A.1 Sobre la medición del flujo de combustible para determinar la energía del mismo  
Se debe medir el total del combustible que ingresa al sistema, cuya finalidad sea la generación de energía 
eléctrica y/o la obtención de energía térmica o calor  útil. En el caso de que existan otros consumos de 
combustible en la central, adicionales a los del sistema de generación eléctrica, éstos se deben identificar y 
descontar del total que ingresó a la central.  
El aporte energético y el volumen del combustibl e suministrado a la central es registrado y facturado por la 
empresa encargada de prestar dicho servicio, en este sentido, debe mantenerse un registro del destino del 
combustible y confirmar si su uso es para cogeneración o para la producción de calor.  
El vapor de agua producido en el esquema de cogeneración eficiente debe ser medido usando medidores 
de caudal másico o volumétrico. El caudal másico debe ser medido mediante medidores tipo Coriolis, mientras 
que el caudal volumétrico debe ser medido usando me didores del tipo de presión diferencial (placas de 
orificio, toberas o tubos Venturi, Annubar), tipo Vortex, ultrasónicos o turbinas de álabes rectos. El grado de 
exactitud de los instrumentos dependerá en gran medida del diseño, construcción, instalación y operación.  
A.2 Valores máximos de incertidumbre en la medición del flujo de fluidos  
En los esquemas de cogeneración se deben considerar los valores de incertidumbre de medición de la 
Tabla A -1 como los valores de incertidumbre máxima permisibles para las  diversas aplicaciones de medición 
de los fluidos de los combustibles. Dichas incertidumbres corresponden a valores de flujo, expresados a 
condiciones base, y tomando en consideración la contribución de la incertidumbre de medición por factores 
como: tecno logía de medición, la incertidumbre de las magnitudes de medida de influencia, la trazabilidad de 
las mediciones, las condiciones de instalación, la instrumentación secundaria y reproducibilidad  de largo 
plazo.  
La incertidumbre máxima de medición de flujo  está estimada para un factor de cobertura k = 2, el cual 
asegura un intervalo de confianza del 95%.  
Tabla A. 1 - Incertidumbre de medición de flujo de fluidos máxima permisible de acuerdo con las 
tecnologías de medición aplicables.  
Fluidos en el proceso d e 
cogeneración  Tecnologías de medición 
de flujo aplicables  Magnitudes de 
influencia en la 
medición de flujo  Incertidumbre 
máxima de medición 
de flujo  
( k = 2) 
Combustible  Gas 
(gas 
natural)  ultrasónico, turbina,  
placa de orificio, Coriolis  presión, tempera tura, 
densidada 2 % 
Líquido  
(diésel)  desplazamiento positivo, 
turbina, Coriolis, tanques de 
almacenamiento calibrados  presión, temperatura, 
densidadb 2 % 
Agua de alimentación a 
calderas  electromagnéticos, 
turbinas, Coriolis, 
ultrasónicos  temperatura, de nsidadc 2 % 
Vapor producido  vórtice, Annubar, Venturi, 
placa de orificio, ultrasónico  presión, temperatura, 
densidadd 3 % 
a La densidad del fluido se puede obtener a partir de un análisis cromatográfico de la composición del gas 
natural.  
b La densidad de l fluido se puede obtener usando hidrómetros de inmersión calibrados.  
c La densidad del fluido se puede obtener mediante mediciones de temperatura junto con la aplicación de 
modelos matemáticos como los publicados: IAPWS, Tanaka, Bettin, Kell, Patterson & Morris.  
d La densidad del fluido se puede obtener a partir de las Tablas de vapor publicadas por ASME o IAPWS.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
En condiciones de saturación, la calidad del vapor (que relaciona la masa de vapor respecto de la masa 
total) producido puede afectar negativame nte el desempeño de los medidores de caudal de vapor, cualquiera 
que sea el principio de medición de flujo. La aplicación de factores de corrección es necesaria para limitar los 
errores de medición, así como seguir las recomendaciones de los fabricantes pa ra minimizar los errores de 
medición de gasto, y de su incertidumbre.  
A.3 Condiciones base de medición de flujo de fluidos  
La medición de flujo debe realizarse en unidades de volumen o de masa; cuando las magnitudes de 
medición se expresan en volumen . Las condiciones base para el cálculo del volumen a dichas condiciones 
son las siguientes:  
Temperatura base, T b = 293.15 K (20 °C)  
Presión base, p b = 101.325 kPa.  
A.4 Especificaciones metrológicas de los sistemas de medición de flujo  
A4.1  Incertidumbre de medic ión 
La estimación de la incertidumbre de medición de flujo másico o volumétrico, cantidades de masa o 
volumen, se debe realizar de acuerdo con la metodología propuesta por el Comité Conjunto de Guías en 
Metrología (JCGM) del Comité Internacional de Pesas y  Medidas (CIPM) en sus documentos JCGM 100: 2008 
y/o JCGM 101:2008.  
En la estimación de la incertidumbre de medición deben considerarse, al menos, la contribución de las 
siguientes fuentes de incertidumbre de medida:  
a) La trazabilidad (calibración) del di spositivo primario  
b) Las condiciones de instalación  
c) La instrumentación secundaria (presión, temperatura)  
d) La calibración, resolución, deriva, variabilidad  
e) Las relativas a las propiedades termodinámicas del fluido: la densidad y el poder calorífico  
f) Las relativas a la deriva de los instrumentos de medición (por ejemplo, cuando el medidor no fuera 
re-calibrado dentro de los plazos máximos establecidos en el presente Apéndice).  
A4.2  Especificaciones metrológicas de los sistemas de medición de flujo de combustible  
Las especificaciones metrológicas de los sistemas de medición de flujo se muestran en las Tablas 3, 5 del 
título segundo, así como en las Tablas A -2 y A -3 del presente Apéndice. En dichas Tablas, la repetitividad 
está expresada como una desv iación estándar para k = 1. La incertidumbre de medición de flujo en 
condiciones base, debe incluir la contribución de los efectos de instalación y dimensiones del dispositivo 
primario.  
Tabla A. 2 - Especificaciones metrológicas para los sistemas  de medici ón de flujo de vapor en una sola 
fase.  
 Principios de medición 
aplicables  Resolución  Repetitividad  Incertidumbre  
U, k = 2 
Dispositivo 
primario   Placa de orificio  
 Venturi  
 Toberas  
 Vortex  
 Annubar  
 ultrasónico   0.2 %   2 % 2 
Medic ión de la 
presión diferencial   Capacitivo y 
transmisor  
 Resonante y 
transmisor  
 Otros  1 hPa   0.2 %   1.0 %  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Medidor de 
temperatura del 
fluido   Pt-100 y transmisor  
 Termopar y 
transmisor   0.5 °C   0.2 %   1.0 %  
Medidor de la 
presión del fluido   Capacitivo + 
transmisor  
 Resonante + 
transmisor  
 Otros   1 kPa   0.2 %   1.0 %  
Medición de la 
densidad del 
fluido   p, T y Steam Tables  
 p, T y IAPWS     1.0 %  
Fluctuaciones      1.0 %  
Incertidumbre de medición de flujo de vapor en una sola fase   3 % 
 
Tabla A. 3 - Especificaciones metrológicas para los sistemas  de medición de flujo de agua de 
alimentación a calderas.  
 Principios de medición 
aplicables  Resolución  Repetitividad  Incertidumbre  
U, k = 2 
Dispositivo primario  Coriolis  
Ultrasónico  
Turbina  
Electromagnético  
Vortex   0.1 %   1 % 
Medidor de 
temperatura  Pt-100 y transmisor  
Termopar y transmisor   0.5 °C   0.1 %  1.0 %  
Medición de la 
densidad  Por modelo matemático  
IAPWS  
Tanaka, Kell, Patterson, Bettin, 
etc.    0.5 %  
Fluctuaciones      0.5 %  
Incertidumbre de medición  del flujo de agua de alimentación   2 % 
 
A.5 Requisitos generales sobre los sistemas de medición  
La selección, instalación, operación y mantenimiento de los sistemas de medición deben planificarse de 
conformidad con la regul ación y normas vigentes reconocidas en la industria e incorporar, entre otros, los 
rubros siguientes:  
a) Poseer la capacidad adecuada para operar en los intervalos de medida de las magnitudes 
especificadas para los fluidos sujetos a medición, así como cump lir con las Especificaciones 
metrológicas a que se hace referencia en diversos puntos de este PROY -NOM, que incluyen la 
repetitividad, linealidad e incertidumbres de medida requerida, así como la trazabilidad metrológica 
apropiada.  
b) Diseñar y construir l a estación de medición de forma tal que la instalación y desinstalación de los 
instrumentos de medición (primarios y secundarios) sea expedita; con la finalidad de que cuando sea 
necesario realizar operaciones de mantenimiento un equipo de re emplazo pueda ser instalado 
fácilmente.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
c) Estar dotados de sistemas inalámbricos cuando se demuestre, en su caso, que su funcionamiento es 
igual o superior a los sistemas cableados, desde el punto de vista de su integridad en la transmisión 
de la señal.  
d) Ofrecer la p osibilidad de instalar acondicionadores de flujo en caso de ser requeridos.  
e) Estar instalados de acuerdo con lo establecido en el presente PROY -NOM y siguiendo las 
recomendaciones del fabricante, de modo que los componentes sujetos a mantenimiento, inspe cción 
o calibración, incluyendo válvulas, que sean accesibles y garanticen las condiciones apropiadas y 
seguras para la operación, mantenimiento, inspección y calibración de los sistemas de medición.  
A5.1  Calibración  
Los dispositivos primarios, secundarios  y terciarios de medición deben ser calibrados antes de iniciar las 
operaciones de la Central Eléctrica. La calibración debe ser ejecutada por un laboratorio acreditado cuyos 
patrones de referencia sean trazables a patrones nacionales de medida en términos  de la LFMN.  
Nota:  Esta obligación no aplica para los dispositivos primarios que están sujetos a verificación de 
conformidad (medidores de caudal tipo presión diferencial).  
La calibración de todos los patrones y los instrumentos de medida debe llevarse a c abo de manera 
sistemática y periódica, con el fin de que sus resultados sean metrológicamente trazables a los patrones 
nacionales correspondientes. Estas calibraciones deben ser realizadas por laboratorios acreditados y 
aprobados en términos de la LFMN y l o dispuesto en este PROY -NOM.  
Durante las calibraciones de los patrones e instrumentos de medición realizada por los laboratorios de 
calibración acreditados, deben considerar que el desempeño del instrumento bajo calibración se encuentre 
dentro de las espe cificaciones indicadas en los Apéndices de este PROY -NOM, sin perjuicio de lo indicado en 
el párrafo inmediato anterior. La calibración de los dispositivos primarios, secundarios y terciarios debe 
realizarse en un laboratorio de calibración acreditado, o b ien, directamente en el sitio donde se encuentran 
instalados.  
Si la calibración del medidor de flujo se realiza en un laboratorio de calibración acreditado, entonces deben 
tomarse las medidas para asegurar que, durante el proceso de calibración, el perfil de velocidades del fluido 
en el punto donde se encuentre el medidor bajo calibración, sea representativo del perfil de velocidades que 
tendrá el fluido en el medidor durante su operación en las instalaciones de la Central Eléctrica. Es 
recomendable, que cu ando el medidor de flujo deba ser calibrado en un laboratorio, los tramos de tubería 
adyacente también sean enviados. Este punto es aplicable a los sistemas de medición de caudal que son 
sensibles al perfil de velocidades, por ejemplo: turbinas, ultrasónic os, electromagnéticos, placa de orificio, etc.  
La calibración de los instrumentos de medición de fluido, debe realizarse con un fluido de viscosidad y 
densidad similares al fluido que va a medirse. Cuando esto no es viable, se recomienda determinar la 
respuesta del medidor en términos del número adimensional de Reynolds y con un fluido en el mismo estado 
(líquido o gaseoso), con el cual va a operar, de acuerdo con la ecuación A.1.  
 
Cuando el sistema de medición se retire del sitio en el que se encuentra la  instalación para su calibración, 
ésta se tiene que ejecutar con una configuración similar en la instalación, en la cual estará operando. La 
configuración utilizada durante la calibración debe ser documentada. Todo sistema de medición debe ser 
calibrado (d ispositivos primarios y secundarios de medición) y los errores de medición manifestados en los 
certificados de calibración deben ser corregidos mediante métodos que puedan ser auditados y rastreados.  
Durante la calibración del sistema de medición de caudal  se deben utilizar los valores que se encuentran 
en la configuración del elemento terciario (computador de flujo) y estos valores utilizados deben ser 
enunciados en el certificado de calibración, así como la configuración del procesador del elemento primar io 
(este punto es aplicable en los medidores tipo ultrasónicos y tipo Coriolis, y de manera parcial para los 
medidores tipo turbina, tipo presión diferencial y tipo desplazamiento positivo).  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
El medidor de flujo debe calibrarse dentro del intervalo de medic ión del flujo previsto, con el que operará 
normalmente. El medidor debe calibrarse al menos en cuatro flujos distintos, espaciados uniformemente 
dentro del intervalo prestablecido (por ejemplo: al 100 %, 70 %, 40 % y 10 % del valor de flujo máximo). Se 
permite la interpolación para estimar los factores de corrección aplicables en aquellos caudales no cubiertos 
durante la calibración.  
A5.2  Variaciones en las magnitudes de medición de influencia.  
La incertidumbre de medición de caudal o de la cantidad total d e masa o volumen del fluido, debe 
considerar el impacto que produce la variación de las condiciones de operación cuando en el sistema se usan 
valores fijos para el cálculo de algunas magnitudes de medición. Por ejemplo, si la densidad del fluido se 
estima a partir de valores fijos de presión y temperatura, se debe cuantificar la contribución a la incertidumbre 
de medición del fluido debido a las variaciones que se observan en estas magnitudes de medición.  
Una forma de incluir las variaciones mencionadas en el párrafo anterior, es mediante la medición temporal 
de las variaciones de presión y temperatura del fluido; de los valores medidos se estiman las variaciones de 
densidad y de poder calorífico para determinar la cantidad de energía del combustible.  
A5.3  Instalación del medidor primario.  
Los sistemas primarios de medición deben ser instalados siguiendo las recomendaciones del fabricante.  
A5.4  Medidores de flujo sensibles al perfil de velocidades.  
Los sistemas de medición deben diseñarse y construirse de for ma que, aun con la posible presencia de 
válvulas, codos, y otros accesorios, aguas arriba y aguas abajo del elemento primario de medición, se cumpla 
con los requisitos de longitud de tubería recta indicados por el fabricante.  
Las secciones de tubería recta , aguas arriba y aguas abajo del medidor, deben fabricarse e instalarse de 
forma que proporcionen un perfil de velocidad homogéneo que tenga un impacto mínimo en la incertidumbre 
del medidor. Para ello debe consultarse al fabricante del medidor sobre la lo ngitud de tubería recta que 
requiere dicho medidor.  
A5.5  Medidores de flujo no sensibles al perfil de velocidades.  
Los sistemas de medición que no muestran un cambio significativo con perfiles de velocidades 
distorsionados, como los medidores tipo Coriolis , de desplazamiento positivo, etc., no resulta necesario utilizar 
acondicionadores de flujo. Sin embargo, los que son sensibles a la instalación (por ejemplo: placas de orificio, 
ultrasónicos, electromagnéticos, turbinas o tipo Vortex) y se encuentran suje tos a esfuerzos mecánicos, 
instalados en posición vertical, deben seguir siempre las recomendaciones proporcionadas por el fabricante.  
La repetitividad está expresada como una desviación estándar de k = 1. La incertidumbre de medición de 
flujo debe incluir  las contribuciones por efectos de instalación y dimensiones del elemento primario.  
A5.6  Acondicionadores de flujo.  
Cuando se utilicen acondicionadores de flujo en el sistema de medición, tanto el tipo, la ubicación y diseño 
de estos accesorios deben preve r la instalación de puertos de inspección instalados en las bridas que dan 
soporte al acondicionador de flujo; esta práctica debe formar parte del programa preventivo de mantenimiento 
que se realice en el sitio.  
El modelo del acondicionador de flujo debe c ontar con lo indicado en la norma de referencia empleada, por 
ejemplo: el anexo de la norma ISO 5167 -1:2003, el Apéndice 2 -D de la norma API MPMS 14.3.2, etc. y debe 
atender la ubicación en la instalación indicada por el fabricante del dispositivo.  
En la F igura A. 1 se muestra un esquema típico de instalación de un sistema de medición de gasto, de 
acuerdo con las recomendaciones típicas establecidas en el Manual de Mediciones de Petróleo del American 
Petroleum Institute (API MPMS). El sistema incluye: 1. Vá lvula de seccionamiento; 2. Filtro y eliminador; 3. 
Acondicionador de flujo; 4. Turbina; 5. Sensor de temperatura; 6. Válvula de control de flujo; 7. Válvula de no 
retorno; y 8. Unidad de control (no incluida en la Figura A. 1). 
 
Figura A. 1 - Diagrama es quemático de la instalación de medición  usando una turbina como 
dispositivo primario de medición.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
A5.7  Pruebas pre -operativas.  
Una vez instalado el sistema de medición, se debe verificar, registrar y evidenciar que los sistemas de 
medición del esquema de g eneración cumplen con lo establecido en el presente PROY -NOM.  
A.6 Contribución a la incertidumbre de medición de flujo asociada con el incumplimiento de los 
programas de calibración.  
A6.1  Dispositivos primarios.  
Los dispositivos primarios (placa de orifici o, tubo Venturi, tobera, medidor ultrasónico, etc.) están sujetos a 
variaciones en su desempeño por diversas circunstancias; por ejemplo: el desgaste, la acumulación de 
suciedad, etc. La deriva de las propiedades metrológicas, entre otras circunstancias, d e los instrumentos, 
hace necesaria su re -calibración. Si la Central Eléctrica no cumple con los requisitos de re -calibración de los 
dispositivos primarios entonces la incertidumbre adicional que debe atribuírsele es la que se registra en la 
Tabla A. 4 y Tabla A. 5. 
Tabla A. 4 - Incertidumbre adicional por incumplimiento en los  programas de calibración de los 
dispositivos primarios  
Tiempo transcurrido después de la última calibración, t Valor de incertidumbre adicional, UI % 
t/años  3 0 
(3  t/años  5) 3.0 
(5  t/años  7) 7.0 
t/años > 7  10.0 
 
A6.2  Dispositivos secundarios.  
Los sensores de medición están sujetos a variaciones en su desempeño como el tiempo. La deriva de las 
propiedades metrológicas de los instrumentos hace necesaria su re -calibración. Si la Central Eléctrica no 
cumple con los requisitos de re -calibración de los dispositivos secundarios (te mperatura y presión) entonces la 
incertidumbre adicional que debe atribuírsele es la que se presenta en la Tabla A. 4. Esta componente 
adicional de incertidumbre debe ser considerada como una fuente de incertidumbre adicional en los cálculos 
de incertidumb re de medición de flujo.  
Tabla A. 5 - Incertidumbre de medición adicional por incumplimiento  en los programas de calibración de 
dispositivos secundarios.  
Tiempo transcurrido después de la última calibración, t  Valor de incertidumbre adicional, U I % 
t/años   2 0 
(2  t/años  3) 2.0 
(3  t/años  5) 4.0 
t/años > 5  10.0 
 
A.7 Tecnologías de medición: Sistema s de medición de caudal tipo presión diferencial  
A7.1  Consideraciones generales  
El diseño, instalación y operación de los sistemas de medición de caudal tipo presión diferencial deben 
apegarse a lo establecido en las normas ISO 5167, API MPMS 14.3.2, ASME PTC 19.5 y ASME  MFC -3M-
2017. Son considerados sistemas de medición de caudal tipo presión diferencial, aquellos medidores cuyo 
principio de medición sea originado por una diferencia de presión generada por la geometría del elemento 
primario del sistema; ej emplos de este tipo son: placa de orificio, tobera subsónica, tubo Venturi y medidor tipo 
cono.  
La trazabilidad de los resultados puede ser obtenida por dos medios: el primero se obtiene por calibración 
utilizando un patrón de referencia y el segundo a tra vés de una certificación de conformidad respecto del 
cumplimiento del presente PROY -NOM. En el caso particular del medidor tipo cono (V -cone), la incertidumbre 
asociada al coeficiente de descarga declarada en la norma ISO 5167 -5:2016 es 5 % (cuando se tien e el mejor 
cumplimiento de todas las especificaciones indicadas en la norma). Así, para los propósitos de este  PROY -
NOM, el medidor tipo cono debe ser calibrado contra un patrón de referencia de medición de gasto, con el 
propósito de obtener un valor de in certidumbre en las mediciones de gasto, masa o volumen del orden del 1%. 
Los medidores no incluidos en la norma ISO 5167 -5:2016, deben asegurar su trazabilidad por medio de su 
calibración utilizando como referencia un sistema de medición de gasto.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
La traza bilidad del resultado de medición de caudal o cantidad de fluido se concretará cuando los 
elementos primario, secundario y terciario se encuentre en condiciones metrológicas adecuadas.  
La instalación de los sensores de presión deben apegarse a las recomend aciones de la norma ISO 2186 y 
a las recomendaciones indicadas por el fabricante para garantizar un buen desempeño del sistema de 
medición; este aspecto es particularmente importante para el caso de la medición de vapor, aplicación para la 
cual es necesari o seguir las recomendaciones antes señaladas para el diseño y localización de las tomas de 
presión y de la tubería de conexión hacia los transmisores de presión y presión diferencial.  
Para la selección e instalación del sensor de temperatura, se debe consi derar lo indicado en la norma  ISO 
9464; además de las recomendaciones proporcionadas por el fabricante.  
A7.2  Diagnóstico y control con las presiones a través del elemento primario  
La medición de presión adicional en algún punto aguas abajo del sistema de medición donde se haya 
recuperado la presión permite al operador del sistema de medición detectar desviaciones de las condiciones 
normales de operación y puede adoptarse como una medida de alerta y mantenimiento preventivo del sistema 
de medición. Se debe tener la instalación de un puerto adicional para medir esta presión en la fase de diseño, 
ya que resulta práctico y significa ventajas relevantes en las etapas operativas y de mantenimiento futuras del 
sistema de medición.  
A7.3  Pruebas pre -operativas  
En es tas pruebas deben aplicar la inspección de la calidad superficial de elemento primario de medición, 
así como las especificaciones geométricas y dimensionales; esta información será utilizada para conocer el 
deterioro que pueda sufrir el sistema de medición  con el tiempo y que afectarán la incertidumbre de medición 
del elemento primario.  
A7.4  Inspección del elemento primario  
Como medida preventiva durante el proceso de arranque, si se considera que hay riesgo latente por la 
presencia de materiales extraños, partículas o residuos metálicos, derivados del proceso de fabricación; el 
proceso de arranque debe ser de tal forma que se evite cualquier daño al acabado y dimensiones precisas del 
elemento primario de medición.  
Debe prepararse un programa de inspección d el sistema de medición con el detalle de las actividades que 
se prevean realizar para mantenerlo en óptimas condiciones. Se debe implementar una estrategia y programa 
de mantenimiento basado en el control del estado que guarda la operación del sistema de m edición.  
Debe tenerse presente que aun cuando se implemente un programa de mantenimiento, como el 
mencionado en el párrafo que precede, la central debe tener presente que, para aislar el elemento primario de 
medición para los casos en que se requiera remov erlo, inspeccionarlo y repararlo en caso que el sistema de 
diagnóstico, indique que hay daño o contaminación.  
Al inicio de la puesta en operación de un sistema de medición se debe implementar un programa de 
inspección como sigue:  
a) Para sistemas de medici ón que cuenten con un dispositivo mecánico que permita extraer e introducir 
parte del elemento primario (por ejemplo, placa de orificio), sin detener el paso del fluido por el 
sistema de medición, dicho equipo debe cubrir el siguiente esquema de inspección : 
1) Dos inspecciones de la placa a intervalos trimestrales.  
2) Una inspección anual.  
b) Si el sistema de medición no cuenta con dispositivos para remover el elemento primario sin 
interrumpir el flujo a través del tren de medición, entonces el esquema de i nspección a seguir debe 
ser atendido como sigue:  
1) Dos inspecciones del elemento primario a intervalos de seis meses.  
2) Una inspección anual.  
Los resultados de las mediciones dimensionales se deben comparar con los resultados iniciales o con las 
especif icaciones del equipo (según como se obtenga la trazabilidad de los resultados de medición; si ésta es 
obtenida por alguna de las formas permitidas en las generalidades, considerando la capacidad de la central 
eléctrica, los parámetros deben atender a lo es tablecido en el presente PROY -NOM) valorando el deterioro y 
proponiendo periodos de calibración o verificación de la conformidad.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Cuando se encuentre que el elemento primario está contaminado o dañado, se deben corregir los daños o 
reemplazarlo, en caso de  que así lo requiera. En el último caso, se debe realizar lo indicado en el numeral 
anterior el cual hace mención al inicio de la puesta de operación. Si hay historial previo de contaminación o 
daño, se debe implementar una inspección minuciosa del sistema  de medición.  
Los aspectos relevantes de la inspección en campo incluyen:  
a) La orientación correcta del sistema de medición.  
b) La calidad superficial del elemento primario.  
c) Cuando los resultados del sistema de medición cuentan con trazabilidad por Ver ificación de la 
conformidad, entonces el sistema de medición debe cumplir con las especificaciones establecidas en 
el presente PROY -NOM. Cuando la trazabilidad es obtenida por calibración, se compararán las 
desviaciones de los parámetros dimensionales con su historial para evaluar su deterioro y posible 
recalibración.  
d) Se debe Inspeccionar que el sistema de medición esté libre de depósitos, grasas o cualquier 
sustancia que esté contaminando la calidad superficial del elemento primario de medición.  
A7.5  Placa de orificio.  
Cuando existe daño al filo del borde del orificio en la cara aguas arriba y presenta una incertidumbre 
mayor a la establecida, el equipo debe maquinarse y calibrarse antes de volver a usarse o debe reemplazarse 
la placa de orificio por otr a que permita alcanzar la certidumbre establecida en el presente PROY -NOM.  
Cuando los depósitos, contaminación o daño a la placa de orificio son frecuentes en el tubo de medición, 
se debe revisar al interior de dicho tubo de medición cuando menos dos diáme tros aguas arriba de la placa de 
orificio, así como al estado que presenten las tomas de presión diferencial, al igual que revisar que no  se 
encuentre obstruidas las tomas y la tubería por donde se conduce la señal de presión hasta el sensor  de 
presión.  
El modelo matemático empleado para la estimación de la cantidad de fluido considera que el proceso de 
medición es isotérmico, si el fluido se encuentra cerca del punto de rocío o se requiere una medición con 
mejor exactitud, es necesario estimar el decremen to de la temperatura como resultado de la expansión del 
fluido cuando pasa por la placa de orificio o por otro dispositivo primario del tipo de presión diferencial. Para 
realizar la corrección se recomienda el uso del Coeficiente de Joule Thomson; para su estimación y el cálculo 
de su incertidumbre asociada se recomienda adoptar el modelo matemático de la norma ISO 5167 -1:2003 y/o 
la norma ISO/TR 9464:2008.  
La incertidumbre de medición de gasto cuando se usa una placa de orificio debe estimarse de forma 
práctica usando la expresión recomendada en ISO 5167 -1:2003, mostrada en la ecuación A. 2:  
 (A.2)  
 
Los valores de incertidumbre relativa relacionados con el coeficiente de descarga δC/C, y del coeficiente 
de expansibilidad δɛ/ɛ, se obtienen del contenido en la norma ISO 5167 -2:2003. En ocasiones, dependiendo 
de las condiciones de instalación del sistema de medición, es necesario sumar aritméticamente los valores de 
incertidumbre de m edición debidas a condiciones de instalación insuficientes; típicamente, estas 
contribuciones adicionales pueden ser de 0.5 %.  
Los valores de incertidumbre relativa correspondientes a los diámetros d y D deben obtenerse del 
certificado de evaluación de con formidad de la placa de orificio y de las tuberías adyacentes. La incertidumbre 
relativa correspondiente a la densidad del fluido debe obtenerse a partir de mediciones de densidad, o bien, a 
partir de la aplicación de la ecuación de estado de acuerdo con e l reporte AGA R8 para gas.  
A.8 Tecnologías de medición: medidores tipo presión diferencial.  
A8.1  Tubos Venturi.  
Los tubos Venturi empleados para la medición del vapor producido o del vapor de entrada proveniente de 
alguna fuente externa, deben cumplir con diseño, construcción, instalación y operación en tres modalidades 
definidas en la norma ISO 5167 -4:2005. Asimismo, la misma norma establece valores constantes para el 
coeficiente de descarga de un tubo Venturi, en sus tres variantes de diseño (de fundición , de sección 
convergente maquinada y tubo Venturi soldado).  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Respecto de la trazabilidad de la medición de flujo, el tubo Venturi debe emplearse si ha sido objeto de 
una calibración contra un patrón de medición de flujo, o bien, si ha sido certificada su co nformidad respecto de 
la norma de referencia ISO 5167 -4:2003.  
A8.2  Toberas Venturi.  
Las toberas tipo Venturi, ISA 1932 y las toberas de radio largo deben ser empleados para la medición del 
vapor producido o del vapor de entrada proveniente de alguna fuente  externa. El diseño, construcción, 
instalación y operación de las toberas (en sus tres modalidades) se define en la norma ISO 5167 -3:2005. La 
norma ISO 5167 -3 recomienda las expresiones para calcular el coeficiente de descarga de una tobera, en sus 
tres va riantes de diseño (ISA 1932, radio largo y tobera Venturi).  
Respecto de la trazabilidad de la medición de flujo, las toberas Venturi deben emplearse si ha sido objeto 
de una calibración contra un patrón de medición de gasto, o bien si ha sido certificada s u conformidad 
respecto de la norma de referencia ISO 5167 -3:2003.  
A8.3  Medidor tipo V -cone.  
Una deflexión de la línea de centros del cono por debajo de 1° es suficiente para encontrar incertidumbre 
en la lectura superiores al 0.4 % y un cambio de 2° causa en el sistema de medición una incertidumbre de 
lectura superior al 1.2 %. Durante la revisión periódica del elemento tipo cono, debe verificarse que no existan 
desviaciones en la excentricidad del elemento tipo cono, si existe evidencia de una desviación i gual o mayor a 
1°, entonces el sistema de medición debe ser re -calibrado.  
El elemento cónico debe de permanecer firme, sin mostrar movimiento cuando se encuentra posicionado 
en el interior de la tubería. Las secciones rectas de tubería aguas arriba y abajo  del medidor deben cumplir 
con lo establecido en el presente PROY -NOM y seguir las recomendaciones emitidas por el fabricante para 
garantizar el menor impacto posible en el funcionamiento y/o en la incertidumbre global del sistema. La norma 
ISO 5167 -5:2016  contiene la información relacionada con el diseño, instalación y operación del medidor tipo 
V-cone;  
A.9 Sistema de medición de caudal tipo ultrasónico  
A9.1  Generalidades.  
Los medidores tipo ultrasónicos deben emplearse para la medición de fluidos en una s ola fase; estén en 
estado líquido o gaseoso. Pueden ser de montaje interno o de montaje externo ( clamp -on). Los medidores por 
el principio de ultrasonido deben ser empleados para resolver problemas de medición; mientras que los 
esquemas de cogeneración deb en emplearse para medir consumo de combustibles (usando por ejemplo 
medidores de varias trayectorias), consumo de agua de alimentación a calderas (usando sensores 
ultrasónicos de montaje externo), producción de vapor, o gasto de gases de combustión.  
En cua lquiera de las aplicaciones citadas en los párrafos anteriores, los medidores ultrasónicos deben 
calibrarse contra un patrón de referencia de gasto, cuyos resultados de calibración sean trazables a patrones 
nacionales, según lo dispuesto en la LFMN. Los me didores ultrasónicos de montaje externo (tipo clamp -on) 
deben ser calibrados usando la sección de tubería sobre la cual estarán instalados; esta forma de calibración 
limitará el crecimiento de la incertidumbre de medición; en comparación con aquellos casos  en los cuales los 
sensores se monten sobre tuberías de cualquier material y tamaño.  
Los medidores ultrasónicos de múltiples trayectorias poseen la cualidad de integrar las mediciones de 
velocidad de las diversas trayectorias de la señal ultrasónica para l ograr una mejor estimación de la velocidad 
promedio del fluido a través del medidor; sin embargo, el mal funcionamiento de alguno de los transductores 
puede implicar pérdidas de información y subsecuentemente un incremento en la incertidumbre de las 
medici ones. Por esta razón, es indispensable que en la Central Eléctrica se mantenga siempre disponible al 
menos un transductor en reserva para posibles r eemplazos.  
La velocidad del sonido del gas medido en cada una de las trayectorias de sonido del medidor ultr asónico 
puede compararse con el valor obtenido mediante el cálculo teórico de la velocidad del sonido, a partir de las 
mediciones de la composición del gas (con un cromatógrafo en línea), la temperatura y presión del gas. La 
experiencia en la industria mue stra que una diferencia mayor que 0.21 % entre el valor medido de la velocidad 
del sonido del gas y el obtenido mediante el cálculo teórico puede ser indicativo de errores en la medición de 
la temperatura y/o presión, en la operación del cromatógrafo o en la operación del medidor ultrasónico de 
flujo. Cuando la diferencia entre estos dos valores de la velocidad del sonido es menor que 0.21 %, se 
asumirá que los elementos del sistema de medición producen mediciones consistentes de velocidad del 
sonido, sin e mbargo, debe verificarse el cumplimiento del presente PROY -NOM.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
La incertidumbre de medición de la calibración de un medidor ultrasónico puede variar desde 0.2 % hasta 
valores cercanos a 1 %, dependiendo del diseño y cantidad de trayectorias de sonido. Si la incertidumbre 
propia de la calibración del medidor ultrasónico es menor o igual que 1 %, entonces es factible que las 
mediciones en campo de gasto másico o volumétrico, a condiciones de referencia, puedan alcanzar valores 
de incertidumbre expandida meno res o iguales que 2 %.  
A9.2  Cuidados durante la instalación.  
El sistema de medición debe disponer de válvulas para aislar el medidor adecuadamente, de tal forma que 
pueda removerse sin necesidad de parar el flujo del fluido hacia los sistemas de generación . Debe también 
considerarse la situación en la que el medidor requiera ser removido si alguno de sus componentes falla o 
requiere ser recalibrarlo.  
La estación de medición no debe ubicarse en un sitio sujeto a vibraciones externas o a niveles de ruido 
que puedan interferir con su funcionamiento. Las secciones rectas de tubería aguas arriba y abajo del medidor 
deben seleccionarse, fabricarse e instalarse para garantizar el menor impacto posible en el funcionamiento o 
en la incertidumbre global del sistema. E n caso de utilizar acondicionadores de flujo, tanto el diseño como la 
ubicación en el sistema de medición deben ser consultados con el fabricante del medidor.  
A9.3  Perfil del flujo.  
Debe asegurarse que el perfil del flujo, durante el proceso de calibración  del medidor concuerde, lo más 
posible, con el perfil del flujo observado en el sistema donde va a operar. Si se decide instalar un 
acondicionador de flujo con el medidor, éste debe calibrarse con el mismo diseño de acondicionador y la 
misma configuración.  
A9.4  Calibración del medidor.  
El medidor ultrasónico debe calibrarse antes de ser instalado, lo cual debe realizarse en una instalación o 
laboratorio acreditado para llevar a cabo el proceso completo. Los resultados de medida de los patrones 
usados durant e la calibración deben ser trazables a patrones nacionales o internacionales que gocen de 
reconocimiento internacional, de acuerdo con el marco del ARM del CIPM.  
Se evitará la limpieza inicial de los medidores ultrasónicos durante los primeros seis meses d e su 
operación permitiendo que el medidor se adapte a las condiciones de operación y propiedades del fluido. Por 
lo anterior, los medidores deben calibrarse a partir del estado en que se encuentran, de tal forma que 
cualquier desviación registrada, con rel ación a la calibración previa, esté documentada. Cualquier alteración 
en las condiciones superficiales de la pared interna del medidor puede ocasionar errores de medición 
significativos.  
En cada proceso de calibración se debe registrar la información sigui ente:  
a) Los números de serie y declaración de trazabilidad de los resultados de medida del(los) medidor(es) 
de referencia usado(s) en la calibración.  
b) Esquemas y detalle de la configuración de la tubería y válvulas utilizadas entre el medidor de 
referen cia y el medidor que se esté calibrando, así como tipo y ubicación de los cambios de dirección 
y de diámetros en la tubería, entre otros.  
c) La ubicación y tipo de los acondicionadores de flujo en la línea de prueba.  
d) Las propiedades termodinámicas del f luido usado durante la calibración.  
e) Las condiciones de presión y temperatura a que se sometió el medidor durante la calibración.  
f) La incertidumbre expandida, correspondiente al factor K o al factor de corrección FM.  
g) Cómo se encuentra la configuraci ón del medidor antes de la calibración (as found ) y cómo se entrega 
después de la calibración (as left). 
h) Además de cubrir con todos los puntos indicados en la norma NMX -EC-17025 -IMNC -2006.  
Esta información debe conservarse, cuando menos, por dos años y estar disponible de conformidad con lo 
establecido en el título octavo del presente PROY -NOM.  
A9.5  Cambio del transductor  
El cambio de los transductores y detectores o, en general, de los componentes electrónicos del sistema de 
medición implica la re -calibración del medidor, a menos que el efecto de los dispositivos electrónicos haya 
sido cuantificado específicamente y no se hayan tenido afectaciones. La Central Eléctrica debe mantener 
disponibles todos los registros que evidencien que el medidor no ha sufr ido afectaciones con los cambios de 
cualquier componente del medidor de flujo, en su caso, cuando haya tomado la decisión de no recalibrar  el 
medidor.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Los detectores y transductores ultrasónicos requieren una presión mínima para lograr un adecuado 
acoplam iento acústico, por lo que la Central Eléctrica debe asegurarse de consultar y acatar las 
recomendaciones del fabricante. Se debe la implementar un programa de mantenimiento y análisis del 
sistema de medición con base en la detección de sesgos de medida, r elación señal a ruido y análisis de la 
velocidad del sonido.  
A9.6  Estrategia en la implementación del programa de mantenimiento.  
La Central Eléctrica debe elaborar un plan de mantenimiento que considere la metodología y frecuencia 
con la que deben ejecutar se las pruebas de diagnóstico, así como la definición de las medidas que se 
implementarán en caso que los parámetros de diagnóstico salgan frecuentemente fuera de los rangos 
prestablecidos. Del análisis de esta información, debe poder establecerse las nece sidades de re -calibración.  
A.10  Tecnologías de medición: sistema de medición de caudal tipo másico (Coriolis).  
A10.1  Consideraciones generales.  
Los medidores másicos que funcionan según el principio de Coriolis deben ser empleados para la 
medición de flujo  másico de líquidos, y de gases a alta presión; también deben ser empleados para medir flujo 
volumétrico o bien cantidades de masa y/o volumen; debido a que los medidores Coriolis miden en forma 
directa el flujo másico, entonces no es necesario realizar co rrecciones por presión o por temperatura para 
conocer la cantidad en masa que ha fluido a través del medidor. Las correcciones que se realizan en los 
medidores Coriolis están relacionadas con las variaciones que pueda sufrir el módulo de elasticidad del 
medidor, estas correcciones son ejecutadas en el transmisor del medidor.  
Los medidores Coriolis deben ser calibrados antes de su instalación, en un laboratorio acreditado, que 
cuente con patrones de referencia cuyos resultados de medición sean trazables a lo s patrones nacionales en 
todo el intervalo de medición del medidor Coriolis. Cuando dichos medidores son utilizados para medir flujo 
másico o cantidad de masa, entonces deben ser calibrados con agua y ser usados en forma posterior para 
medir otros fluidos.  
Un medidor Coriolis calibrado en modo de medición de masa puede ser usado para estimar el volumen, 
siempre y cuando el equipo haya sido también calibrado en modo de densidad, en un intervalo amplio de 
valores de densidad. A partir de las mediciones de mas a y densidad, el volumen puede ser calculado (por 
ejemplo, en un computador de flujo), usando los valores corregidos de masa y densidad enviados por el 
transmisor del medidor Coriolis.  
La incertidumbre de medición de gasto másico de fluidos líquidos usando  un medidor de flujo másico tipo 
Coriolis puede alcanzar niveles tan bajos como 0.05 %, usando los medidores de mejor clase de exactitud; sin 
embargo, existen opciones en el mercado que pueden medir gasto másico con incertidumbre mejores o 
iguales que 1 % (valor expresado con probabilidad de cobertura del orden de 95 %).  
A10.2  Instalación del medidor.  
El comportamiento de un medidor Coriolis no es afectado por el perfil del flujo en el medidor, de tal forma 
que la configuración de la tubería aguas arriba y aguas abajo del medidor es menos relevante que con otro 
tipo de medidores. De cualquier forma, se debe evitar cualquier perturbación del flujo con objeto de realizar 
mediciones con el nivel de incertidumbre adecuado, razón por lo cual, se deben atender las  recomendaciones 
de instalación del fabricante y lo establecido en el presente PROY -NOM.  
La caída de presión a través de un medidor Coriolis es relativamente elevada. Con objeto de minimizar la 
evaporación súbita de los hidrocarburos ligeros –y la subsecue nte degradación en el comportamiento del 
medidor – presentes en el producto, debe ponerse especial atención en el diseño del sistema de medición con 
objeto de que a su paso por el medidor el líquido se mantenga arriba de la presión del vapor. Las válvulas d e 
control de flujo instaladas en serie con el medidor deben colocarse aguas abajo de éste.  
Adicionalmente, el medidor no debe estar sujeto a esfuerzos mecánicos y debe anclarse firmemente para 
evitar que las vibraciones de la instalación induzcan errores a dicionales en la medición. Debe consultarse a 
los fabricantes del equipo para obtener información puntual sobre una instalación o condiciones operativas 
específicas.  
A10.3  Ajuste inicial del medidor  
De inicio, debe realizarse un ajuste de reconocimiento de  flujo cero. Para ejecutarse deben seguirse 
minuciosamente las recomendaciones del fabricante. Todo el sistema debe llenarse con el fluido de trabajo y 
llevarlo a las condiciones normales de operación en presión y temperatura; una vez alcanzadas estas 
cond iciones, es necesario cerrar herméticamente la válvula de seccionamiento instalada aguas abajo del 
medidor, con la finalidad de establecer una condición de flujo nulo a través del sistema. El medidor debe estar 
sujeto a un programa de reconocimiento de flu jo cero de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. La 
Central Eléctrica debe contar con registro de los resultados de este procedimiento.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
A10.4  Requisitos de calibración y verificación  
El programa de calibración y verificación tiene un papel releva nte y debe considerarse en la fase de diseño 
del sistema de medición y ser retroalimentado con los datos obtenidos durante el mantenimiento, calibración 
y/o verificación.  
Hay tres formas de implementar un programa de verificaciones para los medidores Corio lis: 
a) Mediante un patrón de referencia en sitio  
b) Retiro y re -calibración periódicos.  
Nota:  todo instrumento utilizado como referencia debe estar calibrado y cumplir con lo establecido en 
el presente PROY -NOM.  
c) El uso de un patrón de referencia para v erificar en forma periódica el comportamiento de un medidor.  
Para implementar el procedimiento correcto tratándose de medidores Coriolis se debe consultar el  ISO 
17090:2015 y/o AGA Report No. 6: 2013. El instrumento de referencia debe calibrarse antes de ser usado 
para la verificación de otros medidores. La calibración debe ser ejecutada por un laboratorio acreditado. Los 
resultados de la calibración deber ser trazables a las unidades base del Sistema Internacional de Unidades, 
en los términos de la LFMN.  
Para evitar posibles errores sistemáticos, será necesario re -calibrar el medidor Coriolis. Cuando la 
instalación cuente con los arreglos de calibración para el medidor de referencia, la calibración podrá realizarse 
en sitio (condición deseable).  
Cuando se prefiera el retiro y la re -calibración del medidor en forma periódica, el intervalo entre 
calibraciones sucesivas debe apegarse a lo establecido en este PROY -NOM. También puede recurrirse al uso 
de diagnósticos de desempeño del medidor para determinar el i ntervalo entre calibraciones. La ejecución de 
dichos diagnósticos puede servir para identificar la ocurrencia de errores sistemáticos, que pongan  de 
manifiesto la necesidad de recalibrar al medidor.  
Algunos medidores pueden requerir de una interpolación li neal de los resultados de medición, 
principalmente cuando operen a bajos caudales, cerca del límite inferior del intervalo de medición previsto. 
Dicha interpolación debe realizarse mediante el computador de flujo.  
A10.5  Sistemas de medición de caudal tipo turbina.  
Los medidores tipo turbina pueden ser empleados en los esquemas de consumo de combustibles. Existen 
diseños específicos para medición de fluidos en estado gaseoso, y también los hay para medición de 
combustibles líquidos. Cualquiera que sea la apl icación de medición con una turbina, estos equipos deben ser 
calibrados contra un patrón de referencia de medición de flujo; de preferencia, usando un fluido de 
características parecidas a aquél que se usará en el proceso de generación eléctrica.  
La incert idumbre de medición de flujo (a condiciones de operación) que puede lograrse con turbinas puede 
ser tan bajo como 0.06 % cuando se calibra contra algún sistema de referencia de tipo primario; y cuando sus 
cualidades de repetitividad sean del orden de 0.02 %, especificaciones típicas para los procesos de 
transferencia de custodia. Sin embargo, existen en el mercado equipos que pueden medir el flujo con 
incertidumbres menores o iguales que 1 % del valor medido.  
El sistema de medición tipo turbina debe apegars e al desempeño indicado en las normas AGA Report  No. 
7, ISO 9951:2007, ISO 2715:2017, API MPMS 5.3 -2005 y OIML R32, según aplique por el estado de 
agregación del fluido.  
Los sistemas de medición tipo turbina son sensibles al perfil de velocidades del fluid o. Desde el diseño de 
la Central de Eléctrica debe apegarse a las recomendaciones dadas por el fabricante para su instalación.  
Es indispensable que el fluido que será medido sea homogéneo y se encuentre en una sola fase. La 
Central Eléctrica debe contar co n un programa de mantenimiento al filtro ubicado a la entrada del sistema de 
medición y contar con el registro de las condiciones del filtro en cada mantenimiento. Información que puede 
ser utilizada para adecuar los tiempos del mantenimiento.  
A10.6  Determ inación del factor k.  
El factor k debe determinarse mediante la calibración del medidor bajo ciertas condiciones de gasto, 
temperatura, presión, densidad y viscosidad similares a aquellas que estarán presentes durante la operación.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
A10.7  Programa de verifi cación y calibración.  
El presente Apéndice incluye los intervalos máximos establecidos para la ejecución de tareas de re -
calibración y verificación periódicas. La Central Eléctrica debe establecer periodos más cortos, según se 
derive de sus programas de ma ntenimiento.  
A10.8  Sistemas de medición de caudal tipo desplazamiento positivo (rotativos)  
Los medidores tipo paletas deslizantes, engranes ovalados y lóbulos, pueden emplearse para medir 
combustibles, principalmente en los generadores de vapor. Existen di seños para aplicarse en medición de 
fluidos gaseosos y los hay también para medición de combustibles líquidos.  
Los medidores, de tipo volumétrico, no son sensibles al perfil de velocidades del fluido. Sin embargo, se 
deben atender las recomendaciones propo rcionadas por el fabricante y cumplir con las normas API MPMS 
5.2-2005, ANSI B109.3 -2008, OIML R32 y OIML R6, según aplique en cada caso en particular.  
El medidor tipo paletas deslizantes es sensible a la viscosidad del fluido, razón por la cual se debe ca librar 
con el fluido y bajo las condiciones normales de operación.  
Cuando un medidor de desplazamiento positivo tipo lóbulos o engranes ovalados, sea utilizado con un 
fluido en estado gaseoso, se podrá ejecutar la calibración con un fluido diferente en el mismo estado; es decir, 
en caso de que el instrumento se utilice para medir gas natural, serán aceptadas las calibraciones con aire, 
pero es imprescindible realizar las correcciones descritas por el fabricante.  
A.11  Tecnologías de medición: Sistemas de med ición tipo Vortex.  
A11.1  Generalidades.  
Los medidores tipo Vortex se emplean principalmente para medir el gasto de vapor producido en los 
generadores de vapor. Son medidores susceptibles a las condiciones de instalación; por lo que las 
recomendaciones del fabricante deben ser respetadas.  
Cuando los medidores tipo Vortex se emplean cerca de los límites inferiores de su intervalo de medición, 
entonces existe riesgo de sub -estimar el gasto volumétrico o la cantidad de fluido que ha circulado a través del 
medid or; por esta razón, estos medidores no deben ser empleados a valores de gasto inferiores 0.1 Qmax.  
Los medidores tipo Vortex deben ser calibrados contra un patrón de medición de gasto, usando un gas 
como fluido de trabajo. Cuando menos, 4 valores de gasto deben ser considerados durante la calibración del 
medidor Vortex, igualmente espaciados (por ejemplo: Qmax, 0.7 Qmax, 0.4 Qmax y 0.1 Qmax). Para valorar 
la repetitividad del medidor Vortex, al menos 5 mediciones deben ser replicadas en cada valor de gasto.  Los 
resultados de calibración del medidor Vortex deben ser expresados en función del número de Reynolds. Los 
medidores de gasto tipo Vortex otorgan una incertidumbre inferior a 1 % al medir flujo de vapor.  
A11.2  Uso de otras tecnologías de medición de flu jo 
En el presente Apéndice se exponen los criterios a cumplir de algunos principios de medición. No 
obstante, la Central Eléctrica podrá utilizar cualquier otro principio de medición, teniendo que cumplir los 
puntos que se enuncian a continuación:  
a) La Ce ntral Eléctrica debe contar con la evidencia de que el principio de medición utilizado cuenta con 
características de desempeño metrológicas similares o mejores que las mencionadas en el Apéndice 
E, considerando las variaciones propias del proceso, las cond iciones ambientales y cualquier otra 
condición que pueda afectar en la medición (vibración en la instalación, cercanías a una fuente 
magnética y/o térmica, ruido, etc.).  
b) Los sistemas de medición tienen que ser calibrados con un fluido similar (viscosida d, densidad y 
condiciones de operación).  
c) La Central Eléctrica debe documentar que los cambios en las características del fluido por las 
variaciones de las condiciones de operación, no ocasionen que el sistema de medición incumpla con 
las especificacione s metrológicas.  
d) Documentar de manera periódica el desempeño del sistema de medición (la información de un 
medidor que funcione como testigo en las mediciones puede ser utilizada, la calibración del sistema 
de medición o cualquier medio que demuestre el  desempeño del sistema de medición). Inicialmente 
se debe hacer cada tres meses, los tiempos se ampliarán dependiendo el resultado del desempeño 
del sistema de medición los cuales serán evaluados utilizando herramientas estadísticas similares o 
criterios m ás estrictos a los indicadas en las normas API MPMS.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
e) El consumo de combustibles líquidos debe determinarse a partir de mediciones de volumen de 
tanques al inicio y fin de periodo (diario, semanal o mensual); considerando que los suministros a los 
tanque s se miden con un medidor de flujo que ha sido objeto de la aprobación por la Comisión y que 
satisface los requerimientos establecidos en los Apéndices de este PROY -NOM; y que las 
variaciones de inventario se miden a partir de las Tablas de calibración de los tanques de 
almacenamiento. El tanque vertical debe ser calibrado por un laboratorio acreditado, en los términos 
de la LFMN.  
A11.3  Elementos secundarios de medición.  
Cuando se deba medir alguna o varias propiedades del fluido, así como variables del pro ceso, por 
mencionar algunas: los componentes que conforman alguna mezcla gaseosa, temperatura, densidad, presión, 
etc. estas mediciones deben cumplir con lo establecido en el presente PROY -NOM.  
Cuando la variable a medir no se encuentra enunciada en este P ROY -NOM, se debe atender las 
recomendaciones metrológicas enunciadas por el fabricante. Los puntos de medición de la presión y 
temperatura deben seleccionarse para asegurarse que estas magnitudes sean representativas de las 
condiciones que prevalecen en el  medidor de flujo. Por lo tanto, deben ubicarse lo más cercano posible a este, 
sin que interfiera en su operación.  
Los termo pozos deben estar situados junto a los puntos de medición de la temperatura, de tal forma que 
pueda verificarse mediante la compara ción con termómetros calibrados, cuyos resultados de medida sean 
trazables a patrones nacionales. Cuando la medición por un medidor de caudal se realice a una temperatura y 
presión distintas a las que fue calibrado, pueden producirse errores de medición si gnificativos, por lo que es 
necesario aplicar los factores de corrección indicados por el fabricante; o re -calibrar el medidor de flujo cuando 
existan diferencias significativas entre las condiciones de calibración y de operación.  
Cuando se apliquen rutina s numéricas o se modifiquen para realizar ajustes al elemento primario por 
presión y temperatura, deben registrarse y estar disponibles para su revisión durante una visita de verificación 
o cuando la Comisión lo requiera, de conformidad con lo establecido en el título octavo.  
A11.4  Correcciones por presión y temperatura.  
Se deben usar factores de corrección reconocidos en la industria para tratar diferencias entre la 
temperatura de calibración y la de operación. Los factores de corrección aplicados a la pre sión y temperatura 
deben estar respaldados mediante métodos que puedan ser auditados y rastreados de forma adecuada. 
Antes de iniciar el proceso de arranque del sistema de medición es indispensable verificar  los siguientes 
puntos:  
a) Verificar que cada el emento secundario de medición cuente con un certificado de calibración con el 
cual se demuestre trazabilidad a los patrones nacionales o internacionales que gocen de 
reconocimiento internacional, de preferencia en el marco del ARM del CIPM).  
b) Constatar q ue la instalación de cada elemento secundario del sistema de medición esté en apego a 
las recomendaciones metrológicas emitidas por los fabricantes.  
c) Atender las recomendaciones de las siguientes normatividades IEC 60751:2008, API MPMS 7 para 
fluidos líq uidos e ISO 15970:2008, IEC 60751:2008 para fluidos en estado gaseoso.  
Existen circunstancias de instalación de los sensores para las cuales es necesario aplicar correcciones 
para obtener un valor adecuado en la medición de presión, como la corrección por columna hidrostática 
(piernas hidrostáticas). La calibración del elemento secundario debe realizarse bajo las condiciones de 
operación (a lazo cerrado), de esta forma se considera la desviación del instrumento originada por cualquier 
variable en la instala ción durante la calibración, evitando aplicar correcciones adicionales a la desviación 
encontrada o declarada en el certificado de calibración. El laboratorio debe manifestar en el certificado o 
informe de medición la forma en cómo se llevó a cabo la calib ración.  
Una vez en operación, el sistema de medición debe contar con un esquema de verificación de la 
trazabilidad de los resultados de los elementos secundarios de medición, los tiempos de estas verificaciones 
deben obedecer al tipo de instrumento a verif icar. Cualquier duda que se tenga en la trazabilidad en los 
resultados de medición de cualquier elemento secundario de medición debe dar lugar a una verificación o 
calibración.  
Se debe contar con un programa de mantenimiento para limpiar las líneas de pres ión, verificando y 
garantizando que la transmisión de la señal llega al elemento terciario de medición sin deterioro. En el 
Apéndice C se especifican los requisitos para la medición de la presión y temperatura dentro de los sistemas 
de generación.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
A11.5  Densidad de los fluidos.  
El valor de la densidad del fluido es necesario para determinar el gasto másico o volumétrico cuando se 
usan dispositivos del tipo de presión diferencial; en estos casos, el gasto másico es proporcional a la raíz 
cuadrada de la densi dad del fluido. En las mediciones de gasto de combustibles líquidos se requiere el valor 
de la densidad del fluido para “extrapolar” los resultados de medición, desde las condiciones de operación 
hasta las condiciones base (tb = 20 °C, pb = 101.325 kPa).  
La densidad del vapor de agua puede ser estimada, a partir de las ecuaciones de estado adecuadas, en 
función de la presión y temperatura a que se halle sometido el fluido. Para lo cual se requiere de herramientas 
informáticas de cálculo para este propósito.  
La Central Eléctrica debe demostrar que los computadores de flujo (dispositivos terciarios) cumplen con 
las normas correspondientes aplicables a éstos.  
Apéndice B  
(Normativo)  
Sistemas de medición de masa  
B.1 Términos y definiciones  
B1.1  Definiciones gener ales 
B.1.1.1  Biomasa:  Se define como biomasa a toda la materia orgánica de origen vegetal, animal o 
industrial (residuos) que puede ser transformada en energía.  
B.1.1.2  Instrumento para pesar:  Instrumento de medición que sirve para determinar la masa de un  
cuerpo utilizando la acción de la gravedad sobre este cuerpo. Este instrumento también puede utilizarse para 
determinar otras magnitudes, cantidades, parámetros o características relacionadas con la masa. Según el 
método de operación, un instrumento para pesar está clasificado como instrumento para pesar de 
funcionamiento automático o instrumento para pesar de funcionamiento no automático.  
B.1.1.3  Indicaciones proporcionadas por un instrumento para pesar: Valor de una magnitud 
proporcionada por un instrume nto de medición.  
B.1.1.4  Celda de carga: Transductor de esfuerzo que, después de tener en cuenta los efectos de la 
aceleración de la gravedad y el empuje del aire en el lugar de uso, mide la masa convirtiendo la magnitud 
medida (masa) en otra magnitud medi da (salida). Son considerados celdas de carga digitales, aquellas celdas 
equipadas con electrónica que incluya amplificador, convertidor analógico digital (ADC), y dispositivo de 
procesamiento de datos (opcional).  
B.1.1.5  Terminal: Dispositivo digital que tiene un teclado (o un ratón, una pantalla táctil, etc.) para operar 
el instrumento para pesar, y un indicador para proporcionar los resultados de pesada transmitidos mediante la 
interfaz digital de un módulo de pesada o un dispositivo de procesamiento de datos analógico.  
B.1.1.6  Indicador: Dispositivo electrónico de un instrumento que puede realizar la conversión analógica a 
digital de la señal de salida de la celda de carga, procesa los datos y muestra de forma visual el resultado de 
pesaje en unidades de  masa.  
B.1.1.7  Instrumento para pesar automático: Un instrumento que realiza el proceso de pesaje sin la 
intervención de un operador y sigue un programa predeterminado de procesos automáticos característico  del 
instrumento.  
B.1.1.8  Instrumento para pesar automático de totalización continua (instrumento para pesar en 
banda): Instrumento para pesar automático para pesaje continuo de un producto a granel, por ejemplo, sobre 
una cinta o banda transportadora, sin interrumpir el movimiento de la cinta o banda tr ansportadora.  
B.1.1.9  Instrumento para pesar en banda de una sola velocidad: Instrumento para pesar en banda que 
se instala con una banda transportadora diseñada para funcionar a una sola velocidad.  
B.1.1.10  Instrumento para pesar en banda de velocidad var iable o de múltiples velocidades: 
Instrumento para pesar en banda que se instala con una banda transportadora diseñada para funcionar a una 
velocidad variable (dentro de un intervalo) o a más de una velocidad establecida.  
B.1.1.11  Método de control: Método  utilizado para determinar la masa del producto usado como carga de 
prueba durante las pruebas con producto. En general, esto implica el uso de un instrumento para pesar, 
denominado instrumento de control.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
B.1.1.12  Instrumento de control: Instrumento para pesar utilizado para determinar el valor verdadero de 
la masa de las cargas de prueba durante las pruebas con producto.  
B.1.1.13  Receptor de carga: Parte del instrumento destinado a detectar la carga sobre la banda.  
B.1.1.14  Banda transportadora: Equipo pa ra transportar el producto por medio de una banda (por 
ejemplo, apoyándose sobre rodillos o rodillos que giran sobre su eje, o por otros dispositivos).  
B.1.1.15  Rodillos portadores: Arreglo (comúnmente rodillos) mediante el cual la cinta transportadora est á 
soportada cuando se aproxima y sale del receptor de carga.  
B.1.1.16  Rodillos de pesaje: Arreglo (comúnmente rodillos) mediante el cual la cinta transportadora está 
soportada sobre el módulo de pesaje.  
Nota:  Un instrumento para pesar en banda tipo "transp ortador incluido" normalmente tiene rodillos de 
pesaje o rodillos de fricción.  
B.1.1.17  Dispositivo de totalización: Dispositivo que utiliza la información suministrada por el módulo de 
pesaje y/o el transductor de desplazamiento para:  
a) Agregar cargas pa rciales, o  
b) Integrar el producto de la carga por unidad de longitud y la velocidad de la banda.  
B.1.1.18  Dispositivo regulador de caudal: Dispositivo destinado a garantizar un caudal programado.  
B.1.1.19  Transductor de desplazamiento: Dispositivo en el t ransportador que proporciona información, 
ya sea correspondiente al desplazamiento de una longitud definida de la correa o proporcional a la velocidad 
de la correa.  
B1.2  Definiciones en relación a los instrumentos para pesar automáticos de totalización con tinua 
(instrumentos para pesar en banda)  
B.1.2.1  Intervalo de la escala de totalización (d): Diferencia entre dos valores indicados consecutivos, 
expresados en unidades de masa, con el instrumento en su modo de pesaje normal  
B.1.2.2  Intervalo de la escala de totalización para pruebas (e): Diferencia entre dos valores indicados 
consecutivos, expresados en unidades de masa, con el instrumento en modo especial para fines de prueba. 
Este intervalo de la escala para prueba, e, es igual al intervalo de la escala de totalización, d, si el modo 
especial no está disponible.  
B.1.2.3  Longitud de pesaje (WL): Distancia entre las dos líneas imaginarias a la mitad de la distancia 
entre los ejes de los rodillos de pesaje finales y los ejes del rodillo portador más próximo.  Cuando sólo hay un 
rodillo de pesaje, la longitud de pesaje es igual a la mitad de la distancia entre los ejes de los rodillos 
portadores más próximos a cada lado del rodillo de pesaje.  
Nota:  La longitud de pesaje no es aplicable a las básculas de banda, incluyendo el transportador.  
B.1.2.4  Vuelta completa de la banda (longitud de la banda): Longitud total (para una circulación) de la 
banda transportadora.  
B.1.2.5  Capacidad máxima (Max): Carga neta máxima (carga aplicada por el producto a granel, sin inclu ir 
la carga aplicada por la banda) que el módulo de pesaje está destinado a pesar sobre la porción de la banda 
transportadora que representa la longitud de pesaje.  
B.1.2.6  Capacidad mínima (Min): Carga neta mínima (carga aplicada por el producto a granel, sin incluir 
la carga aplicada por la banda) que el módulo de pesaje está destinado a pesar sobre la porción de la banda 
transportadora que representa la longitud de pesaje.  
B.1.2.7  Caudal máximo (Q max): Caudal obtenido de la capacidad máxima del módulo de pesaje y la 
velocidad máxima de la banda.  
B.1.2.8  Caudal mínimo (Q min): Caudal sobre el cual los resultados de pesaje cumplen los requisitos de la 
recomendación OIML R 50 -1:2014.  
B.1.2.9  Caudal de alimentación: Caudal del producto de un dispositivo previo sobre el transportador 
durante los procedimientos de prueba con producto.  
B.1.2.10  Carga totalizada mínima ( Ʃmin): Cantidad totalizada, en unidades de masa, por debajo de la cual 
una totalización puede estar sujeta a errores relativos excesivos.  
B.1.2.11  Carga máxima por unidad de longitud de la banda: Cociente de la capacidad máxima del 
módulo de pesaje y la lo ngitud de pesaje.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
B.1.2.12  Precisión de medida (Precisión): Proximidad entre las indicaciones o los valores medidos 
obtenidos en mediciones repetidas de un mismo objeto, o de objetos similares, bajo condiciones específicas, 
como son las condiciones de repe titividad, condiciones de precisión intermedia, o condiciones de 
reproducibilidad (véase la norma ISO 5725 -3:1994).  
B.1.2.13  Condición de repetitividad de una medición (Condición de repetitividad): Condición de una 
medición, que incluye el mismo procedimie nto de medida, los mismos operadores, el mismo sistema de 
medida, las mismas condiciones de operación y el mismo lugar, así como mediciones repetidas del mismo 
objeto o de un objeto similar en un periodo corto de tiempo. La condición de medición es una con dición de 
repetitividad únicamente respecto a un conjunto dado de condiciones de repetitividad.  
B.1.2.14  Repetitividad de medida (Repetitividad): Precisión de medida bajo un conjunto de condiciones 
de repetitividad.  
B.1.2.15  Dispositivo indicador de carga instantáneo: Dispositivo que indica el porcentaje de la 
capacidad máxima, o la masa de la carga que actúa sobre el módulo de pesaje en un momento dado.  
B.1.2.16  Dispositivo indicador de caudal: Dispositivo que indica el caudal instantáneo; ya sea como la 
masa del producto transportado en unidad de tiempo o como un porcentaje del caudal máximo.  
B.1.2.17  Magnitud de influencia: Magnitud que, en una medición directa, no afecta a la magnitud que 
realmente se está midiendo, pero sí afecta a la relación entre la indicación y el resultado de medida.  
B1.3  Definiciones respecto a las pruebas.  
B.1.3.1  Prueba con producto: Prueba realizada en un instrumento completo utilizando el tipo de producto 
que está destinado a pesar.  
B.2 Abreviaturas y símbolos  
Símbolo  Significa do 
I Indicación del instrumento de medida  
In Enésima indicación  
L Carga  
Ʃmin Carga totalizada mínima  
Q Caudal  
Qmax Caudal máximo  
Qmin  Caudal mínimo  
ΔL Carga adicional para el siguiente punto de cambio  
P I + 1/2 e - ΔL = Indicación antes del redondeo (indicación digital)  
E% 100 × (P - L) / L = error porcentual  
D Interval o de la escala de totalización  
E Intervalo de la escala de totalización utilizado para las pruebas  
WL Longitud de pesaje  
EMP  Error máximo permitido  
Max Capacidad máxima del instrumento de pesaje  
Min Capacidad mínima del instrumento de pesaje  
v Veloci dad de funcionamiento  
vmin Velocidad de funcionamiento mínima  
vmax Velocidad de funcionamiento máxima  
 
B.3 Medición de la masa de combustibles sólidos.  
La energía proveniente de los combustibles consumidos por las calderas para la generación de energía 
eléctrica se obtiene con base en la energía del combustible. La energía del combustible es medida a partir de 
la medición de la masa del combustible sólido (carbón o biomasa residual como madera, hojas de maíz, 
bagazo de caña de azúcar, etc.), así como del  poder calorífico asociado al combustible como se muestra en la 
ecuación B. 1:  
 (B. 1)        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
donde:  
 
Dependiendo del tipo de material, la forma de alimentación al proceso, la exactitud requerida, entre otras 
características, se deben elegir los instrumentos a propiados para la medición de la masa del combustible. 
Debe considerarse también en la selección del equipo, la posibilidad de comunicarlo con otros sistemas para 
el control de la Central Eléctrica.  
Debido a que es necesario medir la masa del combustible p or periodos específicos, el instrumento 
utilizado debe ser capaz de medir la masa de los combustibles a granel, totalizando los valores de la carga 
(masa) de manera automática y continua, totalizando los valores de la masa del combustible en un 
determinado  periodo de tiempo.  
La carga totalizada estará compuesta de la masa del combustible afectada por las impurezas que el 
combustible pudiera tener (por ejemplo, humedad), la cual afecta al valor de la carga medida y debe ser 
corregida para evitar cometer erro res en los cálculos correspondientes.  
B3.1  Incertidumbre requerida en la medición de la masa del combustible sólido.  
La tolerancia definida para el cálculo de la eficiencia en la generación de energía es del 10 % (ver Figura 
B.1) respecto al valor medio (a sumiendo simetría en el intervalo de tolerancia), de conformidad con la 
ecuación B. 2.  
 
 
La incertidumbre de la medición de la masa del combustible debe ser consistente con el valor de la 
incertidumbre requerida en la medición de la eficiencia de la energ ía, y por consiguiente la selección de las 
características metrológicas del instrumento de medición de la masa debe realizarse teniendo en 
consideración estos valores (por ejemplo, capacidad, resolución, repetitividad, clase de exactitud, error 
máximo perm itido, entre otras).  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
B.4 Equipo de medición a utilizar.  
El funcionamiento de una caldera debe ser continuo para asegurar condiciones similares de eficiencia y 
generación de energía, para lo que debe de asegurarse una alimentación controlada del combustible . En los 
procesos industriales pueden encontrarse equipos dispensadores posteriores a la banda transportadora, como 
se muestra a continuación:  
 
Figura B. 2 - Fragmento de un modelo de 
cogeneración con biomasa sólida que muestra la 
alimentación de la calde ra (10) con una banda 
transportadora que cuenta al final con un dispensador 
(7) que controla el paso del combustible a la caldera.  Figura B. 3 - Fragmento de una central termoeléctrica que 
muestra la alimentación de carbón a una caldera (4) mediante 
banda transportadora, seguida de un dispensador (2) para 
controlar el carbón que ingresa a la caldera.  
 
Con base en lo anterior y tomando en cuenta el funcionamiento de una caldera y la necesidad de medir en 
masa ya sea del combustible fósil (carbón) o la bioma sa sólida introducida a la misma con una incertidumbre 
relativa de medición menor a 0.83 %, se determinó que el instrumento que cubre todos estos requerimientos 
es un instrumento para pesar automático de totalización continua o instrumento para pesar en ba nda. 
Utilizando esta tecnología se tendrán las dos funciones, la banda transportadora llevara el combustible a la 
caldera y el instrumento para pesar determinara el valor totalizado de masa del combustible, mientras éste 
está siendo transportado con una in certidumbre relativa dentro de los límites permitidos. El pesaje en banda 
tiene la ventaja de realizarse de manera dinámica, es decir, que no se necesita detener el proceso para 
realizar la medición. De forma resumida el esquema de medición se vería de la siguiente forma:  
 
 
Figura B. 4 - Pesaje en banda de combustibles sólidos; ej. biomasa o carbón.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Este esquema básico puede llevar otros elementos adicionales según el tipo de material transportado, la 
ubicación, características de la caldera, etc. Los inst rumentos para pesar en banda tienen una clasificación 
dada por la recomendación internacional OIML R 50 -12014, y cada clase de exactitud tiene asociado un error 
máximo permitido (EMP) asociado a la medición de la carga (masa) del instrumento. En la Tabla B .1 se 
muestran las clases de exactitud y los errores máximos permitidos correspondientes, teniéndose la posibilidad 
de elegir entre los instrumentos clase 0.2 o 0.5, los cuales tendrían un EMP (0.2 % y 0.5 % respectivamente) 
compatible con la incertidumbre  requerida para la estimación de la energía del combustible (inc(F) ≤ ± 3 %).  
Tabla B. 1 - Errores máximos permisibles para pesaje automático.  
Clase  Porcentaje de la masa de la carga totalizada  
Verificación inicial  En-servicio  
0.2 0.10 0.20 
0.5 0.25 0.50 
1 0.50 1 
2 1.0 2.0 
 
B.5 Resumen de características del instrumento para pesar propuesto.  
B5.1  Definiciones  
Instrumento: Instrumentos para pesar de funcionamiento automático de banda.  
Clase de exactitud: 0.2 y 0.5.  
Error máximo permitido: 0.2 % y 0.5 % 
Características de diseño: En función de la cantidad y tipo de material a transportar, además de las 
características físicas del lugar en donde se propone instalar el instrumento, se debe proporcionar la siguiente 
información:  
a) Espaciamiento del soport e de rodillos,  
b) Tipo de rodillos,  
c) Ancho de la banda,  
d) Carga a transportar (t/hora),  
e) Velocidad de la banda,  
f) Tipo de revestimiento de la banda: Y o X depende del combustible transportado,  
g) Largo de la banda que depende del lugar del suministro  de carbón o biocombustible y de la ubicación 
de la caldera,  
h) Recomendaciones adicionales sobre la instalación del instrumento  
B5.2  Consideraciones.  
Las especificaciones técnicas y las características de los equipos recomendados para el proceso de 
medici ón en banda deben tener como requisito que el instrumento utilizado para el pesaje tenga aprobación 
de modelo de acuerdo con la legislación nacional o en su defecto, si todavía no se contara con norma 
nacional, la aprobación de modelo de su país de origen comprobable acorde a la recomendación internacional 
OIML R 50 -1:2014.  
Este requisito garantiza que los valores medidos estarán dentro de los requisitos metrológicos estipulados 
en la OIML R 50 -1:2014 para la clase de exactitud del instrumento y que se requ ieren para las mediciones de 
masa propuestas. En la mayoría de los instrumentos para pesar existe una relación costo -exactitud: entre más 
exacto es el instrumento mayor es su costo de adquisición y de mantenimiento. Para instrumentos de mayor 
exactitud, la s condiciones de operación son más estrictas por lo que se debe realizar un proceso de 
confirmación metrológica para saber si el instrumento es el idóneo para el proceso de medición que se desea 
llevar a cabo. Otro de los detalles a tomar en cuenta para el  trasporte sobre la banda es que la banda no 
permita la pérdida de material ya sea por la forma de la banda o por el tipo de material o construcción.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
Figura B. 5 - Pesaje en banda de bagazo de caña de azúcar.  
La banda de pesado en la Figura B. 5 cumple c on los requisitos ya mencionados: la forma y el material de 
la banda evitan la pérdida de material y la caída por los bordes de la banda durante el transporte hacia la 
caldera. Se debe evitar el uso de bandas de maya o de alambre trenzado las cuales, debid o a su 
construcción, tienen orificios que propiciarían la pérdida de material.  
B5.3  Conectividad.  
Los instrumentos para pesar automáticos de banda (o de totalización continua), debido a su uso en minas, 
fábricas, etc., cuentan con diversas opciones de comu nicación. La Figura B.6 muestra un esquema de 
conectividad entre el sistema de medición y el sistema de almacenamiento de datos:  
 
Figura B. 6 - Esquema de conectividad entre el sistema de medición  de pesado y el sistema de 
almacenamiento de datos.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Otro ti po de esquema más complejo es aquél donde la empresa tiene procesos programados en la 
operación del instrumento para pesar en banda un esquema de este tipo podría ser como el siguiente:  
 
Figura B. 7 - Esquema alternativo de conectividad entre el sistema  de medición de pesado y el sistema 
de almacenamiento de datos  
Los esquemas mostrados en las Figuras B.6 y B.7 no excluyen el diseño de otros esquemas de registro y 
almacenamiento de datos.  
B5.4  Relaciones básicas  
 Carga por desplazamiento de la banda = Q / v  
Ejemplo:  
 
donde:  
Q = Caudal;  v = Velocidad de funcionamiento;  
 Carga por longitud de pesaje (la carga reconocida por el módulo de pesaje) = WL × Q / v  
Ejemplo:  
WL = 3 m → carga por longitud de pesaje = 3 × 200 = 600 kg  
donde:  
Q = Caudal;  v = Velocidad de funcionamiento;  WL = longitud de pesaje  
Por lo tanto, la carga reconocida por el módulo de pesaje en:  
Qmax = es WL × Qmax / vmax, 
y por lo tanto  
Max = WL × Qmax / vmax 
B5.5  Control metrológico  
Las recomendaciones que se realizan a continuación de los peri odos de calibración del equipo o los 
equipos se basan en el uso y en las condiciones de operación. Por lo regular los instrumentos para pesar 
automáticos de banda son de uso intenso y operan bajo condiciones ambientales extremas (calor intenso, fr ío, Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
corrientes de aire), vibraciones, etc. Estos factores afectan sus características metrológicas por lo que se 
deben tomar en cuenta para establecer los periodos de calibración.  
Controles metrológicos a realizar:  
a) Aprobación de modelo (Deseable): de acuerdo con  la legislación nacional o en su defecto del país de 
origen comprobable acorde a la recomendación internacional OIML R 50 -1:2014.  
b) Verificación inicial (Requisito): se debe realizar recién instalado el equipo y probado su adecuado 
funcionamiento el resul tado de la verificación debe ser satisfactorio para tener la certeza de que el 
instrumento está bajo control y dentro de parámetros de medición.  
c) Calibración inicial (Requisito): si el instrumento ya tiene tiempo en uso (un año o más) seria 
demasiada exi gencia una verificación inicial. En su lugar se realizaría una calibración cuyo informe o 
certificado incluya un anexo donde se dictamine si el error de indicación del instrumento se encuentra 
dentro del intervalo de aceptación (para la medición de la carg a totalizada) de acuerdo con la clase 
de exactitud del instrumento de medición, 0.1 % y 0.25 % respectivamente para instrumentos clase 
0.2 y 0.5 (mitad del EMP para el instrumento en uso).  
d) Calibración periódica (Requisito): la primera calibración periód ica (después de la verificación inicial o 
calibración inicial) debe realizarse a los seis meses de operación del equipo. Las subsecuentes 
calibraciones se deben determinar con base en una gráfica de control u otro método estadístico que 
ayude a determinar los periodos de calibración. En caso de que el instrumento se repare, se 
reemplace un componente, se dé mantenimiento por falla o por recomendaciones del fabricante, se 
debe volver a calibrar. El informe o certificado debe incluir un anexo donde se dictami ne si el error de 
indicación del instrumento se encuentra dentro del intervalo de aceptación para la medición en masa 
(0.2 % y 0.5 % de error de la carga totalizada para instrumentos clase 0.2 y 0.5 respectivamente, el 
doble del EMP para el instrumento en verificación inicial).  
B.5.5.1  Pruebas metrológicas.  
Los ensayos se realizarán en sitio, con el instrumento para pesar de banda completamente ensamblado y 
fijado en la posición en la cual está destinado a ser usado. La instalación del instrumento para pesa r de banda 
se diseñará de modo que la operación de pesaje automático sea prácticamente la misma para las pruebas 
que para la operación normal y las pruebas se puedan llevar a cabo de manera fiable y sencilla sin interrumpir 
la operación de pesaje.  
B.5.5.2  Prueba con producto en sitio.  
Antes de realizar las pruebas, el transportador debe operar (preferiblemente cargado) durante al menos 30 
minutos a velocidad nominal. Un instrumento de control que cumpla los requisitos del OIML R 50 -2:2014 debe 
estar disponi ble en todo momento en las proximidades del/los instrumento(s) para pesar de banda sometido(s) 
a prueba. El almacenamiento y el transporte deben estar dispuestos de manera que se evite la pérdida del 
producto. La verificación de la masa del producto utiliz ado puede realizarse antes o después de su paso sobre 
el instrumento para pesar de banda.  
B.5.5.3  Métodos de prueba.  
Las pruebas en sitio con producto se realizarán de la siguiente manera:  
a) De acuerdo con las marcas descriptivas del instrumento;  
b) Bajo las condiciones de uso para las cuales el instrumento para pesar de banda es destinado;  
c) Con cargas de prueba representativas de los valores comúnmente medidos de la biomasa sólida o 
combustible fósil (carbón) en el instrumento para pesar de banda;  
d) Con una cantidad de producto no inferior a la carga totalizada mínima ( Ʃmin), para la verificación 
inicial y la calibración;  
e) Que el caudal se encuentre entre el valor mínimo y el máximo;  
f) Realizar las pruebas en cada velocidad utilizada en el proceso de  pesaje para instrumentos de banda 
con más de una velocidad o en el intervalo de velocidades para transportadores de velocidad 
variable.  
B.5.5.4  Instrumentos de control y pesas patrón.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Para determinar el valor convencional de la masa de cada carga de prueb a se debe disponer de un 
instrumento de control y de pesas patrón. El instrumento de control utilizado para la prueba con producto debe 
permitir determinar el valor convencional de la masa de cada carga de prueba con una exactitud de al menos 
un tercio del  EMP de la clase de exactitud del instrumento para pesar.  
Si fuera necesario, el instrumento de control debe ser verificado inmediatamente después del pesaje para 
comprobar que su rendimiento se mantenga. Las pesas patrón que son utilizadas como referencia  para las 
pruebas de un instrumento deben cumplir con los requisitos metrológicos de la recomendación internacional 
OIML R 111.  
B.5.5.5  Valor convencional de la masa de la carga de prueba.  
Con el método de control para las pruebas en sitio, la carga de pru eba debe ser pesada en un instrumento 
de control y la indicación del instrumento de control (después de la aplicación de las correcciones que sean 
necesarias) se considerará como el valor convencional de la masa de la carga de prueba.  
B.5.5.6  Cálculo de er rores relativos.  
El error relativo, Er, se da como se muestra en las ecuaciones B. 5 y B. 6:  
 (B. 5)  
 
Para las pruebas en sitio – método de control  
 (B. 6)  
 
donde:  
Ib = Indicación del instrumento para pesar en banda  
Ic = Indicación del instrumento de c ontrol (después de la aplicación de las correcciones que  sean 
necesarias)  
B.5.5.7  Pruebas a realizar y a reportar dependiendo del tipo de instrumento para pesar de funcionamiento 
automático de totalización continua.  
Además de los datos que comúnmente debe  contener el certificado (datos del cliente, instrumento, etc.), 
se deben reportar los resultados de las pruebas de repetitividad y error de indicación de la carga totalizada. 
Las pruebas se realizarán según el tipo de instrumento para pesar en banda:  
a) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda de una sola velocidad. Realizar la 
prueba de repetitividad y error de indicación de la carga totalizada en el:  
1) caudal de alimentación máximo,  
2) caudal de alimentación mínimo, y  
3) en el caudal  de alimentación intermedio.  
b) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda con múltiples velocidades (multi -
velocidad): para cada velocidad del instrumento utilizada para la alimentación de la caldera se deben 
realizar las pruebas especif icadas en el inciso A.  
c) Instrumento para pesar de funcionamiento automático de banda con velocidad variable: realizar las 
pruebas especificadas en el inciso A para la velocidad mínima, media y máxima y realizar una prueba 
adicional del error de indicació n de la carga totalizada en cada uno de los caudales de alimentación 
de acuerdo con el inciso A, variando la velocidad en toda su gama durante cada prueba.  
B5.6  Trazabilidad de las mediciones  
Para que las mediciones sean trazables, el equipo o los equipos de medición deben ser calibrados o 
verificados con patrones que tengan trazabilidad metrológica hacia el Patrón Nacional de Masa No. 21, el cual 
es conservado en el CENAM.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Mientras que el país no cuente con una norma oficial relativa a instrumentos para pe sar de funcionamiento 
automático tipo banda, no podrán existir unidades de verificación acreditadas para estos equipos, así como 
laboratorios de calibración acreditados. De ser así, el único laboratorio que podría realizar las actividades de 
control metrol ógico de los instrumentos para pesar de funcionamiento automático de banda es el CENAM. 
Una vez que existan laboratorios de calibración y unidades de verificación acreditados para este fin, éstos 
podrán realizar este tipo de servicios con trazabilidad al p atrón nacional de masa.  
B5.7  Medición dentro de la delimitación de los procesos de cogeneración.  
Una central de cogeneración suele estar constituida por turbinas de vapor, turbinas de gas o motores de 
combustión interna, que transforman la energía contenid a en el combustible en energía mecánica y calor 
residual o de escape. La energía mecánica suele transformarse en energía eléctrica a través de un alternador 
(éste es el caso más usual), y el calor residual puede recuperarse en forma de vapor de agua, agua caliente, 
aceites térmicos y gases calientes, como fluidos de trabajo para las aplicaciones térmicas.  
El combustible lo utilizan principalmente los equipos principales (motores) para una transformación en 
energía eléctrica y/o mecánica y térmica, además de  equipos para generación térmica o calor, que pueden en 
el caso de los procesos de cogeneración, apoyar o sustituir el calor entregado por estos. Los equipos más 
usuales de este tipo son los siguientes:  
a) Generadores o calderas convencionales para ajustar  la producción de calor a la demanda en cada 
instante; o para su utilización de reserva en caso de fallo de los equipos principales.  
b) Sistema de postcombustión, que tienen el mismo objetivo descrito, o sistemas de aire fresco que 
permitan incrementar o a segurar el suministro en el caso de fallo del motor principal.  
c) Sistemas que permiten el uso de los motores como sistemas de emergencia (sin recuperación de 
calor).  
El uso del combustible en estos equipos no aporta calor de cogeneración (definido como ca lor útil), 
aunque son estrictamente necesarios para asegurar el suministro y pueden estar relacionados con la central 
de cogeneración, o formar parte de otro conjunto de instalaciones. Es por esto que aquellas centrales de 
cogeneración que cuenten con este  tipo de equipos deben disponer de sistemas de medida diferenciados 
para los equipos principales y los usos auxiliares. Para más información sobre la delimitación de los procesos 
de cogeneración revisar el Título Tercero del presente PROY -NOM.  
B5.8  Normas,  documentos o instrumentos nacionales e internacionales, que sustentan los procedimientos 
de medición propuestos en el presente Apéndice.  
B.5.8.1  OIML R 50 -1 Continuous totalizing automatic weighing instruments (belt weighers). Part 1: 
Metrological and tec hnical requirements. Edición 2014.  
B.5.8.2  OIML R 50 -2 Continuous totalizing automatic weighing instruments (belt weighers). Part 2: Test 
procedures. Edición 2014  
Apéndice C  
(Normativo)  
Requisitos para la medición de presión y temperatura de fluidos.  
C.1 Introducción.  
Las Centrales Eléctricas requieren, para el control de su proceso, medir presión y temperatura en diversas 
etapas, desde la recepción de combustible, su transporte, producción de vapor para producir energía térmica 
y energía eléctrica, hasta l a liberación de los desechos del proceso. El nivel de incertidumbre de los 
instrumentos utilizados para medir temperatura y presión deben estar acordes con el nivel de incertidumbre 
esperado en la producción de energía eléctrica y/o térmica.  
Los instrument os comúnmente utilizados para medir presión y temperatura son del tipo transmisores, esto 
es debido a su capacidad de comunicación y convertir señales de presión y temperatura en señales eléctricas, 
señales que son enviadas a una computadora en donde se pr ocesan para estimar flujo y energía.  
El flujo de vapor de agua puede ser medido con transmisores de presión diferencial en diversos tipos de 
medidores de flujo y la temperatura del vapor con transmisores de temperatura con sensor de resistencia  de 
platino o tipo termopar. Debido a que las centrales de generación eléctrica tienen sus instalaciones al aire       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
libre, los transmisores de presión y temperatura que se utilicen deben de contar con compensación térmica 
que permita mantener identificadas las condicione s reales de trabajo.  
Las condiciones de trabajo deben ser tomadas en cuenta al momento de elegir la ubicación de los 
instrumentos de medición, desde el diseño, construcción y puesta en marcha de la central. Dentro de la 
instrumentación permanente de la cen tral se encuentra la utilizada para las mediciones del proceso, 
conexiones, condensadores, columnas de agua, mediciones redundantes, cambios en localización, 
aplicabilidad, correcciones ambientales, inspección de columnas de agua.  
C.2 Instrumentación.  
La instrumentación se clasifica en primaria y secundaria. La instrumentación primaria se refiere a aquélla 
que mide los valores necesarios para los cálculos, mientras que la secundaria se refiere a aquellas variables 
que se utilizan para comprobar que se cumpl an con las condiciones especificadas para un correcto uso de la 
instrumentación primaria. La calidad de los transmisores de presión y temperatura primarios deben de ser de 
alta clase de exactitud, mientras que la instrumentación secundaria puede ser de baj a clase de exactitud; la 
instrumentación secundaria puede ser instalada de manera permanente en la central. Toda  la 
instrumentación, primaria o secundaria, requiere verificación y calibración antes de realizar las pruebas.  
Las centrales de generación eléct rica pueden trabajar con combustibles líquidos o gases por lo que, para 
evitar accidentes, los transmisores de presión y temperatura deben ser a prueba de explosión.  
Tabla C. 1 - Sistemas de medición de presión y temperatura.  
INSTRUMENTO  CANTIDAD  APLICACIÓ N Características del transmisor  
Transmisor De 
Presión  2/LÍNEA  
 Medición de presión 
a la entrada de 
combustible  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalable, a prueba de explosión  
Transmisor De 
Temperatura Con 
Sensor  2/LÍNEA  Medición de 
temperatura a la 
entrada de 
combustible  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalable, sensores PT100 4 hilos 
y termopar  
Transmisor De 
Presión Diferencial  2/LÍNEA  Medición de presión 
a la entrada de 
combustible  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalable  
Transmisor De 
Presión  2/LÍNEA  Medición de presión 
a la entrada de agua  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalable  
Transmisor De 
Temperatura Con 
Sensor  2/LÍNEA  Medición de 
temperatura a la 
entrada de agua  Clase de exactitud 0.02%, con display integrado, 
compensación de temperatura, comunicación Hart, 
escalable, sensores PT100 4 hilos y termopar  
Transmisor De 
Presión  2/LÍNEA  Medi ción de presión 
a la salida del vapor  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalable  
Transmisor De 
Temperatura Con 
Sensor  2/LÍNEA  Medición de presión 
a la salida del vapor  Clase de exactitud 0.02%, con display integrado, 
compensación de temperatura, comunicación Hart, 
escalable, sensores PT100 4 hilos y termopar  
Transmisor De 
Presión Diferencial  2/LÍNEA  Medición de presión 
a la salida del vapor  con display integrado, compensación de temperatura, 
comunicación Hart, escalab le 
 
C.3 Calibración  
Durante la calibración de transmisores de presión y temperatura, éstos se conectan en paralelo con el 
patrón de referencia, se comparan las indicaciones de los transmisores con las indicaciones de los patrones, 
entonces, la salida de l os transmisores puede ser ajustada a la lectura de los patrones de referencia 
correspondientes. Este método de ajuste es forzoso para los transmisores de temperatura que utilizan 
termopares o resistencias de platino. Los certificados de calibración de los transmisores de presión deben 
indicar el nivel de referencia, para las posibles correcciones de presión de columna.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Los transmisores de presión y temperatura se deben de calibrar junto con el acondicionador de señal y por 
otro lado el acondicionador de señ al se debe calibrar separadamente aplicando una señal conocida utilizando 
un generador de señal con exactitud adecuada.  
Los transmisores de presión diferencial se deben calibrar a la presión estática del proceso, a menos que 
haya evidencia que la presión e stática no afecta la exactitud. La calibración se puede realizar con:  
a) una balanza de presión diferencial de exactitud adecuada, o  
b) con dos balanzas de presión, o  
c) con una balanza de presión y un manómetro diferencial patrón.  
C3.1  Periodos de calibra ción de transmisores de presión y temperatura.  
A menos que otra cosa sea especificada, se recomienda establecer el periodo de calibración de los 
transmisores. Si el transmisor es nuevo, se recomienda calibrarlo anualmente, a medida que se va calibrando 
y se cuenta con un historial de su comportamiento se puede recomendar el disminuir, mantener o ampliar el 
intervalo de re calibración.  
C3.2  Revisiones intermedias de los transmisores de presión y temperatura.  
Dentro del periodo de calibración se deben de real izar revisiones intermedias para comprobar que las 
posibles desviaciones o derivas del transmisor se mantengan dentro de los límites permitidos para garantizar 
la incertidumbre requerida. Estas revisiones intermedias también deben realizarse periódicamente  y su 
periodicidad dependerá de la estabilidad del Instrumento Bajo Calibración (IBC). Inicialmente, si el periodo de 
calibración es de un año, se recomienda revisarlo cada medio año. La revisión intermedia se puede realizar 
con un manómetro de mejor clase  de exactitud o con uno de la misma clase, siempre y cuando cuenten con 
calibración vigente y se apliquen las correcciones pertinentes.  
En el caso de transmisor de temperatura con termopares, debido a la degradación de los termopares a 
altas temperaturas, el periodo de revisión intermedia debe tener una frecuencia mínima de tres meses. En 
caso de que un transmisor sea removido de la línea de proceso, antes de volverlo a instalar se debe de hacer 
una revisión intermedia en al menos un punto de calibración pa ra confirmar que se mantiene bajo las 
especificaciones requeridas.  
Las revisiones intermedias referidas, así como las acciones derivadas de dichas revisiones deben  ser 
registradas en la bitácora de eventos de la Central Eléctrica a la que se refiere en 19 .4  del presente  PROY -
NOM.  
C3.3  Instrumentación redundante.  
Para las mediciones que intervienen en el cálculo de la energía se debe utilizar instrumentación 
redundante con al menos dos instrumentos de las mismas características metrológicas que midan la mi sma 
variable al mismo tiempo. En este caso se debe de tener un estudio del comportamiento de cada Transmisor, 
evaluando la deriva de cada uno y así considerar al de mejor comportamiento para propósitos de cálculo.  
C3.4  Conexión a tierra.  
Todos los cables q ue lleven señales de los sensores de presión y temperatura deben estar aterrizados 
para evitar distorsiones de la señal de los sensores.  
C3.5  Programa de aseguramiento de la calidad.  
El programa de aseguramiento de la calidad permite documentar los procedi mientos de calibración, 
entrenamiento del personal, registro de los patrones de calibración y de los instrumentos calibrados, 
programas de recalibración y el historial de los instrumentos. El programa de aseguramiento de la calidad 
debe ser diseñado para a segurar que los transmisores serán calibrados cuando les corresponde, de acuerdo 
con la fecha programada. El programa de aseguramiento de calidad debe ser auditado periódicamente.  
C3.6  Patrones de referencia.  
El patrón debe tener trazabilidad al Sistema In ternacional de Unidades a través del laboratorio nacional 
que tenga reconocida su capacidad de medición en la Oficina Internacional de Pesas y Medidas o a través de 
laboratorios acreditados reconocidos por ILAC. El Patrón debe tener un intervalo calibrado que cubra el 
intervalo a calibrar del IBC. En el caso de los transmisores de presión, el patrón para calibrarlos debe tener 
una incertidumbre tres veces mejor que la tolerancia del transmisor especificada por el fabricante.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
En el caso de los transmisores d e temperatura, el patrón para calibrarlos debe tener una incertidumbre dos 
veces mejor que la tolerancia del transmisor especificada por el fabricante. La incertidumbre del patrón debe 
incluir la contribución a la incertidumbre debida al error declarado en  su calibración y su error debe ser 
corregido antes de comparar su indicación con la del transmisor a calibrar.  
C3.7  Condiciones ambientales.  
Es recomendable calibrar los transmisores a las condiciones ambientales de trabajo normal, pero debido a 
que norma lmente no se encuentran en instalaciones con temperatura controlada se recomienda calibrarlos a 
temperatura de 20 °C ± 3 °C, aplicando las correcciones necesarias y que los transmisores tengan 
compensación térmica para mantener su exactitud en un intervalo  de temperatura. Si se excede este intervalo 
se deben hacer las correcciones pertinentes de acuerdo con el manual del fabricante.  
C3.8  Puntos de calibración.  
Los puntos de calibración se definen por la clase de exactitud del instrumento a calibrar. Por su clase de 
exactitud, los transmisores de presión deben medirse al menos en 8 puntos de su intervalo de medición. Es 
requisito que los transmisores de temperatura se calibren en al menos 5 puntos cubriendo desde 15 °C debajo 
de la temperatura mínima de traba jo hasta un 50 °C arriba de la temperatura máxima de trabajo, si la 
capacidad del sensor lo permite.  
C3.9  Determinación de histéresis.  
Los transmisores de presión se deben calibrar, en todos los puntos, en al menos un ciclo y medio de 
series ascendentes y descendentes para determinar histéresis. Los transmisores de temperatura se deben 
calibrar, en todos los puntos, en ascenso y en descenso para determinar histéresis.  
C3.10  Intervalos de medición.  
Algunos instrumentos se utilizan en diferentes intervalos de  toda su capacidad de medición. Cada intervalo 
que se utilice en el proceso debe ser calibrado.  
C.4 Instalación  
C4.1  Transmisores de presión.  
Los Transmisores de vacío deben de instalarse en la línea con pendiente hacia arriba. Todas las líneas de 
detecció n de vapor o agua deben ser purgadas con una pequeña cantidad de aire o nitrógeno para evitar la 
formación de columnas de agua en la línea. Antes de iniciar la prueba se debe tomar lecturas con el sistema 
de purga prendido y apagado para asegurar que no ha ya influencia de columnas de agua en la línea.  
Los transmisores de presión relativa de servicio de gas deben instalarse en la línea de detección con 
pendiente hacia arriba. Este método evita inexactitudes por posibles condensaciones en la línea de detecció n. 
Los transmisores de presión en servicio de líneas de agua o vapor deben instalarse con la línea de 
detección con pendiente hacia abajo, esto asegura que la línea de detección siempre estará llena de agua. 
Para el servicio de vapor, la línea de detección  debe extenderse horizontalmente al menos 60 cm desde la 
fuente, antes de que la pendiente hacia abajo inicie. Esto permitirá la condensación y que la pendiente hacia 
abajo se llene totalmente de líquido. Las columnas de líquido generan una presión de colu mna que debe 
corregirse respecto a la presión medida.  
C4.2  Correcciones por presión de columna.  
Para hacer el cálculo de la presión de columna se requiere conocer la aceleración de la gravedad local y la 
densidad del fluido. Para la estimación de la densid ad del fluido manométrico, comúnmente se requiere 
conocer la temperatura y presión del fluido y la presión atmosférica con el objetivo de calcular la densidad en 
función de temperatura y presión, de acuerdo con la ecuación C. 1:  
 (C. 1)  
 
donde  
 ρ = es la  densidad del fluido, depende de la temperatura y presión  
 g = es la aceleración de la gravedad local, depende de la latitud y altitud  
 h = es la altura de la columna de fluido  
La aceleración de la gravedad se puede calcular con base en la ecuación C. 2, l a cual depende de las 
variables latitud y altitud, obtenidas por medio de tecnología GPS.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 (C. 2)  
 
donde:  
 gl = aceleración local de la gravedad en m/s2.  
  = latitud en grados.  
 H = altitud del lugar, altura sobre el niv el del mar en m.  
 G = 9,780 318 m/s2 aceleración de la gravedad en el ecuador.  
 b1 = 0,005 302 4.  
 b2 = 0,000 005 8.  
Cada transmisor de presión debe de instalarse con una válvula de aislamiento al final de la línea de 
detección, aguas arriba del instrument o. Esta válvula permite ventear y eliminar sedimentos antes de instalar 
el transmisor.  
Los transmisores de presión diferencial se utilizan para la medición de flujo de gases o líquidos. El flujo del 
fluido en el sensor de flujo produce una caída de presión ; el transmisor de presión diferencial mide esta 
diferencia de presión, la cual se utiliza para el cálculo del flujo del fluido. Debe de ser instalado con una 
válvula de 5 vías, a fin de eliminar la posibilidad de fugas después de la válvula de ecualizació n. Si el 
transmisor de presión diferencial es usado para gas, la línea de detección debe tener pendiente hacia arriba 
del instrumento, a fin de eliminar la posibilidad de error por la condensación de humedad en la línea  de 
detección.  
Los transmisores de pr esión diferencial usados en vapor, agua u otro líquido, deben de instalarse con la 
línea de detección hacia abajo. Cuando un transmisor de presión diferencial se instala sobre un sensor de 
flujo que está localizado en una línea vertical de vapor o agua, es  necesario realizar una corrección.  
C4.3  Verificación de fugas.  
Una vez instalados todos los transmisores de presión se debe verificar la hermeticidad de la línea. Para 
verificar si existen fugas, se aísla el sistema de purga y se cierra la fuente de presi ón; si no hay fugas, la 
indicación de los transmisores no cambiará.  
C4.4  Transmisores de temperatura  
Todos los cables de señal de temperatura deben ser aterrizados para drenar cualquier corriente inducida 
por equipo eléctrico cercano. Todos los cables de s eñal deben ser instalados lejos de cualquier motor, 
generador, conductores eléctricos y paneles de servicio eléctrico.  
C4.5  Incertidumbre requerida  
Los transmisores de temperatura requieren tener una incertidumbre menor o igual a 0.3 °C para 
temperaturas m enores a 93 °C, y no más de 0.6 °C para temperaturas mayores a 93 °C.  
C4.6  Sensores de termopar  
Los termopares son sensores diferenciales cuya respuesta se incrementa con la diferencia de temperatura 
respecto a la temperatura de referencia; la sensibilidad  varía dependiendo del tipo de termopar. Los 
termopares tipo E presentan mejor sensibilidad y se pueden usar hasta temperaturas de 760 °C.  Los 
termopares son susceptibles a derivar debido a cambios bruscos de temperatura por lo que se debe evitar los 
choqu es térmicos.  
C4.7  Sensores de resistencia de platino  
Los sensores de resistencia de platino con arreglo de 4 hilos pueden ser utilizados en las mediciones de 
las Centrales Eléctricas, pudiendo medir hasta 650 °C. El cálculo de temperatura para los sensores  de 
temperatura resistiva (RTD por sus siglas en inglés) se debe realizar de acuerdo con la Escala Internacional 
de temperatura EIT -90. 
C4.8  Calibración de los transmisores de temperatura  
La calibración de los transmisores de temperatura se debe hacer inse rtando el sensor del transmisor en un 
baño termostático junto al sensor del termómetro patrón. La temperatura se ajusta con el control del baño 
termostático y se deja estabilizar hasta que las variaciones sean menores que la incertidumbre  del 
termómetro p atrón.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
C.5 Instalación de sensores de temperatura.  
C5.1  Medición de temperatura en un tubo o recipiente.  
La medición de temperatura de un fluido en un tubo o recipiente es acompañada de la instalación de un 
termopozo, con profundidad y diámetro adecuados p ara cada caso. Además, el fondo del termopozo debe ser 
de la misma forma que la punta del sensor de temperatura para hacer eficiente el contacto térmico. El 
termopozo debe ser colocado en un área donde el fluido está bien mezclado y libre de gradientes, si  se 
localiza cerca de la descarga de un calentador, turbina o condensador el termopozo debe estar aguas abajo 
de un codo en el tubo. Si se instala más de un termopozo, éste debe instalarse en el lado opuesto del tubo y 
no directamente aguas abajo del otro termopozo.  
Cuando se instala el sensor de temperatura en el termopozo se debe presionar con resortes para forzar el 
contacto de la punta del sensor con el fondo del termopozo. Para mediciones de alta exactitud se recomienda 
que se aísle la parte saliente d el termopozo para reducir las fugas térmicas.  
Para medir la temperatura de vapor sobrecalentado, la localización del termopozo respecto a la inyección 
de rocío sobrecalentado debe ser cuidadosamente seleccionada. El termopozo debe ser localizado donde el 
agua sobrecalentada esta vigorosamente mezclada con el vapor, esto puede ser complementado colocando el 
termopozo aguas debajo de 2 codos en la línea de vapor después del punto de inyección.  
C5.2  Medición de temperatura en fluido a baja presión en un tubo o  recipiente  
Si se mide la temperatura de un fluido a baja presión el sensor de temperatura puede ser colocado 
directamente sobre el tubo o recipiente.  
C5.3  Medición de temperatura de productos de combustión en un ducto  
La medición de temperatura de un flui do en un ducto requiere de varios puntos de medición para minimizar 
el efecto de los gradientes térmicos. Generalmente la presión en los ductos es baja o negativa de tal manera 
que los termopozos no se requieren. El número de puntos recomendado son uno cad a 2.7 m, mínimo 4 
puntos, máximo 36 puntos.  
Apéndice D  
(Normativo)  
Requisitos detallados para la medición de poder calorífico de sólidos, líquidos y gases  
D.1 Introducción.  
El poder calorífico se debe expresar en unidades de MJ/kg. El poder calorífico supe rior se representa 
como Q g. y el poder calorífico inferior se representa como Q n (ASTM D4809 -18). 
D.2 Combustibles líquidos.  
Las Normas Oficiales Mexicanas utilizadas como referencia para la determinación del poder calorífico en 
combustibles líquidos son l as siguientes:  
a) Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM -016-CRE -2016, Especificaciones de calidad de los 
petrolíferos.  
b) Norma Oficial Mexicana NOM -086-SEMARNAT -SENER -SCFI -2005, Especificaciones de los 
combustibles fósiles para la protección ambiental.  
c) Norma Mexicana NMX -AA-174-SCFI -2015. Especificaciones y requisitos para la certificación de 
sustentabilidad ambiental en la producción de bioenergéticos líquidos de origen vegetal.  
Para el caso de interés, de los combustibles líquidos fósiles utilizado s en la generación de energía 
eléctrica la Norma Oficial Mexicana NOM -016-CRE -2016, establece las especificaciones y métodos de prueba 
para los combustibles líquidos, especialmente los métodos de prueba para la determinación del poder 
calorífico. En este s entido, la NOM -016-CRE -2016 establece los métodos de prueba ASTM D4868 -17 y ASTM 
D4809 -18, para la estimación de calor inferior y superior de combustión, de combustibles industriales fósiles 
líquidos y para quemadores. Particularmente el combustible indust rial de mayor interés en la generación de 
energía eléctrica es el combustóleo, y en menor grado, el diésel.  
D2.1  Determinación del poder calorífico superior e inferior de combustibles fósiles líquidos. Método 
Instrumentado. Bomba Calorimétrica.  
La determi nación del poder calorífico por métodos instrumentados, no empíricos, implican la utilización de 
una bomba calorimétrica para determinar el poder calorífico superior y posteriormente determinar el poder Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
calorífico inferior o neto. Esto en función del conte nido de hidrógeno en la muestra, el cual es previamente 
determinado por el método de la lámpara o por resonancia magnética nuclear.  
La determinación del calor de combustión por bomba calorimétrica debe realizarse de acuerdo con el 
método de prueba ASTM D48 09-18. Este método de prueba es directamente aplicable, a combustibles como 
gasolinas, querosenos, combustóleo No. 1 y No. 2, diésel 1 -D y 2 -D, 0-GT, y gas turbina 0 -GT, 1 -GT y 2 -GT. 
D.2.1.1  Equipo mayor, reactivos y materiales requeridos.  
a) Calorímetro. Para la determinación del poder calorífico superior, de acuerdo con las condiciones de 
operación se recomienda el uso de calorímetros isoperibólicos, tales como el modelo 6200 Parr o el 
IKA C 6000 Isoperibol.  
b) Acido benzoico, en forma de pellets, materia l de referencia certificado en el poder calorífico superior.  
c) Alambre de encendido: Tres opciones: alambre de platino de 0.127 mm (No. 36), alambre de hierro 
No. 34 B & S, o alambre de cromel C. Cortados en segmentos de 100 mm de longitud.  
d) Indicador r ojo de metilo.  
e) Oxígeno comercial.  
f) Cinta sensible a la presión, de celofán de 38 mm de ancho, libre de cloro y azufre, para adicionar el 
combustible al porta muestras (copa).  
g) Solución para titulación: de hidróxido de sodio 0.0866 N.  
h) Trimetilpent ano (isooctano), para combustibles volátiles.  
i) Agua tipo IV y tipo II (ASTM D1193 -06). 
j) Para calcular el poder calorífico inferior, es necesario determinar el contenido de hidrógeno en la 
muestra de combustible, por medio de los métodos de prueba ASTM D1018 -11 o ASTM D7171 -16, 
para lo cual se requiere el uso del arreglo lámpara -quemador de cristalería de laboratorio (ASTM 
D1018 -11) o la utilización de un espectroscopio de resonancia magnética nuclear de baja resolución 
(ASTM D7171 -16), como el modelo Mi nispec Bruker o el SpinPulse CX -20 Cosa Xentaur,  entre 
otros.  
D.2.1.2  Procedimiento general de operación del calorímetro.  
Las principales etapas en la determinación del poder calorífico superior mediante bomba calorimétrica 
implican la estandarización o calibración del equipo, la preparación y pesada de la muestra, el ajuste de la 
temperatura del agua del calorímetro y su pesada, la medición del incremento de la temperatura durante la 
ignición y el análisis de los contenidos de la bomba después de la igni ción. A continuación, se describen, de 
forma general estas etapas. En el Apéndice E, se presenta el procedimiento detallado para realizar la prueba 
calorimétrica.  
D.2.1.2.1  Estandarización del calorímetro.  
La estandarización o calibración del calorímetro, es el primer paso para la determinación del poder 
calorífico superior por calorimetría, e implica la determinación de la energía equivalente del calorímetro, que 
corresponde a la capacidad calorífica del equipo determinada a partir de un material de refere ncia, en este 
caso, ácido benzoico. Después de haber establecido un valor de energía equivalente, se recomienda 
determinar este valor a intervalos frecuentes usando ácido benzoico, utilizando el promedio de las últimas seis 
determinaciones realizadas mient ras éstas tengan un Desplazamiento Espectral de Respuesta (RSD por sus 
siglas en inglés) de 0.1 % o menos. En el caso del uso de combustibles volátiles en el equipo, la energía 
equivalente puede ser determinada utilizando 2,2,4 trimetil pentano.  
D.2.1.2.2  Pesada de la muestra.  
Al tratarse de combustibles líquidos, el volumen de la muestra a agregar a la copa (portamuestras), 
previamente pesada junto con la cinta sensible a la presión, necesario para producir un incremento de 
temperatura equivalente a aproxi madamente 30000 J, puede ser calculado con la ecuación D. 1:  
 (D. 1)  
 
donde:  
V= volumen de la muestra a utilizar, cm3.  
W = energía equivalente del calorímetro, J/oC.  
Q = poder calorífico aproximado de la muestra, MJ/ kg.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
D = densidad de la muestra, g/cm3 . 
Una vez que el volumen haya sido agregado es necesario registrar el peso nuevamente.  
D.2.1.2.3  Ajuste de la temperatura del agua y pesada.  
Pesar el contenedor del agua, seco, y posteriormente agregar el agua tipo IV, entre 2000 g y 2100 g. Para 
el caso i soperibólico, el ajuste de la temperatura debe realizarse de tal forma que se encuentre unas pocas 
décimas de grado debajo de la temperatura inicial deseada.  
D.2.1.2.4  Medición de la temperatura durante la ignición.  
En los calorímetros isoperibólicos, la m edición de la temperatura está completamente instrumentada y 
automatizada, es decir, el usuario no realiza ningún registro manual. En un periodo intermedio de 
aproximadamente 12 minutos, la carga en la bomba es encendida, ocurriendo un cambio de temperatur a, 
debido principalmente al calor liberado por la reacción de combustión en la bomba y en segundo término, con 
mucho menos influencia, al calor de agitación y al intercambio de calor con el medio. En un periodo final, de 9 
a 11 minutos, el cambio de temper atura se debe nuevamente s ólo a las filtraciones de calor y al calor de 
agitación.  
D.2.1.2.5  Análisis de residuos y correcciones.  
Una vez finalizada la prueba en el calorímetro, es necesario lavar la bomba, los electrodos y la copa, con 
la menor cantidad posible de agua tipo II, preferentemente menos de 300 ml. Estos lavados  deben ser 
titulados con la solución estándar alcalina utilizando como indicador naranja de metilo para determinar la 
presencia de ácido nítrico. Además, será necesario realizar las cor recciones por:  
a) Corrección por formación con ácido nítrico (e 1). 
b) Corrección por ácido sulfúrico (e 2). 
c) Corrección por la utilización de cinta sensible a la presión (e 3). 
d) Corrección por alambre de ignición (e 4). 
D.2.1.3  Metodología de cálculo.  
El calor de combustión determinado por calorimetría corresponde al calor de combustión superior a la 
temperatura final del experimento, Q g (t, °C). Los lineamientos de la Comisión establecen como parámetro de 
evaluación, el poder calorífico inferior, Q n, por lo que en la presente sección se presentan las ecuaciones D. 2 
D. 3 y D. 4 para los cálculos posteriores independientes, necesarios para determinar el poder calorífico inferior 
Qn. Asimismo, la ecuación D. 4  
a) Cálculo del poder calorífico superior a la te mperatura del experimento, Q g (t °C).  
 (D. 2)  
 
b) Determinación del poder calorífico superior a 25 °C, Qg (25 °C.). 
 (D. 3)  
 
c) Determinación del poder calorífico inferior a 25 °C, Q n (25 °C).  
 (D. 4)  
 
donde:  
Qn (25 °C) = poder calorífico inferior a  presión constante, MJ/kg.  
Qg (25 °C) = poder calorífico superior a volumen constante y a 25 °C, MJ/kg.  
e1, e 2, e 3, e 4= las correcciones indicadas en el apartado D.2.1.2.5  
A = factor de corrección del calor de combustión a partir de la temperatura de combu stión. Los valores de 
A están tabulados en el Apéndice G, en función del Qg. (MJ/kg°C)  
H = Contenido de hidrógeno, % masa, determinado por medio de los métodos de prueba ASTM D1018 -11 
o ASTM D7171 -16. Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
El contenido de hidrógeno en combustóleos está en un ra ngo aproximado de 10 % a 13 %. Por lo tanto, la 
diferencia entre el poder calorífico superior y el poder calorífico inferior se estima entre 5.5 % y 6.5 % para 
este tipo de combustibles.  
D.2.1.4  Determinación del contenido de hidrógeno y azufre en los comb ustibles líquidos industriales para 
la generación de energía eléctrica.  
D.2.1.4.1  Contenido de Hidrógeno.  
Para calcular el poder calorífico inferior es necesario determinar el contenido de hidrógeno en el 
combustible, empleando los métodos de prueba ASTM D 1018 -11 o ASTM D7171 -16.  
En el método ASTM D1018 -11 la determinación del contenido de hidrógeno (% masa) se realiza a partir de 
la determinación del agua colectada en un arreglo lámpara -quemador de cristalería de laboratorio. Los 
cálculos requeridos para la determinación del porcentaje de masa de hidrógeno se obtienen a partir de las 
ecuaciones D. 5 y D. 6:  
 (D. 5)  
  
 (D. 6)  
 
donde:  
W = gramos corregidos de agua colectada.  
w = gramos de agua absorbida.  
t = tiempo, en segundos, para el análisis complet o. 
s = tiempo, en segundos, transcurrido entre la ignición del quemador y la inserción de la lámpara  en la 
chimenea.  
g = gramos de la muestra quemada.  
Por otra parte, el método de prueba ASTM D7171 -16 implica la utilización de un espectroscopio de 
resona ncia magnética nuclear de baja resolución, (1 milisegundo o menos). La determinación del porcentaje 
en masa de hidrógeno se realiza directamente en el equipo por medio de rutinas de software basadas en la 
calibración, la respuesta del equipo y la masa de l a muestra.  
D.2.1.4.2  Repetitividad.  
La diferencia entre resultados sucesivos, exceden los siguientes valores en uno de veinte casos:  
Tabla D. 1 - Repetitividad.  
 Repetitividad, MJ/kg  
Método  Superior  Inferior  
Todos los combustibles  0.097  0.096  
No-volátil es 0.096  0.099  
Volátiles  0.1 0.091  
 
D.2.1.4.3  Reproducibilidad.  
La diferencia entre dos resultados independientes excede los siguientes valores en uno de veinte casos:  
Tabla D. 2 - Reproducibilidad  
 Reproducibilidad, MJ/kg  
Método  Superior  Inferior  
Todo s los combustibles  0.228  0.324  
No-volátiles  0.239  0.234  
Volátiles  0.207  0.450  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
D.2.1.4.4  Error sistemático.  
El sesgo, MJ/kg para el calor superior es de 0.001 MJ/kg y para el calor inferior es 0.089 MJ/kg.  
D.2.1.4.5  Incertidumbre.  
Las principales fuente s de incertidumbre para el cálculo del poder calorífico inferior de combustibles 
líquidos son la repetitividad, la reproducibilidad, el error sistemático y la incertidumbre asociada a la 
calibración del equipo usando ácido benzoico. Por lo tanto, tomando c omo base para el cálculo el poder 
calorífico inferior promedio para el combustóleo de 43.7164 MJ/kg, el porcentaje de incertidumbre expandida 
es de 4.2 %.  
D.2.1.5  Forma de medición.  
Dadas las características para la determinación del poder calorífico infer ior, la medición continua en el 
tiempo no es factible, por lo que se recomienda llevar a cabo esta determinación por lote de muestra o por 
intervalos de tiempo definidos, por ejemplo, número de veces al día. El monitoreo de los análisis químicos y 
calorífi cos puede llevarse a cabo en línea vía Ethernet.  
Tabla D. 3 - Especificaciones del método de medición del poder calorífico de combustibles líquidos.  
Método de Prueba  Equipo  Fuentes de 
Incertidumbre  Incertidumbre 
expandida del Poder 
Calorífico  
ASTM D4809 -18 
Poder Calorífico 
Superior e Inferior  Bomba Calorimétrica, 
también llamado 
calorímetro 
isoperibólico  Repetitividad  
Reproducibilidad  
Calibración  
Error Sistemático  4.2 %  
 
D.3 Poder calorífico de sólidos.  
Para el caso de la determinación del poder calorífic o de sólidos utilizados para la generación de energía 
eléctrica tales como los residuos agroindustriales, biomasas, o carbón las metodologías estandarizadas 
implican la utilización de la bomba calorimétrica.  
Para los combustibles fósiles sólidos, tales com o carbón y coque, se tiene la NMX -B-030-1984, Industria 
Siderúrgica, Carbón y Coque, valor calorífico del combustible sólido - bomba calorimétrica adiabática -método 
de prueba. Para combustibles no fósiles, se cuenta con la norma NMX -AA-033-1985, Protección al Ambiente -
Contaminación del Suelo -Residuos Sólidos Municipales -Determinación del Poder Calorífico Superior.  
A nivel internacional, la determinación del poder calorífico de combustibles sólidos fósiles está 
completamente estandarizada:  
a) ASTM D5865 -13 Mé todo Estándar para el poder calorífico de Carbón y Coque.  
b) ISO 1928:2009. Combustibles minerals sólidos. Determinación del poder calorífico por el método de 
bomba calorimétrica y cálculo del poder calorífico neto.  
c) DIN 51900 -1:2000. Determinación del poder calorífico superior de sólidos y líquidos usando una 
bomba calorimétrica y cálculo del poder calorífico inferior.  
d) DIN 51900 -2:2003. Determinación del poder calorífico de combustibles sólidos y líquidos utilizando 
calorímetro isoperibólico o static -jacket y cálculo del poder calorífico neto.  
Para el caso de los combustibles no fósiles, tales como biomasas y residuos agroindustriales, la 
determinación del poder calorífico en la práctica científica está basada en la utilización de las normas 
aplicable s a los combustibles fósiles sólidos como el carbón. Todos los métodos de prueba para combustibles 
sólidos, establecen el uso de bombas calorimétricas isoperibólicas o adiabáticas.  
Debido a las condiciones de operación, como en el caso de los combustibles líquidos, el presente 
protocolo contempla solamente el uso de bombas calorimétricas isoperibólicas.  
El procedimiento de operación del calorímetro para la determinación del poder calorífico de combustibles 
sólidos, es el mismo respecto a aquel descrito en e l caso de combustibles líquidos.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
D3.1  Protocolo para la determinación del poder calorífico superior e inferior de combustibles sólidos. 
Método Instrumentado. Bomba Calorimétrica.  
D.3.1.1  Requerimientos de la muestra y equipamiento mayor.  
a) La muestra sóli da debe ser pulverizada para pasar el tamiz No. 60, 250 µm, preparada de acuerdo 
con el método ASTM D2013. El muestreo debe llevarse a cabo de acuerdo con el método ASTM 
D2234 -17 o ASTM D7430 -18. 
b) Calorímetro isoperibólico por ejemplo el modelo 6200 Parr  o el IKA C 6000 Isoperibol.  
c) Material de referencia de ácido benzoico, en forma de pellets, material de referencia certificado en el 
poder calorífico superior.  
d) Indicador rojo de metilo.  
e) Oxígeno comercial.  
f) Solución para titulación: de hidróxido de sodio 0.0866 N.  
g) Horno de espacio libre mínimo de aire y horno de secado al aire para la determinación de humedad.  
h) Mufla eléctrica para la determinación de cenizas.  
i) Analizador de azufre y analizador de carbón, hidrógeno y nitrógeno.  
j) Agua tipo  IV y tipo II (ASTM D1193 -06). 
D.3.1.2  Procedimiento general para muestras sólidas y correcciones.  
a) Estandarización del calorímetro.  
b) Pesada de la muestra.  
c) Determinación del poder calorífico superior, mediante el uso de la bomba calorimétrica, de la  muestra 
pulverizada y preparada de acuerdo con el método ASTM D2013. En el Apéndice E. se describe a 
detalle el procedimiento general de operación de un calorímetro.  
d) Llevar a cabo la determinación de la humedad de acuerdo con las bases as -determined y  as-
received, esta última base corresponde a la humedad total. La humedad de la base as -determined, 
se determina de acuerdo con los métodos ASTM D3173/D3173M -17a o ASTM D7582 -15. Por otro 
lado, la humedad total, es determinada de acuerdo con el método ASTM  D3302/D3302M -17. La 
cantidad total de humedad de la muestra también puede ser evaluada usando la humedad 
determinada con los métodos ASTM 3173/3173M o ASTM D7582 -15, conjuntamente con la 
evaluación de la pérdida de humedad por aire seco descrita en una de  las secciones de la norma 
ASTMD3302. Se recomienda llevar a cabo la determinación total de la humedad, dentro de un plazo 
de 24 horas de la medición del poder calorífico superior.  
e) Corrección por ácido nítrico.  
f) La corrección por ignición  
g) Análisis de azufre de la muestra de acuerdo con el método ASTM D4239 -17. A partir del porcentaje 
peso de azufre, calcular las correcciones por azufre, e c3. 
h) Corrección por combustión incompleta.  
i) Cálculo del poder calorífico inferior. Este cálculo se lleva a ca bo a partir del contenido de hidrógeno, 
nitrógeno, oxígeno y humedad, así como el poder calorífico superior y las correcciones 
correspondientes. La descripción general de las metodologías ASTM para la determinación de estos 
parámetros se presenta en la sig uiente sección.  
D.3.1.3  Metodología de cálculo.  
El algoritmo de cálculo para determinar el poder calorífico inferior a presión constante, requerido por la 
CRE, de combustibles sólidos es el siguiente:  
D.3.1.3.1  Poder calorífico superior a volumen constante . 
El poder calorífico superior a volumen constante, corresponde al poder calorífico determinado por el 
equipo (bomba calorimétrica) tomando en cuenta las correcciones pertinentes. El poder calorífico superior se 
calcula a partir de la ecuación D. 7 y es el  utilizado para los cálculos posteriores:  
 (D. 7)        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
 
donde:  
Qg,vad = poder calorífico superior a volumen constante de la muestra pulverizada y preparada de acuerdo 
con el método ASTMD 2013, J/g.  
W = capacidad calorífica del calorímetro, J/oC.  
Δt = incremento de temperatura corregido, oC.  
ec1 = corrección por ácido.  
ec2 = corrección por el alambre de ignición.  
ec3 = corrección por contenido de azufre.  
ec4 = corrección por el uso de un material auxiliar de la combustión.  
D.3.1.3.2  Factor de corr ección constante por el cambio de volumen a presión constante.  
El factor de corrección constante por el cambio de volumen a presión constante se expresa  en la ecuación 
D. 8 
 (D. 8)  
donde  
(Q v-p) = es el factor de corrección constante por el cambio de vo lumen a presión constante  
R = es la constante universal de los gases (8.314 J/mol -K) 
T = es la temperatura de referencia termoquímica estándar, 298 K  
Had, Oad y N ad = es el contenido, % masa, de hidrógeno, % oxígeno y % nitrógeno en la muestra, sobre la 
base as -determined.  
El porcentaje de contribución de hidrógeno y oxígeno debido a la humedad no debe estar contenido en los 
términos H ad y Oad. Para el caso de que únicamente se disponga del contenido de humedad sobre la base as -
determined, M ad, así como del  porcentaje de hidrógeno y porcentaje de oxígeno, (%H m, %O m) incluyendo la 
humedad, los términos H ad y Oad se pueden calcular de acuerdo con las ecuaciones D. 9 y D. 10:  
 (D. 9)  
  
 (D. 10)  
 
D.3.1.3.3  Cálculo de las energías asociadas al calor de vapor ización del agua.  
La energía asociada al calor de vaporización del agua originado a partir del hidrógeno de la muestra, 
siendo H vap el calor de vaporización, a presión constante del agua a 25 °C, 43985 J/mol se determina con la 
ecuación D. 11:  
 (D. 11)  
 
La energía asociada al contenido de humedad sobre la base as -determined, Q mad y la energía asociada al 
contenido de humedad sobre la base as -received, Q mar, se calculan a partir de las ecuaciones D. 12 y D. 13:  
 (D. 12)  
  
 (D. 13)  
 
donde:  
Mɑd y Mɑr = son los valores del contenido de humedad, % peso, respecto a las bases as -determined y la 
base as -received, respectivamente.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
D.3.1.3.4  Cálculo del poder calorífico inferior a presión constante, respecto al contenido total de humedad, 
Qn,par:  
Para los efectos de este protocolo de medición, y dada la naturaleza de los combustibles sólidos posibles 
a utilizar (biomasas, residuos agrícolas, carbón, etc), únicamente se considera el poder calorífico inferior a 
presión constante sobre la base as -receive d, ya que ésta considera el total de humedad presente en la 
muestra, calculándose dicho poder calorífico inferior conforme a la ecuación D. 14:  
 (D. 14)  
 
El cálculo del poder calorífico inferior a partir de valores de base seca se presenta en el Apéndice  F. 
D.3.1.4  Determinación de parámetros para calcular el poder calorífico inferior.  
D.3.1.4.1  Humedad.  
a) ASTM D3173/D3173M -17a. Corresponde a la humedad de la base as -determined,  
 . En este 
método la humedad es determinada estableciendo la pérdida de peso  de la muestra cuando es 
calentada en un horno de secado bajo condiciones establecidas de temperatura, tiempo y atmósfera 
inerte.  
b) ASTM D7582 -15. Es un método completamente instrumental, en el que la masa de la muestra  (1 g 
aproximadamente), en una atmó sfera controlada, es registrada continuamente en función del tiempo 
y la temperatura.  
c) ASTM D3302/D3302M -17. Este método para la determinación de humedad total, corresponde a la 
humedad sobre la base as -received. Este método de prueba está basado en la p érdida de peso  de 
la muestra en una atmósfera de aire controlada rígidamente.  
D.3.1.4.2  Cenizas  
ASTM D3174 -12. Las cenizas son determinadas mediante el peso de los residuos de la combustión de la 
muestra bajo condiciones controladas de temperatura y atmós fera. 
D.3.1.4.3  Azufre  
Norma ASTM D4239 -17. En este método, la cantidad de azufre (% masa) es determinada por titulación 
ácido -base, titulación iodométrica o por radiación infrarroja. Actualmente existen equipos para realizar la 
determinación de azufre de acuerdo con este método de prueba tales como el horno de inducción CS800 de 
Eltra o el S832 de Leco.  
D.3.1.4.4  Carbón, hidrógeno, nitrógeno y oxígeno  
a) ASTM D5373 -16. Este método de prueba trata de la determinación instrumental del porcentaje masa 
de carb ón, hidrógeno y nitrógeno de forma concurrente. El método consiste en la combustión de la 
muestra a altas temperaturas en atmósfera de oxígeno, y el subsecuente análisis cuantitativo de  los 
gases.  
b) Oxígeno. Para el contenido de oxígeno no existe un métod o ASTM directo para su determinación, 
por lo que debe ser calculado a partir del contenido de los componentes especificados en el método 
ASTM D3176 -15 (porcentaje peso de carbono, hidrógeno, nitrógeno, azufre y cenizas), de acuerdo 
con la ecuación D. 15:  
 (D. 15)  
 
D.3.1.5  Precisión.  
D.3.1.9.1  Caso 1. Poder calorífico superior.  
Los siguientes valores de repetitividad y reproducibilidad, corresponden al poder calorífico superior a 
volumen constante.  
Repetitividad: El valor debajo del cual la diferencia abso luta entre dos resultados calculados, a base seca 
(ASTM D3180 -15), de mediciones separadas y consecutivas, puede esperarse que ocurra con una 
probabilidad del 95 %.  
Tabla D. 4 - Repetitividad para el poder calorífico superior.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Material  Rango de poder calor ífico grueso  
J/g Límite de Repetitividad  
J/g 
Coke  Nominal: 30340 J/g  126 
Carbón Bituminoso  26280 -34190  149 
Carbón subbituminoso -lignito.  21860 -27680  193 
 
Reproducibilidad: El valor debajo del cual la diferencia absoluta entre dos resultados calculados a base 
seca (ASTM D3180 -15), llevados a cabo en diferentes laboratorios, puede esperarse que ocurra con una 
probabilidad del 95 %.  
Tabla D. 5 - Reproducibilidad para el poder calorífico superior.  
Material  Rango de poder calorífico grueso  
J/g Límite de Repr oducibilidad  
J/g 
Coque  Nominal: 30340 J/g  258 
Carbón Bituminoso  26280 -34190  256 
Carbón subbituminoso -lignito.  21860 -27680  381 
 
D.3.1.9.2  Caso II. Precisión del poder calorífico inferior.  
Incertidumbre: El presente método de prueba no especifica valores  para la repetitividad y reproducibilidad 
para el poder calorífico inferior, requerido por la Comisión. Los valores de este poder calorífico inferior seco se 
ven afectados por los errores de cada una de las determinaciones necesarias para su cálculo, tales  como la 
humedad y el contenido de hidrógeno y oxígeno. Para la estimación de la incertidumbre expandida asociada a 
la determinación del poder calorífico inferior, las principales fuentes consideradas son: repetitividad y 
reproducibilidad (poder calorífico  superior), incertidumbre de la calibración con ácido benzoico, y la 
incertidumbre asociada a la determinación del contenido de humedad, siendo este último, el factor más crítico 
que afecta el contenido energético de un sólido. Por lo tanto, tomando como b ase de cálculo un valor 
promedio de poder calorífico inferior para el carbón y distintos tipos de biomasa (Aniszewska et al. 2014) de 
23.5676 MJ/kg, el porcentaje de incertidumbre expandida, es de 8.20 %. Es necesario aclarar que este valor, 
sólo puede ser  contemplado para la misma especie de combustible sólido, dado la gran variedad que pudiera 
ser utilizado.  
Forma de medición: Dado las características para la determinación del poder calorífico inferior, la medición 
continua en el tiempo no es factible, po r lo que este tipo de medición se debe llevar a cabo por lote de muestra 
o por intervalos de tiempo definidos. El monitoreo de los análisis químicos y caloríficos puede llevarse a cabo 
en línea vía Ethernet.  
Apéndice E  
(Normativo)  
Procedimiento general de la operación de un calorímetro  para la determinación del poder calorífico 
superior.  
El procedimiento general de operación, de acuerdo con la norma ASTM D4809 -18, implica las  siguientes 
etapas:  
a) Encender el equipo y abrir las líneas de agua.  
b) Verificar  que todos los componentes de la bomba estén secos.  
c) Medir una pieza de 100 mm de alambre de encendido y unir el alambre a los electrodos de la bomba 
formando una “U”.  
d) Pesar la muestra. En el caso de combustibles líquidos, el volumen de la muestra a a gregar a la copa, 
necesario para producir un incremento de temperatura equivalente a aproximadamente 30000 J, 
puede ser estimado por la ecuación E. 1:  
 (E. 1)  
 Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
donde:  
 V= volumen de la muestra a utilizar, cm3  
 W = energía equivalente del calorímetro, J/o C 
 Q = poder calorífico aproximado de la muestra, MJ/ kg.  
 D = densidad de la muestra, g/cm3.  
 Para combustibles sólidos pesar de 0.8 g a 1.2 g de muestra.  
e) Para combustibles líquidos formar un disco de cinta sensible a la presión, como se describe en el  
apartado 10.5.1 de la Norma ASTM D4809 -18, y agregar la muestra utilizando una jeringa 
hipodérmica a través de este disco de cinta. Pesar la copa nuevamente con la muestra y la cinta y 
colocarla en el electrodo curvo. Por último, colocar el alambre de enc endido de tal forma que la parte 
central del circuito de alambre presione el centro del disco de cinta.  
f) Ensamblar la bomba. Conectar la bomba al cilindro de oxígeno y lentamente agregue el oxígeno 
hasta alcanzar una presión de 3.0 MPa.  
g) Ajustar la tem peratura del agua del calorímetro. Para el caso isoperibólico, el ajuste de la 
temperatura debe realizarse de tal forma que una vez ensamblado la bomba del calorímetro en el 
contenedor, la temperatura se encuentre unas pocas décimas de grado debajo de la t emperatura 
inicial deseada. Es necesario controlar esta temperatura, en un rango promedio de ± 0.5 °C, así 
como la temperatura final, derivada del incremento, en un rango promedio de ± 0.3 °C.  
h) Pesar el contenedor (agua) del calorímetro, seco, a una pre cisión de 0.05 g y llenarlo con el agua tipo 
IV (2000 g a 2100 g) y volver a pesarlo (0.05 g de precisión). No es necesario determinar la cantidad 
exacta de agua, siempre y cuando ésta sea la suficiente para cubrir la bomba y sus conexiones en 
cada determi nación. Nunca se debe tocar la bomba con los dedos, para colocarla en el equipo puede 
usar un gancho, cuyas puntas se insertan en los orificios de la tapa de la bomba calorimétrica.  
i) Encender el motor del agitador y el controlador del calentador de la ch aqueta para llevar la 
temperatura del agua a 28 °C. Durante la prueba, es necesario registrar el tiempo y la temperatura 
durante un periodo de aproximadamente 25 min. Durante este periodo de tiempo, existen tres 
intervalos bien definidos:  
1) Un periodo ini cial de estabilización, de 6 min a 9 min, el cambio de temperatura resulta 
únicamente del calor de agitación y de las filtraciones del calor del medio.  
2) Un periodo intermedio de aproximadamente 12 min, al inicio del cual la carga en la bomba es 
encendida , y durante el cual el cambio de temperatura se debe principalmente al calor liberado 
por la reacción de combustión en la bomba y en segundo término, con mucho menos influencia, 
al calor de agitación y filtraciones de calor.  
3) Un periodo final de 9 a 11 m in durante el cual el cambio de temperatura se debe nuevamente 
sólo a las filtraciones de calor y al calor de agitación.  
 El registro de estas temperaturas, así como las subsecuentes, de las etapas 11 y 12, se realizan de 
forma automática en el equipo, po r lo que no es necesario hacer algún registro manual por parte  del 
operario.  
j) Permitir que la temperatura del agua del calorímetro estabilizarse a la temperatura de inicio, para que 
registre así, las lecturas de tiempo y temperatura del periodo inicial. Durante este periodo inicial, 
cuando la tasa del incremento de temperatura sea constante, realizar mediciones de la temperatura 
en intervalos de 1 min. La temperatura de inicio debe tener el mismo valor en todas las pruebas 
como se determinó en la calibrac ión. 
k) Cuando se alcance la temperatura de ignición, encender la muestra presionando el botón 
correspondiente de la unidad de ignición y después de 15 segundos la temperatura empezará a 
incrementarse. Si la temperatura no se incrementa, el experimento hab rá fallado y debe ser detenido. 
Durante el periodo intermedio (después de la combustión de la muestra), la temperatura incrementa 
rápidamente, y es necesario registrar las mediciones de temperatura en intervalos de 30 segundos o 
menos. La lectura de la tem peratura debe continuar hasta que el cambio de temperatura sea 
constante para al menos 10 min. Las lecturas hechas después de que el cambio de temperatura es 
constante, corresponden al periodo final. Los periodos inicial y final son críticos en cuanto a la  
medición precisa de la temperatura.  
l) Una vez terminada la prueba, apagar el equipo y el agitador y remover la bomba del calorímetro. 
Abrir la válvula y permitir que el gas salga de la bomba para reducir la presión a la atmosférica. Abrir       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
la bomba y revi sar el interior de ésta, si encuentra restos de carbón sin quemar, el experimento debe 
ser rechazado. Por último, es necesario lavar la bomba, los electrodos y la copa, con agua tipo II, 
utilizando la menor cantidad de agua, preferiblemente menos de 300 ml . Estos lavados  deben ser 
titulados con la solución estándar alcalina utilizando como indicador naranja de metilo para 
determinar la presencia de ácido nítrico.  
m) Registrar el valor del poder calorífico determinado por el equipo y realizar las correccione s 
pertinentes.  
Apéndice F  
(Normativo)  
Cálculo de poder calorífico a presión constante usando los valores de base seca  
El cálculo del poder calorífico a presión constante usando los valores de base seca se determina conforme 
a las ecuaciones F. 1, F. 2, F. 3, F. 4, F. 5 y F. 6:  
 (F. 1)  
 
donde  
(Q v-p)d = factor de corrección constante por el cambio del volumen a presión constante, en base seca  
Hd = es el contenido de hidró geno en base seca, expresado en porcentaje  
Od = es el contenido de oxígeno en base seca , expresado en porcentaje  
Nd = es el contenido de nitrógeno en base seca, expresado en porcentaje  
R = es la constante universal de los gases (8.314 J/mol -K) 
T = es la temperatura de referencia termoquímica estándar, 298.15 K.  
F.1 Energías asociadas al cont enido de humedad:  
La energía asociada al calor de vaporización del agua, en base seca (Q h)d, se calcula mediante la ecuación 
F.2, mientras que la energía asociada al contenido de humedad sobre la base ɑs-received (Q mar), calculada en 
función del valor del contenido de humedad, se obtiene mediante la ecuación F.3:  
 (F. 2)  
  
 (F. 3)  
 
donde  
(Q h)d = energía asociada al calor de vaporización del agua, en base seca  
Hd = hidrógeno de la muestra  
Hvap = calor de vaporización, a presión constante del agua a 25 ° C, 43985 J/mol  
Qmar= energía asociada al contenido de humedad sobre la base ɑs-received  
Mar = % peso respecto a la base ɑs-received  
F.2 Poder calorífico superior seco, a presión constante,
  : 
 (F. 4)  
 
donde  
Qg,vd = poder calorífico superior seco, a presión constante  
Qg,vad = es el poder calorífico determinado en la bomba calorim étrica y modificado por las correcciones 
ei, = pertinentes, mostradas en el Apéndice D.  
Mad = es el valor del contenido de humedad, % peso, respecto a la base ɑs-determined.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
F.3 Poder calorífico inferior a presión constante, en base húmeda de la muestra ta l como se recibió, a 
partir de parámetros de base seca:  
 (F. 5)  
 
donde  
 (Q n,par)d = poder calorífico inferior, en base seca  
 Qg,vd = poder calorífico superior seco, a presión constante  
 (Q v-p)d = factor de corrección constante por el cambio del volumen a  presión constante, en base seca  
 (Q h)d = energía asociada al calor de vaporización del agua, en base seca  
 Mar = % peso respecto a la base ɑs-received  
 Qmar = energía asociada al contenido de humedad sobre la base ɑs-received  
 Siendo el valor del poder calorífico inferior igual al poder calorífico inferior calculado en la base  as-
received, Q( n,par) del Apéndice D:  
 (F. 6)  
 
Los parámetros e n base seca, tales como Hd, Od, y Nd, se calculan siguiendo lo establecido en la norma 
ASTM D3180 -15, a partir del término M ɑd, que es el valor del contenido de humedad, % peso, respecto a la 
base as-determined . De acuerdo con las ecuaciones F. 7 y F. 8:  
 (F. 7)  
 
 (F. 8)  
 
Para el contenido de nitrógeno en base seca (Nd), así como para el caso en que los contenidos de 
hidrógeno y oxígeno en la base as-determined , H ad y O ad, no contemplen el hidrógeno y oxígeno en la 
humedad de la muestra se debe aplicar la ecuación F. 9:  
 (F. 9)  
 
donde P d y P ad representan genéricamente los contenidos de hidrógeno, oxígeno y nitrógeno en la base 
seca y en la base as-determined , respectivamente.  
La determinación de los parámetros de las bases as-determined  y as-received  mencionados en el 
presente Apéndice, se describen en D 3.1.4 del Apéndice D.  
Apéndice G  
(Normativo)  
Valores del factor A para el cálculo del poder calorífico superior Qg (25 °C)  
Los valores del factor de corrección A para el cálculo del poder calorífico de  combustibles líquidos, 
establecidos en la norma ASTM D4809 -13 son los siguientes:  
Tabla G. 1 - Valores del factor A para el cálculo del poder calorífico superior  
Qg(t °C)  
MJ/kg  A, MJ/kg  Qg(t °C)  
MJ/kg  A, MJ/kg  
43.00  0.00157  45.75  0.00271  
43.25  0.00167  46.00 0.00282        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
43.50  0.00178  46.25  0.00292  
43.75  0.00188  46.50  0.00302  
44.00  0.00199  46.75  0.00313  
44.25  0.00209  47.00  0.00323  
44.50  0.00219  47.25  0.00333  
44.75  0.00230  47.50  0.00344  
45.00  0.00240  47.75  0.00354  
45.25  0.00250  48.00  0.00365  
45.50  0.00261   
 
G.1 Determinación de la composición de gas natural, y gases derivados del petróleo, por 
cromatografía de gases.  
La metodología descrita a continuación se basa en la norma ISO 6974 -1:2012.  
G1.1  Principio de medición.  
Los componentes de una muestra d e gas combustible deben ser separados por medio de una columna 
cromatográfica y medidos por comparación contra los datos de la calibración del instrumento realizada bajo 
las mismas condiciones de medición. La cantidad relativa de cada componente se determi na por comparación 
contra una corrida de calibración utilizando un gas de referencia con composición conocida.  
G1.2  Métodos de análisis.  
Existen los siguientes métodos de operación:  
a) Métodos de operación simple  
b) Métodos de operación múltiple con puente o 
c) Métodos de operación múltiple sin puenteo  
G1.3  Tipo de calibración.  
Tipo 1: Se realiza una calibración multipunto del calorímetro utilizando material de referencia certificado 
(MRC) con la calibración se determinan las funciones de respuesta para los diferentes componentes. Se 
analiza una muestra del gas combustible y las funciones de respuesta son utilizadas para calcular la 
concentración de los componentes de la muestra.  
Tipo 2: Cuando no es posible realizar una calibración multipunto, se presupone u na función de respuesta 
que es verificada rutinariamente utilizando un patrón de medición de trabajo (WMS, siglas en inglés). La 
concentración de los componentes se determina con dicha función de respuesta.  
G.1.3.1  Medición indirecta de componentes. Factor  de respuesta relativo.  
La medición directa de los componentes se realiza a partir de los valores certificados de concentración de 
los mismos componentes en el MRC de calibración. Un componente en la muestra que no está presente en el 
MRC de calibración se  puede cuantificar indirectamente a partir de un factor de respuesta relativo.  
G1.4  Procedimiento analítico  
G.1.4.1  Definición de las necesidades del método analítico  
Describir las necesidades del método analítico por definición de los siguientes aspectos:  
a) Los componentes a ser medidos directamente y sus incertidumbres (en caso necesario) ya sea por 
componente individual o por intervalo de fracción mol;  
b) Los componentes a ser medidos indirectamente y sus incertidumbres (en caso necesario) ya sea por 
componente individual o por intervalo de fracción mol;  
c) Los componentes a ser medidos como grupos y sus incertidumbres (en caso necesario);  
d) Los componentes no medidos, pero para los cuales se utilizarán valores constantes de sus 
fracciones molares;  
e) En caso de métodos de operación múltiple con puenteo, cuales componentes serán utilizados  como 
puentes;  
f) Si se realizara o no retorno (backflush),  y Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
g) Cualquier interferencia entre componentes.  
G.1.4.2  Selección del equipo y condiciones de trabajo.  
Remi tirse a las normas ISO 6974 -3:2018 y subsecuentes para la selección de equipamiento y condiciones 
de trabajo. Selección del método de manejo de muestra e inyección:  
a) Selección del equipo analizador;  
b) El cromatógrafo debe estar configurado especialmente  para el análisis de gas natural y otros gases 
hidrocarburos de acuerdo con su aplicación prevista y en conformidad con esta disposición 
administrativa.  
G.1.4.3  Definición del intervalo de trabajo.  
Debe especificarse el intervalo de trabajo con la definici ón de los valores mínimos y máximos de fracción 
molar de cada uno de los componentes a ser analizados y los valores estimados de fracción molar de los 
componentes no analizados. El intervalo de trabajo debe considerar las posibles variaciones de composició n 
entre muestras de gas a ser analizado y debe estar basado en las necesidades de la aplicación.  
G1.5  Determinación de la respuesta característica (calibración primaria)  
Para desarrollar un método de análisis para medición simple y directa se requiere prim eramente 
determinar la respuesta característica del analizador. La determinación de la respuesta característica toma la 
forma de una calibración primaria en la cual se determinan los coeficientes, bz,i, de cada componente por 
medio de una serie de MRC (cal ibración multipunto). Debido a que la función de análisis es determinada 
explícitamente no surgen errores por no -linealidad. En operación de rutina, los coeficientes de la función de 
análisis determinados deben ser subsecuentemente verificados o corregidos  mediante la calibración de rutina 
del analizador de conformidad con lo establecido en el presente PROY -NOM.  
G.1.5.1  Frecuencia de calibración.  
La calibración primaria o la evaluación de desempeño deben realizarse en las siguientes situaciones:  
a) Inmediat amente después de la instalación inicial del analizador por el proveedor;  
b) Inmediatamente después de la puesta en operación seguida del r eemplazo de una parte mayor del 
sistema, por ejemplo, válvula de inyección, columna o detector;  
c) Inmediatamente des pués de la puesta en operación seguida una falla para pasar la verificación de 
aseguramiento de calidad del sistema;  
d) Periódicamente a intervalos de tiempo que han demostrado ser adecuados para la aplicación, no 
mayores a 12 meses.  
G.1.5.2  Selección de l os gases de referencia.  
Debe seleccionarse un número apropiado de MRC con el fin de definir la función de regresión, esto 
depende del historial y conocimiento del sistema de CG en cuestión:  
a) Cuando no se ha realizado calibración primaria o las respuestas  polinomiales no has sido 
establecidas por un procedimiento equivalente, debe seleccionarse un mínimo de siete MRC para 
calcular curvas de regresión de hasta tercer orden;  
b) Cuando la calibración primaria inicial (o procedimiento equivalente) ha mostrado que las curvas de 
regresión pueden ser modeladas por una función polinómica de primero o segundo orden entonces, 
debe seleccionarse “un número apropiado de MRC” para subsecuentes calibraciones primarias.  
Un número apropiado de MRC puede considerase de tres  en casos en que todos los componentes 
presentan respuestas polinomiales de primer orden y de cinco en los casos en que todos los componentes 
presentan respuestas polinomiales hasta de segundo orden.  
Seleccionar MRC apropiados que cubran el intervalo de tr abajo de cada componente. Esto es posible 
usando una serie de mezclas multicomponente, cada una conteniendo diferentes fracciones molares de todos 
los componentes medidos directamente.  
Los MRC seleccionados pueden ser mezclas multicomponentes o binarias co n incertidumbre adecuada y 
siempre se deben ajustar al propósito, en cuanto a componentes y en cuanto a la incertidumbre.  
G.1.5.3  Medición de los gases de referencia.  
Se deben realizar un mínimo de 10 análisis de cada gas de referencia a fin de asegurar qu e los datos de 
respuesta media y su desviación estándar son determinados con una precisión que se ajuste a su propósito.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Registrar las respuestas individuales de cada r éplica correspondiente a cada componente en cada gas de 
referencia. Los datos pueden ser  inspeccionados para identificar posibles valores atípicos mediante alguna 
prueba estadística adecuada. Si se encuentran valores atípicos, éstos deben ser investigados para determinar 
posibles causas; s ólo pueden desecharse valores atípicos por razones bie n fundamentadas.  
G.1.5.4  Análisis de regresión.  
La función de análisis (calibración primaria) está dada por la ecuación G. 1:  
 (G. 1)  
 
donde:  
 
Los coeficientes, bz,i, de la función de análisis se determinan por medio de los cálculos de regresión pero 
deben ser verificados y, en su caso, actualizados con cada calibración rutinaria del analizador.  
G1.6  Calibración de rutina (verificación del aseguramiento de calidad).  
La calibración de rutina se realiza por medio de un análisis periódico de un patrón de me dición de trabajo 
(WMS) con el propósito de confirmar o corregir los coeficientes de la función de análisis de cada componente 
para una calibración de tipo 1 o bien, para determinar y actualizar los coeficientes, b1,i de las funciones de 
análisis de cada c omponente mediante calibración tipo 2.  
G.1.6.1  Calibración de rutina para análisis tipo 1.  
Para una operación de rutina de tipo 1, los coeficientes de la función de análisis, los cuales son 
determinados mediante la calibración primaria del sistema, son sub secuentemente corregidos con la 
aplicación de un factor de escala para cada componente, i, como se muestra en la ecuación G. 2:  
 (G. 2)  
 
donde:  
 
G.1.6.2  Calibración de rutina para análisis tipo 2  
Para establecer un método de análisis con medición simple  y directa, pero sin contar con una serie de 
MRC para una calibración multipunto tipo 1, entonces se supone una función de análisis lineal con 
intercepción cero, de acuerdo con la ecuación G. 3:  
 (G. 3)  
 
donde:  
 
La calibración de rutina permite calcular  el coeficiente de la función de análisis conforme a la  ecuación G. 
4: Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 (G. 4)  
 
donde:  
 
G.1.6.3  Frecuencia  
La frecuencia de la calibración de rutina o aseguramiento de calidad depende principalmente de las 
características del sistema de medición y de la s condiciones de medición, por tanto, no es posible definir un 
intervalo general; algunos criterios para determinar este intervalo son:  
a) si el intervalo nominal de calibración de rutina/aseguramiento de calidad no ha sido establecido aún, 
el sistema debe  primero ser calibrado; luego, sin ningún ajuste o calibración adicional el sistema 
debe ser probado hasta que el sistema falla para alcanzar los requisitos de desempeño 
preestablecidos. Así se establece un intervalo de calibración/aseguramiento de calidad  de rutina el 
cual debe ser menor a ese intervalo de falla encontrado.  
b) si ya se tiene establecido un intervalo nominal de calibración/aseguramiento de calidad, el sistema 
debe ser calibrado y probado sin calibración a ajuste adicional hasta que el inter valo nominal sea 
excedido. Si al cabo de este intervalo el sistema cumple aún con los requisitos de desempeño 
preestablecidos, dicho intervalo se selecciona para el uso rutinario del sistema. Si los requisitos de 
desempeño no fueron cumplidos entonces debe  seleccionarse un intervalo más corto hasta que se 
cumplan los requisitos.  
En la práctica, debe seguirse la recomendación del fabricante del instrumento tanto para la calibración de 
rutina como para la verificación de aseguramiento de calidad. Sin embargo,  para demostrar el cumplimiento 
con esta disposición administrativa, se debe realizar diariamente una prueba de verificación de aseguramiento 
de calidad que incluya todos aquellos componentes representativos de la mezcla.  
G1.7  Métodos de operación múltiple  
G.1.7.1  Método de operación múltiple sin puenteo  
En operación simple u operación múltiple sin puenteo, la respuesta del analizador no requiere mayor 
tratamiento y es utilizada directamente para el cálculo de la fracción mol de cada componente con la G. 1 o 
con la G. 4, según sea el tipo de calibración utilizada para cada componente. Siempre que sea posible, se 
recomienda fuertemente que el análisis incluya varias sub -muestras o repeticiones de la misma muestra; en 
este caso se calcula el promedio de las va rias respuestas individuales y se utiliza este promedio para el 
cálculo de la fracción molar de cada componente. Las variaciones entre diferentes sub -muestras, la cual se 
estima por medio de la desviación estándar, es un parámetro importante para evaluar e l desempeño del 
método y para estimar la incertidumbre de la medición.  
G.1.7.2  Operación múltiple con puenteo  
Si se utiliza un método de operación múltiple con puenteo, primero se calcula la respuesta para cada 
componente con puenteo como sigue:  
 (G. 5)  
 
donde:  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Al igual que en la operación simple, se recomienda el análisis repetido de varias sub -muestras y el cálculo 
del promedio de la respuesta. Luego se determina la fracción mol por medio de la G. 1 o G. 4, según sea el 
tipo de calibración utilizada.  
G.1.7.3  Verificación de aseguramiento de calidad.  
La verificación de aseguramiento de calidad se realiza con una inyección periódica programada de un 
WMS para determinar la estabilidad del sistema de medición contra el tiempo (cartas de control). Si como 
resultado de esta verificación de aseguramiento de calidad se detecta alguna falla en el sistema deben 
tomarse medidas para recuperar los requisitos de funcionamiento preestablecidos de acuerdo con las 
necesidades de medición.  
G1.8  Evaluación de desempeño e  incertidumbre.  
Todas las metodologías descritas en este documento para la determinación de la composición de gas 
natural, o semejantes, están sujetas a errores sistemáticos que pueden provenir de diferentes fuentes, por 
ejemplo: errores de linealidad en l a ecuación de la función de análisis; errores inherentes al puenteo en 
operación con múltiples detectores o columnas; errores asociados a los factores de respuesta relativa en 
medición indirecta, errores en el cálculo de normalización, posibles errores de muestreo; etc. Estos errores 
deben ser cuantificados con el fin de demostrar que los resultados del análisis de composición química se 
encuentran dentro de especificaciones.  
Con el fin de demostrar que los resultados de fracción de masa determinados por cr omatografía siguiendo 
cualquiera de las metodologías descritas en este documento, se debe realizar una evaluación de desempeño 
cotidiana la cual debe correrse justo después de la calibración rutinaria del equipo. La evaluación de 
desempeño consiste en el a nálisis (en repetición de cinco inyecciones) de un material de referencia de control 
el cual debe tener una composición conocida (determinada por un laboratorio reconocido), lo más semejante 
posible a la mezcla de gas combustible y no puede ser el mismo MR C utilizado para la calibración primaria del 
analizador, tampoco puede ser ninguno de los WMS utilizados para la calibración de rutina.  
En seguida se calcula el error cuadrático medio, ECM, de cada uno de los componentes del material de 
referencia de contr ol de acuerdo con la ecuación G. 6:  
 (G. 6)  
 
donde:  
bi =  es el sesgo de medición del componente i, diferencia entre el promedio de la fracción mol medida y 
la fracción de mol de referencia en el material de control;  
i =  es la desviación estándar de la medición repetida del componente i.  
El resultado de la medición de cada componente es aceptable sólo si el error cuadrático medio relativo, 
ECMRi, es igual o menor al 1% con respecto al valor de referencia de fracción mol, co mo se muestra en la 
ecuación G. 7:  
 (G. 7)  
 
El ECM en una medida de la incertidumbre de medición dado que el sesgo engloba los errores 
sistemáticos y la desviación estándar evalúa la dispersión de los resultados que incluye los errores aleatorios, 
como s e muestra en la ecuación G. 8:  
 (G. 8)  
 
La incertidumbre de medición de gas natural por cromatografía debe realizarse de acuerdo con el cálculo 
descrito en la norma ISO 6974 -2:2012.  
G.2 Poder calorífico de gas natural y gases combustibles derivados del p etróleo.  
G2.1  Introducción.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
La energía total de combustión es la suma de las energías de combustión de cada uno los componentes 
en la mezcla de gas combustible. Para determinar la cantidad relativa de cada componente en la mezcla es 
indispensable su anális is por cromatografía de gases.  
La determinación del poder calorífico de una mezcla de gas debe pasar por la medición de la composición 
química del gas. Una vez conocida la composición química, el poder calorífico de la mezcla se calcula como la 
suma de las  energías de combustión conocidas de todos los componentes de la mezcla multiplicada cada una 
por su composición respectiva.  
G2.2  Poder calorífico superior calculado a partir de la composición del gas en fracción molar  
El poder calorífico superior ( gross ) se determina por definición a partir de la energía de combustión bajo la 
condición de que todos los reactivos y productos se encuentran en fase gaseosa, excepto el agua que se 
encuentra en fase líquida, como se muestra en la ecuación G. 9.  
 (G. 9)  
 
donde : 
 
G2.3  Poder calorífico inferior en base molar  
El poder calorífico inferior se determina restando al poder calorífico superior la entalpía de vaporización del 
agua formada en la combustión de acuerdo con la ecuación G. 10:  
 (G. 10)  
donde:  
 
G2.4  Poder calorífico superior en términos de masa de gas  
El poder calorífico superior se determina conforme a la ecuación G. 11:  
 (G. 11)  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
 Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
19 n-dodecano  0.7583  0.7335  0.1006  8150.21  8147.19  1.13 
20 n-tridecano  0.8026  0.7748  0.1006  8808.73  8805.48  1.21 
21 n-tetradecano  0.8900  0.8589  0.1006  9467.63  9464.15  1.32 
22 n-pentadecano  0.9804  0.9459  0.1006  10126.52  10122.82  1.44 
23 eteno (etileno)  0.0797  0.0778  0.0010  1411.65  1411.18  0.21 
24 propeno  0.1263  0.1232  0.0016  2058.73  2058.02  0.34 
25 1-buteno  0.1770  0.172 1 0.0041  2717.76  2716.82  0.39 
26 cis-2-buteno  0.1863  0.1810  0.0045  2710.97  2710.00  0.50 
27 trans -2-buteno  0.1862  0.1809  0.0043  2707.33  2706.40  0.47 
28 2-metil propeno  0.1770  0.1721  0.0037  2701.13  2700.20  0.42 
29 1-penteno  0.2287  0.2208  0.0102  3376.59  3375.42  0.73 
30 propadieno  0.1310  0.1282  0.0025  1943.54  1943.11  0.60 
31 1,2-butadieno  0.1855  0.1803  0.0110  2594.46  2593.79  0.40 
32 1,3-butadieno  0.1731  0.1673  0.0038  2541.44  2540.77  0.41 
33 etino (acetileno)  0.0833  0.0808  0.0024  1301.21  1301.05  0.32 
 
Tabla G. 2 - Factores sumatorios de los factores de compresión para correcciones de gas real, sj, y 
valores de poder calorífico molar superior de los componentes de gas natural en el estado de 
referencia, 
  (2 de 2).  
  
 
  
34 ciclopentano  0.2215  0.2164  0.0137 3320.89  3319.59  0.36 
35 metil ciclopentano  0.2605  0.2548  0.0262  3970.95  3969.44  0.56 
36 etil ciclopentano  0.3666  0.3531  0.1006  4630.20  4628.47  0.71 
37 ciclohexano  0.2677  0.2610  0.0325  3954.49  3952.96  0.32 
38 metil ciclohexano  0.3305  0.3213  0.0668  4602.36  4600.64  0.71 
39 etil ciclohexano  0.4524  0.4345  0.1006  5264.97  5263.05  0.95 
40 benceno  0.2520  0.2460  0.0274  3302.16  3301.43  0.27 
41 tolueno  0.3347  0.3251  0.1002  3948.86  3947.89  0.51 
42 etil benceno  0.3785  0.3694  0.1002  4608.34  4607.15  0.66 
43 o-xileno  0.4396  0.4277  0.1004  4597.48  4596.31  0.76 
44 metanol  0.4423  0.4117  0.0233  764.59  764.09  0.13 
45 metano tiol  0.1693  0.1640  0.0117  1239.84  1239.39  0.32 
46 hidrógeno  -0.0100  -0.0100  0.0250  285.99  285.83  0.02 
47 agua (ver nota 2)  0.2546  0.2419  0.015 0 44.222  44.013  0.004  
48 sulfuro de 
hidrógeno  0.0920  0.0898  0.0023  562.19  562.01  0.23 
49 amoniaco  0.1096  0.1062  0.0021  383.16  382.81  0.18 
50 cianuro de 
hidrógeno  0.2751  0.2644  0.0076  671.58  671.50  1.26 
51 monóxido de 
carbono  0.0215  0.0203  0.0010  282.95  282.98  0.06 
52 sulfuro de carbonilo  0.1110  0.1084  0.0054  548.19  548.23  0.24 
53 disulfuro de 
carbono  0.1951  0.1894  0.0098  1104.40  1104.49  0.43 
54 helio  -0.0100  -0.0100  0.0250     
55 neón  -0.0100  -0.0100  0.0250     
56 argón  0.0272  0.0262  0.0010     
57 nitrógeno  0.0169  0.0156  0.0010     
58 oxígeno  0.0275  0.0265  0.0010     
59 dióxido de carbono  0.0749  0.0730  0.0020     
60 dióxido de azufre  0.1400  0.1356  0.0035     
Nota 1:  Todos los valores de la Tabla G. 2 han sido tomados de la norma ISO 6976:2016  
Nota 2:  El valor en la Tabla para el agua (j=42) representa su entalpía molar de vaporización (no su poder calorífico). 
Esta entalp ía es necesaria para realizar el cálculo de poder calorífico inferior al considerar la cantidad de vapor de agua 
en la muestra de gas  de entrada.  Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tabla G. 3 - Masas molares e índices atómicos de los componentes de gas ideal. (1 de 2)  
  masa molar  índices atómicos (CaHbNcOdSe)  
j Componente  Mj, g/mol  aj bj cj cj ej 
1 metano  16.04246  1 4 0 0 0 
2 etano  30.06904  2 6 0 0 0 
3 propano  44.09562  3 8 0 0 0 
4 n-butano  58.12220  4 10 0 0 0 
5 2-metil propano  58.12220  4 10 0 0 0 
6 n-pentano  72.14878  5 12 0 0 0 
7 2-metil butano  72.14878  5 12 0 0 0 
8 2,2-dimetil propano  72.14878  5 12 0 0 0 
9 n-hexano  86.17536  6 14 0 0 0 
10 2-metil pentano  86.17536  6 14 0 0 0 
11 3-metil pentano  86.17536  6 14 0 0 0 
12 2,2-dimetil butano  86.17536  6 14 0 0 0 
13 2,3-dimetil butano  86.17536  6 14 0 0 0 
14 n-heptano  100.20194  7 16 0 0 0 
15 n-octano  114.22852  8 18 0 0 0 
16 n-nonano  128.25510  9 20 0 0 0 
17 n-decan o 142.28168  10 22 0 0 0 
18 eteno (etileno)  28.05316  2 4 0 0 0 
19 propeno  42.07974  3 6 0 0 0 
20 1-buteno  56.10632  4 8 0 0 0 
21 cis-2-buteno  56.10632  4 8 0 0 0 
22 trans -2-buteno  56.10632  4 8 0 0 0 
23 2-metil propeno  56.10632  4 8 0 0 0 
24 1-penteno  70.13290  5 10 0 0 0 
25 propadieno  40.06386  3 4 0 0 0 
26 1,2-butadieno  54.09044  4 6 0 0 0 
27 1,3-butadieno  54.09044  4 6 0 0 0 
28 etino (acetileno)  26.03728  2 2 0 0 0 
29 ciclopentano  70.13290  5 10 0 0 0 
30 metil ciclopentano  84.15948  6 12 0 0 0 
31 etil ciclopentano  98.18606  7 14 0 0 0 
32 ciclohexano  84.15948  6 12 0 0 0 
33 metil ciclohexano  98.18606  7 14 0 0 0 
34 etil ciclohexano  112.21264  8 16 0 0 0 
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Tabla G. 3 - Masas molares e índices atómicos de los componentes de gas ideal. (2 de 2)  
  masa molar  índices atómicos 
(CaHbNcOdSe)  
35 benceno  78.11184  6 6 0 0 0 
36 tolueno  92.13842  7 8 0 0 0 
37 etil benceno  106.16500  8 10 0 0 0 
38 o-xileno  106.16500  8 10 0 0 0 
39 metanol  32.04186  1 4 0 1 0 
40 metano tiol  48.10746  1 4 0 0 1 
41 hidrógeno  2.01588  0 2 0 0 0 
42 agua (ver nota 3)  18.01528  0 2 0 1 0 
43 sulfuro de hidrógeno  34.08088  0 2 0 0 1 
44 amoniaco  17.03052  0 3 1 0 0 
45 cianuro de hidrógeno  27.02534  1 1 1 0 0 
46 monóxido de carbono  28.0101  1 0 0 1 0 
47 sulfuro de carbonilo  60.0751  1 0 0 1 1 
48 disulfuro de carbono  76.1407  1 0 0 0 2 
49 helio  4.002602  0 0 0 0 0 
50 neon  20.1797  0 0 0 0 0 
51 argón  39.948  0 0 0 0 0 
52 nitógeno  28.0134  0 0 2 0 0 
53 oxígeno  31.9988  0 0 0 2 0 
54 dióxido de carbono  44.0095  1 0 0 2 0 
55 dióxido de azufre  64.0638  0 0 0 2 1 
56 aire 28.9655       
57 n-undecano  156.30826  11 24 0 0 0 
58 n-dodecano  170.33484  12 26 0 0 0 
59 n-tridecano  184.36142  13 28 0 0 0 
60 n-tetradecano  198.38800  14 30 0 0 0 
61 n-pentadecano  212.41458  15 32 0 0 0 
Nota 1:  Todos los valores de la Ta bla G. 3 han sido tomados de la norma ISO 6976:2016.  
 
Tabla G. 4 - Combustibles Hidrocarburos Gaseosos.  
Métodos de prueba 
estandarizados  Equipos necesarios.  Personal  Componentes de 
incertidumbre  Incertidumbre 
expandida poder 
calorífico inferior.  
Gas natu ral – 
determinación de 
composición e 
incertidumbre asociada por 
cromatografía de gases 
Parte 1 Lineamientos 
generales y cálculo de 
composición: ISO 6974 -
1:2012  Cromatógrafo de gases y 
accesorios, configurado para 
análisis de gas natural u otros 
gases combu stibles derivados del 
petróleo.  
La configuración del equipo de 
acuerdo con su aplicación se 
describe en:  Químico, 
ingeniero químico 
o equivalente, 
con conocimiento 
de metrología, 
análisis químico 
por cromatografía 
de gases.  Repetibilidad.  
Reproducibilidad.  
Error sistemático.  
Estabilidad.  2 % 
Gas natural – cálculo de 
poder calorífico, densidad, 
densidad relativa e índices 
de Wobbe a partir de la 
composición: ISO 
6976:2016.  ISO 6974 -3:2018: Determinación 
de composición e incertidumbre 
asociada por cromatogra fía. 
Precisión y tendencia.  
ISO 6974 -4:2000: Determinación 
Nitrógeno, Dióxido de carbono, e 
hidrocarburos C1 a C5 y C6+ para 
laboratorio y sistema de medición 
en línea utilizando dos columnas.  
ISO 6974 -5:2014 Determinación 
Nitrógeno, Dióxido de carbono e 
hidrocarburos C1 a C5 y C6+ para 
aplicación en laboratorio y proceso 
en línea utilizando tres columnas.     Lunes 21 de enero de 2019  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Apéndice H  
(Normativo)  
Métodos de Medición de la emisión de gases CO 2 
H.1. Especificaciones  
Los equipos para la medición de emisiones deben operar de  forma continua durante la operación  de la 
central.  
H.2. Métodos de medición  
La medición de las emisiones de bióxido de carbono debe realizarse con un sistema de monitoreo 
continuo de emisiones (SMCE), calibrado y con trazabilidad a patrones nacionales po r laboratorios 
acreditados y aprobados en los términos de la LFMN.  
Los métodos de medición indicados para los contaminantes gaseosos miden directamente su 
concentración en los gases de combustión. En forma simultánea se debe medir o calcular el flujo de ga ses en 
la chimenea, ( Ф), así como la concentración de oxígeno (O 2) para corregir los resultados a las condiciones de 
referencia de 25°C, 1 Atm y 5% de O 2, base seca.  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 21 de enero de 2019  
Durante el tiempo de operación de la central, los instrumentos deben poder realizar medi ciones, calcular y 
almacenar promedios de lecturas en tiempos preestablecidos.  
Los responsables de las fuentes fijas podrán solicitar la evaluación de la conformidad con este  PROY -
NOM a la PROFEPA, Autoridad Ambiental Competente (los gobiernos de los esta dos, municipios y alcaldías 
de conformidad con sus respectivas atribuciones y competencias) o a las Unidades de Verificación, 
debidamente acreditadas y aprobadas en los términos de la LFMN y demás disposiciones aplicables.  
Para el caso de CO 2 los límites s e establecen como concentraciones en volumen y base seca, en 
condiciones de referencia de 25 °C, 101 325 Pa (1 Atm) y 5 % de O 2. 
Para corregir las concentraciones medidas a la referencia de 5 % O 2, se utiliza la ecuación H. 4:  
 (H. 4)  
 
donde:  
CR = Concen tración calculada al valor de referencia del O2,  
CM = Concentración medida  
OM = Valor medido para el O2 (%),  
OR = Nivel de referencia para el O2 (5 %)*.  
Para valores medidos para el O 2 entre 15.1 % y 20.9 % se utilizará un valor de O M de 15 %.  
Tabla H1 - Método de medición para la verificación del cumplimiento.  
Método de prueba  Principio  
NMX -AA-035-1976, Determinación de CO2, CO y O2 en los gases de combustión, 
publicada en el DOF el 10 de junio de 1976.  
Método 10 USEPA: ver numeral 10.  
NOM -098-SEMARNAT -2002, Protección ambiental -Incineración de residuos, 
especificaciones de operación y límites de emisión de contaminantes.  
-Especificaciones y procedimientos de prueba  para sistemas de monitoreo continuo de 
emisiones (SMCE).   
Infrarrojo no 
dispersivo o  
celda electro -
química  
 
TRANSITORIOS  
Primero. El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana una vez que sea publicado en el Diario Oficial 
de la Federación como norma definitiva, entrará en vigor a los 180 días naturales contados a partir del día 
natural inme diato siguiente al día de su publicación en dicho órgano de difusión.  
Segundo.  En tanto no se cuente con Unidades de Verificación autorizadas, el Procedimiento para la 
Evaluación de la Conformidad establecido en el presente PROY -NOM podrá ser realizado por  una Unidad 
Acreditada de conformidad con los términos para acreditar a las unidades que certificarán las Centrales 
Eléctricas Limpias y que certificarán la medición de variables requeridas para determinar el porcentaje de 
energía libre de combustible, sie mpre y cuando informen a la Comisión sobre este hecho y tengan la 
aceptación de la misma. Lo anterior sin perjuicio de que, durante seis meses a partir de la entrada en vigor del 
presente PROY -NOM, efectúen los trámites correspondientes para ser considerad os como Unidades de 
Verificación.  
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