Lunes 15 de enero de 2018  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 -001-CRE/SCFI -2017, Sistemas de medición de energía eléctrica -Medidores  y 
transformadores de instrumento -Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la 
evaluación de la conformidad.  (Continúa en la Tercera Sección).  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Comis ión Reguladora de 
Energía.  
ACUERDO Núm. A/063/2017  
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL DIARIO 
OFICIAL DE LA FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -001-CRE/SCFI -2017, 
SISTEMAS DE MEDICIÓN DE E NERGÍA ELÉCTRICA -MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO -
ESPECIFICACIONES METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA 
CONFORMIDAD  
La Comisión Reguladora de Energía y la Secretaría de Economía, por conducto del Órgano de Gobi erno y 
de la Dirección General de Normas, respectivamente, con fundamento en los artículos 14, 16 y 28, párrafo 
octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III, 34, fracciones II, XIII y 
XXXIII, y 43 Ter de la Ley Orgán ica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo 
primero, 5, 17, párrafo primero, 22, fracciones I, II, III, XXIV, XXVI, inciso a), y XXVII, 41, fracción III, y 42 de la 
Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energé tica; 1, 2, 3, 12, fracciones XXXIX, XL, XLVII, 
LII y LIII, 18, 26, 33, 37, 46, 126, fracción V, 132, 133 y 134 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, 13, 16, 
fracciones VII y X, y 69 -H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 10, 38, frac ciones II, V, VI, VII y 
IX, 40, fracción IV, 41, 43, 47, fracción I y penúltimo párrafo, 52, 62, 68, 70 y 74 de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización; 15, 28, 30, 31, 33 y 80 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización; 1, 1 7 y 37 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, 
fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, y; 22, fracciones I, IV, IX, X y XXV 
del Reglamento Interior de la Secretaría de Economí a, y 
CONSIDERANDO  
PRIMERO. Que con motivo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la 
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial 
de la Federación (DOF) el 20 d e diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria 
Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), ambas 
publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión, abrogando la  Ley del Servicio Público de 
Energía Eléctrica y la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.  
SEGUNDO. Que, de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los 
Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Públ ica Federal 
(LOAPF), y  2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una 
Dependencia del Poder Ejecutivo Federal con autonomía técnica, operativa y de gestión, y con carácter de 
Órgano Re gulador Coordinado en Materia Energética.  
TERCERO. Que de acuerdo al artículo 41, fracción III de la LORCME, la Comisión tiene la atribución de 
regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los servicios 
públi cos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del 
servicio público y la comercialización de electricidad.  
CUARTO. Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 42 de la LORCME, la Comisión es un 
Órgano que tiene entre sus finalidades, la de fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la 
competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, así como propiciar una adecuada cobertura 
nacional y atender a la confiabilidad , estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.  
QUINTO. Que de conformidad con el artículo 22, fracciones II, X y XVI de la LORCME, corresponde a la 
Comisión: i) emitir los actos administrativos vinculados con las materias regu ladas; ii) supervisar y verificar las 
normas oficiales mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su 
competencia, y iii) participar con las dependencias competentes en la formulación de normas oficiales 
mexicanas relativa s o relacionadas con las actividades reguladas.  
SEXTO. Que de conformidad con el artículo 33 de la LIE, las interconexiones y conexiones que los 
Transportistas y los Distribuidores deberán realizar, se encuentran sujetas tanto al cumplimiento de las obras 
específicas determinadas por el Centro Nacional de Control de Energía, como al cumplimiento de las normas 
oficiales mexicanas y los demás estándares y especificaciones que le sean aplicables a dichas instalaciones.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
SÉPTIMO. Que conforme al artículo 40 de l a LIE, corresponde al Usuario Final realizar a su costa y bajo 
su responsabilidad, las obras e instalaciones destinadas al uso de la energía eléctrica, mismas que deberán 
satisfacer los requisitos técnicos y de seguridad que fijen las normas oficiales mexi canas, debiendo utilizar 
para tales fines productos, dispositivos, equipos, maquinaria, instrumentos o sistemas sujetos al cumplimiento 
de las normas oficiales mexicanas.  
OCTAVO. Que el artículo 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica señala  que los 
Transportistas y Distribuidores deberán usar e instalar únicamente instrumentos de medición que hayan 
obtenido una aprobación de modelo prototipo conforme a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización (LFMN) y la norma oficial  mexicana que corresponda.  
NOVENO. Que el 8 de septiembre de 2015, la Secretaría de Energía publicó en el DOF las Bases del 
Mercado Eléctrico, que establecen los principios de diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista.  
DÉCIMO. Que la Base 8 de las  Bases del Mercado Eléctrico señala que el modelo de la red física es 
procesado mediante mediciones de voltaje, flujos de potencia, entre otros, para calcular su estado eléctrico 
(voltajes complejos y distribución de flujos de potencia por la red), el cual  es insumo del resto de aplicaciones 
en líneas de flujos de potencia, análisis de contingencias y estabilidad de la red. Lo anterior, con el fin de que 
se utilicen para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la operac ión y 
control de tiempo real.  
UNDÉCIMO. Que el 8 de abril de 2016, la Comisión expidió las Disposiciones Administrativas de carácter 
general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y 
sustentabilidad del Sis tema Eléctrico Nacional: Código de Red (Código Red), el cual establece los 
requerimientos técnicos mínimos que los Integrantes de la Industria Eléctrica están obligados a cumplir con 
relación a las actividades de planeación y operación del SEN, así como la s reglas para la medición, el control, 
el acceso y uso de la infraestructura eléctrica.  
DUODÉCIMO. Que el Código de Red es de cumplimiento obligatorio para los integrantes de la industria 
eléctrica, y que incluye criterios de eficiencia, calidad, confiabil idad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, 
los cuales tienen como objetivo permitir e incentivar que el SEN se desarrolle, mantenga, opere, amplíe y 
modernice de manera coordinada con base en requerimientos técnicos -operativos, y de la manera más 
eficiente y económica, bajo los principios de acceso abierto y trato no indebidamente discriminatorio.  
DECIMOTERCERO. Que el Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la conexión de centros de 
carga y el Manual regulatorio de requerimientos técnicos p ara la interconexión de centrales eléctricas al 
sistema eléctrico nacional (ambos parte del Código de Red), establecen requerimientos técnicos de tensión, 
frecuencia, factor de potencia y calidad de la energía, tales como los requisitos de distorsión armón ica total y 
requerimientos de control de tensión y potencia activa entre otros.  
DECIMOCUARTO. Que en su capítulo 5, el Código de Red señala que la ubicación del punto de medición 
entre dos o más participantes deberá permitir el cálculo del balance de energ ía para las centrales eléctricas, la 
Red Nacional de Transmisión, las Redes Generales de Distribución y los Centros de Carga pertenecientes a 
un participante del mercado eléctrico mayorista, lo cual requiere de instrumentos de medición tales como 
medidores  y transformadores de instrumento (transformadores de potencial y transformadores de corriente) 
que permitan la correcta y adecuada medición de las magnitudes eléctricas y su asociación a productos del 
mercado eléctrico mayorista.  
DECIMOQUINTO. Que en aten ción a lo dispuesto por los artículos 34, fracción XIII, de la LOAPF, y 15, 17, 
39, fracción V, y 40, fracción IV, de la LFMN, corresponde a la Secretaría de Economía establecer y vigilar las 
normas de pesas y medidas necesarias para la actividad comercial ; así como expedir normas oficiales 
mexicanas cuya finalidad sea establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los 
instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y 
trazabilidad.  
DECIMOSEXTO. Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 38, fracciones II y V, de la LFMN, 
corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus 
atribuciones, según su competencia, y verificar que lo s procesos, instalaciones o actividades cumplan con 
dichas normas.  
DECIMOSÉPTIMO. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales 
mexicanas, las dependencias cuyo ámbito de competencia sea concurrente deberán coordinars e para 
elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexicana por sector o materia; asimismo, el artículo 31 
del Reglamento de la LFMN indica cómo se coordinarán las dependencias para la elaboración, expedición y 
publicación conjunta de esas normas of iciales mexicanas.  
DECIMOCTAVO. Que, de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes 
establecerán, tratándose de normas oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la 
conformidad, cuando para fines oficiales req uieran comprobar el cumplimiento con las mismas; asimismo, 
dichos procedimientos se publicarán para consulta pública en el DOF antes de su publicación definitiva, salvo 
que los mismos estén contenidos en la norma oficial mexicana correspondiente.  
DECIMONOV ENO. Que el 13 de marzo de 2017, la Comisión publicó en el DOF la Norma Oficial 
Mexicana de Emergencia NOM -EM-007-CRE -2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. 
Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de ins trumento  (NOM -Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
EM-007-CRE -2017), con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de marzo de 2017, fecha de su 
entrada en vigor.  
VIGÉSIMO. Que la vigencia de seis meses de la NOM -EM-007-CRE -2017 inició al día siguiente de su 
publicación en el DOF y concluyó el 14 de septiembre de 2017.  
VIGÉSIMO PRIMERO. Que el 26 de septiembre de 2017 se publicó en el DOF el Acuerdo por el que la 
Comisión emite el aviso de prorroga y expide por segunda vez consecutiva la NOM -EM-007-CRE -2017, con 
una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de septiembre de 2017.  
VIGÉSIMO SEGUNDO. Que el Artículo 1 del Acuerdo por el que se definen los efectos de los Dictámenes 
que emite la Comisión Federal de Mejora Regulatoria respecto de las normas oficiales mexicanas y su 
respectiva Manifestación de Impacto Regulatorio, establece que no será necesario que las dependencias 
acrediten ante la Secretaría de Gobernación contar con alguna de las resoluciones emitidas por la Comisión 
Federal de Mejora Regulatoria previstas por dicho  artículo, para efecto de la publicación en el DOF de los 
proyectos de normas oficiales mexicanas.  
VIGÉSIMO TERCERO. Que de acuerdo a lo dispuesto por el 47, fracción I de la LFMN, la Manifestación 
de Impacto Regulatorio del Proyecto de Norma Oficial Mexic ana, Sistemas de medición de energía eléctrica -
Medidores y transformadores de instrumento -Especificaciones, métodos de prueba y procedimiento para la 
evaluación de la conformidad, (el Proyecto), estará a disposición del público para su consulta en los plaz os 
establecidos.  
VIGÉSIMO CUARTO. Que el 30 de noviembre de 2017, el Comité Consultivo Nacional de Normalización 
Eléctrico (Comité) aprobó el PROY -NOM -001-CRE/SCFI -2017, para ser publicado en el DOF a efecto de que 
dentro de los siguientes 60 días naturale s 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 Federal sobre Metrología y Normalización.  
VIGÉSIMO QUINTO. Que el p resente Proyecto contiene las especificaciones y métodos de prueba para 
medidores multifunción y transformadores de instrumento, continuará estableciendo las definiciones, 
características, especificaciones técnicas y métodos de prueba necesarias para estab lecer reglas claras, 
efectivas y eficientes de operación confiable del SEN, además de los elementos técnicos de cumplimiento de 
los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista para efectos de liquidación o facturación.  
Que, en razón de lo anterior, esta Comisión Reguladora de Energía  
ACUERDA  
PRIMERO. Se ordena la publicación en el DOF del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -001-
CRE/SCFI -2017, Sistemas de medición de energía eléctrica -Medidores y transformadores de instrumento -
Especificaciones metr ológicas, métodos de prueba 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 Eléctri co. El Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana referido se anexa al presente acuerdo.  
SEGUNDO. Con fundamento en el artículo 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización, los interesados deberán entregar sus comentarios al Proyecto al Co mité Consultivo Nacional 
de Normalización Eléctrico de esta Comisión, en sus oficinas ubicadas en Boulevard Adolfo López Mateos 
172, Colonia Merced Gómez, Benito Juárez, Código postal 03930, Ciudad de México, o a los correos 
electrónicos jvidal@cre.gob.mx y mgarcia@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/063/2017,  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, último párrafo, del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.  
Ciudad de México, a 7 de diciembre de 2017. - El Presidente,  Guillermo I gnacio García Alcocer .- 
Rúbrica. - Los Comisionados: Marcelino Madrigal Martínez , Neus Peniche Sala , Luis Guillermo Pineda 
Bernal, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez , Jesús Serrano Landeros , Guillermo Zúñiga Martínez .- 
Rúbricas . 
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEX ICANA, PROY -NOM -001-CRE/SCFI -2017, SISTEMAS DE 
MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA -MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO -
ESPECIFICACIONES METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA Y PROCEDIMIENTO PARA LA 
EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
PREFACIO  
Este Proyecto de Norma Of icial Mexicana, PROY -NOM -001-CRE/SCFI -2017, Sistemas de medición de 
energía eléctrica -Medidores y transformadores de instrumento -Especificaciones metrológicas, métodos de 
prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, fue aprobado por el Comi té Consultivo Nacional 
de Normalización Eléctrico de la Comisión Reguladora de Energía y por la Secretaría de Economía a través 
de la Dirección General de Normas; en su elaboración participaron las instituciones siguientes:  
- Abb México;       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
- Arteche Acp;  
- Asociación de Normalización y Certificación A. C.;  
- Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas;  
- Centro Nacional de Control de Energía;  
- Centro Nacional de Metrología;  
- Comisión Federal de Electricidad -Distribución;  
- Comisión Federal de Electricidad -Transmisión;  
- Comisión Reguladora de Energía;  
- Electrometer de las Americas;  
- Honeywell Smart Energy;  
- Iusa;  
- Laboratorio de Pruebas Equipos y Materiales;  
- Mabrex;  
- Protecsa Ingeniería;  
- Schneider Electric México;  
- Schweitzer Engineering Laboratorie s; 
- Secretaría de Economía -Dirección General de Normas;  
- Siemens;  
- Tecnologías Eos.  
INDICE  
TÍTULO PRIMERO  
Introducción  Capítulo 0  
Objetivo y campo de aplicación  Capítulo 1  
Referencias normativas  Capítulo 2  
Términos y definiciones  Capítulo 3  
Término s abreviados  Capítulo 4  
Especificaciones  Capítulo 5  
  
TÍTULO SEGUNDO  
Requisitos generales para medidores de energía eléctrica  
Selección de los medidores según su uso destinado  Capítulo 6  
Requisitos metrológicos para los medidores  Capítulo 7  
  
 
TÍTU LO TERCERO  
Requisitos particulares para medidores de energía eléctrica  
Requisitos para medidores de parámetros de calidad de la potencia  Capítulo 8  
  
TÍTULO CUARTO  
Transformadores de medida  
Especificaciones para los transformadores de medida  Capítulo 9  
  
TÍTULO QUINTO  
Aprobación de modelo prototipo  
Requisitos universales para los medidores  Capítulo 10  
Requisitos para medidores de energía activa y reactiva  Capítulo 11  
Requisitos para medidores de parámetros para calidad de la potencia  Capítulo 12  
Cálculo de la incertidumbre de medición, operativa y del sistema  Capítulo 13  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Controles metrológicos y pruebas de desempeño para transformadores  Capítulo 14  
  
TÍTULO SEXTO  
Procedimiento para evaluación de la conformidad  
 
TÍTULO SÉ PTIMO  
Vigilancia  
 
TÍTULO OCTAVO  
Bibliografía  
 
TÍTULO NOVENO  
Concordancia con normas internacionales  
 
TÍTULO DÉ CIMO  
Apéndices normativos  
 
APÉNDICE A  
Requisitos adicionales para transformadores de corriente  
 
APÉNDICE B  
Homogeneidad de la producción  
 
APÉNDICE C  
Homogene idad de la producción.  
APÉNDICE D  
Parámetros para el protocolo DNP3  
 
APÉNDICE E  
Informe del sistema de gestión del proceso de producción.  
APÉNDICE F  
Acta circunstanciada  
TRANSITORIOS  
0. Introducción  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -001-CRE/SCFI -2017 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 -001-CRE/SCFI -2017, se divide en los siguientes títulos:  
TÍTULO PRIMERO.  Disposiciones generales;  
TÍTULO SEGUNDO.  Requisitos generales para medidores de energía eléctrica;  
TÍTULO TERCERO.  Requisitos particulares para medidores de energía  eléctrica;  
TÍTULO CUARTO.  Transformadores de medida;  
TÍTULO QUINTO.  Aprobación de modelo o prototipo;  
TÍTULO SEXTO.  Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad;  
TÍTULO SÉPTIMO.  Vigilancia;  
TÍTULO OCTAVO.  Bibliografía;  
TÍTULO NOVENO.  Concordancia co n Normas Internacionales;  
TÍTULO DÉCIMO.  Apéndices normativos.  
TÍTULO PRIMERO       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
DISPOSICIONES GENERALES  
1. Objetivo y campo de aplicación  
1.1 Objetivo  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, establece las especificaciones metrológicas, métodos de 
prueba y  procedimiento para la evaluación de la conformidad que deben cumplir los medidores y 
transformadores de medida que se emplean en el Mercado Eléctrico Mayorista y Suministro Básico.  
1.2 Campo de aplicación  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexican a es aplicable a los medidores y transformadores de 
medida que se emplean en procesos con fines de liquidación y facturación, así como para la medición de 
magnitudes instantáneas y calidad de la potencia, que intervienen en:  
a) La determinación de costos d e energía eléctrica (precio marginal local);  
b) El mercado de potencia (servicios conexos);  
c) La disponibilidad de demanda controlable;  
d) El modelo físico de la red; y/o  
e) La evaluación del cumplimiento de obligaciones y Reglas del Mercado.  
1.3 Exclusio nes 
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, establece los requisitos mínimos para regular las 
características metrológicas de los medidores de energía eléctrica y transformadores de instrumento, así 
como las funciones básicas que impacta en las med iciones según su aplicación; no considera otras 
especificaciones o características funcionales particulares, tales como diseño, tecnologías, algoritmos,  entre 
otras.  
Por lo anterior, para la correcta utilización y desempeño de los medidores y transformado res de 
instrumento, adicional al cumplimiento con este Proyecto, deben observarse otras regulaciones técnicas 
aplicables autorizadas por la autoridad competente.  
2. Referencias normativas  
Para los fines de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es indisp ensable aplicar las Normas Oficiales 
Mexicanas, Normas Mexicanas y Normas Internacionales que se indican a continuación, o las que las 
sustituyan:  
NOM -001-SEDE -2012  Instalaciones eléctricas (utilización), publicada en el Diario Oficial 
de la Federación el 29 de noviembre de 2012.  
NMX -Z-12/1-1987  Muestreo para la inspección por atributos -Parte 1: Información 
general y aplicaciones, declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 28 de octubre de 1987.  
NMX -J-098-ANCE -2014  Sistemas eléctricos -Tensiones eléctricas normalizadas (Cancela a 
la NMX -J-098-ANCE -1999), declaratoria de vigencia publicada en 
el Diario Oficial de la Federación el 16 de junio de 2015.  
NMX -J-109-ANCE -2010  Transformadores de corriente -Especificaciones y métodos de  
prueba (Cancela a la NMX -J-109-1977), declaratoria de vigencia 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el  11 de mayo de 
2010.  
NMX -J-529-ANCE -2012  Grados de protección propor cionados por los envolventes (Có digo 
IP), (Cancela a la NMX -J-529-ANCE -2006), declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 22 de 
marzo de 2013.  
NMX -J-550/4 -15-ANCE -2005  Compat ibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -15: Técnicas de 
prueba y medición -Medidor de parpadeo -Especificaciones de 
funcionami ento y diseño, declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el  13 de diciembre de 2005 . 
NMX -J-562/1 -ANCE -2013  Guía para la selección y dimensionamiento de aisladores para alta 
tensión para utilizarse en condiciones de contamina ción-Parte 1: 
Definiciones, información y principios generales (Cancela a la 
NMX -J-562/1 -ANCE -2005), declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2014.  
NMX -J-579/4 -6-ANCE -2006  Técnicas de prueba y medición -Parte  4-6: Pruebas de inmunidad 
de equipo eléctrico y electrónico a las radio perturbaciones Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
conducidas e inducidas, declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 4 de enero de 2007.  
NMX -J-579/4 -8-ANCE -2006  Técnicas de prueba y med ición-Parte 4 -8: Pruebas de inmunidad a 
los campos magnéticos de frecuencia de alimentación, declaratoria 
de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 4 de 
enero de 2007.  
NMX -J-600-ANCE -2010  Requisitos de seguridad para equipos eléctricos  de medición, 
control y uso en laboratorios -Parte 1: Requisitos generales, 
declaratoria de vigencia publicada en el DOF el 11 de mayo de 
2010.  
NMX -J-607-ANCE -2008  Aparatos electrodomésticos y similares -Seguridad -Pruebas 
mecánicas y ambientales, declaratori a de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 8 de diciembre de 2008.  
NMX -J-610/4 -1-ANCE -2009  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -1: Técnicas de 
prueba y medición -Guía para la selección de pruebas de inmunidad 
radiada y conduci da de la serie de normas NMX -J-610/4 -ANCE, 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 3 de julio de 2009.  
NMX -J-610/4 -2-ANCE -2012  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -2: Técnicas de 
prueba y medición -Pruebas de inm unidad a descargas 
electrostáticas. (Cancela a la NMX -J-550/4 -2-ANCE -2005), 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 21 de junio de 2012.  
NMX -J-610/4 -3-ANCE -2015  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -3: Técnicas d e 
prueba y medición -pruebas de inmunidad a campos 
electromagnéticos radiados por señales de radiofrecuencia 
(Cancela a la NMX -J-550/4 -3-ANCE -2008), declaratoria de vigencia 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de mayo  de 
2016.  
NMX -J-610/4 -4-ANCE -2013  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -4: Técnicas de 
prueba y medición -Pruebas de inmunidad a ráfagas de impulsos 
eléctricos rápidos (Cancela a la NMX -J-550/4 -4-ANCE -2005), 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 15 de mayo de 2014.  
NMX -J-610/4 -7-ANCE -2013  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -7: Técnicas de 
prueba y medición -Guía general de instrumentación y medición 
para armónicas e interarmónicas, en sistemas de suministro de 
energía eléctri ca y equipo que se conecta a éstos (Cancela a la 
NMX -J-550/4 -7-ANCE -2005), declaratoria de vigencia publicada en 
el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2014.  
NMX -J-610/4 -12-ANCE -2013  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 4 -12: Técnicas d e 
prueba y medición -Pruebas de inmunidad a ondas oscilatorias 
(Cancela a la NMX -J-550/4 -12-ANCE -2006), declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de 
mayo de 2014.  
NMX -J-610-4-30-ANCE -2014  Compat ibilidad Electromagnética (EMC) -Parte 4 -30: Técnicas de 
prueba y medición -Métodos de medición y estudio de calidad de la 
energía eléctrica (Cancela a la NMX -J-610/4 -30-ANCE -2011), 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 24 de noviembre de 2014.  
NMX-J-610/6 -2-ANCE -2008  Compatibilidad electromagnética (EMC) -Parte 6 -2: Normas 
genéricas -Requisitos de inmunidad de aparatos eléctricos en 
ambientes industriales, declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 8 de diciembre de  2008.  
NMX -J-615/1 -ANCE -2009  Transformadores de medida -Parte 1: requisitos generales, 
declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 2 de febrero de 2010.  
NMX -J-615/3 -ANCE -2013  Transformadores de medida -Parte 3: Requisitos adic ionales para 
transformadores de potencial inductivo, declaratoria de vigencia      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo  de 
2014.  
NMX -J-615/5 -ANCE -2014  Transformadores de medida -Parte 5: Requisitos adicionales para 
transformadores de pot encial capacitivo, declaratoria de vigencia 
publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre 
de 2014.  
NMX -J-627-ANCE -2009  Envolventes -Grados de protección proporcionados por los 
envolventes de equipos eléctricos en contra de impactos 
mecá nicos (Código IK), declaratoria de vigencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 6 de noviembre de 2009.  
NMX -J-648/2 -27-ANCE -2012  Pruebas ambientales en productos eléctricos -Parte 2 -27:  Pruebas -
Prueba EA y guía: Choque, declaratoria de vigen cia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 15 de abril  de 2013.  
NMX -J-648/2 -30-ANCE -2012  Pruebas ambientales en productos eléctricos -Parte 2 -30: Pruebas -
Prueba DB: Calor húmedo, ciclo (Ciclo de 12 h + 12 h), declaratoria 
de vigencia publicada e n el Diario Oficial de la Federación el 15 de 
abril de 2013.  
NMX -J-648/2 -47-ANCE -2012  Pruebas ambientales en productos eléctricos -Parte 2 -47: Pruebas -
Montaje de especímenes para pruebas de vibración, de impacto y 
otras pruebas dinámicas, declaratoria de vi gencia publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013.  
NMX -J-648/2 -78-ANCE -2012  Pruebas ambientales en productos eléctricos -Parte 2 -78: Pruebas -
Prueba CAB: Calor húmedo, estado de equilibrio, declaratoria de 
vigencia publicada en el  Diario Oficial de la Federación el 15 de 
abril de 2013.  
NMX -J-648/3 -1-ANCE -2012  Pruebas ambientales en productos eléctricos -Parte 3 -1: 
Información básica -Pruebas de frío y de calor seco, declaratoria de 
vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federa ción el 20 de 
mayo de 2014.  
IEC 61850 -6:2009  Communication networks and systems for power utility automation -
Part 6: Configuration description language for communication in 
electrical substations related to IEDs.  
IEC 61850 -7-1:2011  Communication networks and systems for power utility automation -
Part 7 -1: Basic communication structure -Principles and models.  
IEC 61850 -7-2:2010  Communication networks and systems for power utility automation -
Part 7 -2: Basic information and communication structure -Abstract 
comm unication service interface (ACSI).  
IEC 61850 -7-3:2010  Communication networks and systems for power utility automation -
Part 7 -3: Basic communication structure -Common data clases.  
IEC 61850 -7-4:2010  Communication networks and systems for power utility auto mation -
Part 7 -4: Basic communication structure -Compatible logical node 
classes and data object clases.  
IEC 61850 -8-1:2011  Communication networks and systems for power utility automation -
Part 8 -1: Specific communication service mapping (SCSM) -
Mappings to MM S (ISO 9506 -1 and ISO 9506 -2) and to ISO/IEC 
8802 -3. 
IEC 62054 -21: 2004+AMD1:2017  Electricity metering (AC) -Tariff and load control -Part 21: Particular 
requirements for time switches.  
IEC 61010 -2-030:2017  Safety requirements for electrical equipment for me asurement, 
control, and laboratory use -Part 2 -030: Particular requirements for 
equipment having testing or measuring circuits.  
IEC 61869 -9:2016  Instrument transformers -Part 9: Digital interface for instrument 
transformers.  
3. Términos y definiciones  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Para l os propósitos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se aplican los términos y definiciones 
establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica, en el Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, en las 
Bases del Mercado, y las siguientes:  
3.1 autenti cidad:  resultado del proceso de autenticación.  
3.2 autenticación:  comprobación de la identidad declarada o presunta de un usuario o sujeto.  
3.3 bidireccional:  cualidad de un instrumento que tiene capacidad de medir el flujo de energía, en un 
punto determin ado y en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada.  
3.4 broadcast:  forma de transmisión de información donde un nodo emisor envía información a una 
multitud de nodos receptores de manera simultánea, sin necesidad de reproducir la misma transmisión nodo 
por nodo.  
3.5 calidad de la potencia o calidad de la energía:  características de la electricidad en un punto 
específico en un sistema eléctrico y evaluado en relación a un conjunto de parámetros técnicos de referencia. 
Estos parámetr os se relacionan, en algunos casos, con la compatibilidad entre las características de la 
electricidad en un punto de entrega -recepción de la red y los generadores o cargas conectadas a ésta.  
3.6 cambios rápidos de tensión:  transición rápida en tensión efi caz (tensión raíz cuadrática media) que 
ocurre entre dos condiciones de estado estable y durante las cuales la tensión raíz cuadrática media no 
excede los puntos de disparo de abatimiento o incremento.  
3.7 características particulares:  son aquellas funcion es adicionales de los medidores que el Cenace 
podrá solicitar a los participantes del mercado. Estos requerimientos deben realizarse por escrito y ser 
notificados al usuario solicitante del medidor y forman parte de la infraestructura requerida para la 
interconexión de la central eléctrica o la conexión del centro de carga, según corresponda.  
3.8 carga:  es la potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo instante por una instalación eléctrica o 
por un elemento específico de cualquier instalación.  
3.9 c lase de exactitud : el dato que indica, en los medidores, los límites del porcentaje de error permisible 
a la lectura, para todos los valores descritos en las gráficas de las “figuras x y x” de esta norma oficial 
mexicana, cuando el medidor se prueba bajo c ondiciones de referencia  
3.10 clase a:  método de medición de parámetros cuando son necesarias mediciones exactas para 
aplicaciones contractuales, comprobación de conformidad con normas, resolución de disputas y/o similares.  
3.11 clase s : método de medición  de parámetros para aplicaciones estadísticas, posiblemente, con un 
subconjunto limitado de parámetros. Esta clase utiliza intervalos de medición equivalentes a los de la clase a, 
los requisitos de procesamiento de la clase s son menores.  
3.12 compensación  de pérdidas : función que adiciona o resta, en las integraciones de energía del 
medidor, un valor de pérdidas en transformadores de potencia y pérdidas de conducción en las líneas de 
transmisión. Este valor se establece en un modelo desarrollado para cada aplicación.  
3.13 compensación de pérdidas en transformadores de instrumento : es la aplicación primaria de la 
corrección en transformadores de instrumento. Se da cuando se aplican los factores de corrección para 
errores de relación y de ángulo de fase de lo s transformadores de instrumento. Esta corrección reduce o 
elimina la necesidad de reemplazar los transformadores de instrumento, en instalaciones donde se requiera 
mejorar la exactitud, conforme al apéndice b.  
3.14 contratista:  persona que tiene celebrado  un contrato con la Secretaría de Energía , el transportista o 
el distribuidor, para llevar a cabo el financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación, ampliación, 
modernización, vigilancia y conservación de la infraestructura necesaria para l a transmisión o distribución de 
energía eléctrica.  
3.15 corriente de arranque (i st): es el valor mínimo de corriente en el cual el medidor debe empezar a 
integrar pulsos en la memoria masiva o energía en kilowatt hora en pantalla.  
3.16 corriente máxima (i max): es el valor máximo de corriente marcada en la placa de datos que admite el 
medidor en régimen permanente. Debe satisfacer los requerimientos de exactitud establecidos en esta norma 
oficial mexicana. Este valor es normalmente igual a la corriente de cl ase. 
3.17 corriente mínima (i min): es el valor mínimo de corriente que admite el medidor en régimen 
permanente y que debe satisfacer los requerimientos de exactitud establecidos en esta norma oficial 
mexicana.  
3.18 corriente nominal (i nom): es la corriente  existente en condiciones normales de operación del equipo 
de medición y corresponde con la corriente marcada en la placa de datos por el fabricante .      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
3.19 demanda:  valor del promedio móvil de la potencia activa evaluado en intervalos de 15 minutos 
mediante  series de tres registros cincominutales. Se refiere a la potencia que se necesita aplicar en el punto 
de entrega, medido en kilowatt (kw).  
3.20 decremento repentino de tensión:  es la disminución entre el 10% y 90%, de la tensión nominal a la 
frecuencia de l sistema, con intervalos de duración de desde 0.5 ciclos y hasta 3 600 ciclos en un sistema de 
60 hz.  
3.21 energía:  cantidad de flujo energético, expresada en kilowatt hora (kwh).  
3.22 error máximo permisible : valor extremo del error de medición con respe cto al valor conocido de la 
magnitud de referencia, permitido por especificaciones o regulaciones para una medición, instrumento o 
sistema de medición.  
3.23 estampa de tiempo:  registro de la fecha y hora de acuerdo al huso horario (con referencia al tiempo  
universal coordinado utc, por sus siglas en inglés) en que se ubica el medidor. La estampa de tiempo proviene 
del reloj interno del medidor.  
3.24 ethernet:  estándar de redes de área local para computadoras.  
3.25 evento:  es un dato que se genera al cumplir  una condición preestablecida y que cuenta con una 
estampa de tiempo.  
3.26 firmware:  programa  informático  que establece  la lógica  de más bajo nivel que controla  los circuitos  
electrónicos  de un dispositivo  de cualquier  tipo. 
3.27 fluctuación  de tensión:  oscilaciones  en el nivel de tensión,  debidas  a la conexión  de cargas  cíclicas  
o por oscilaciones  subarmónicas.  
3.28 hardware:  conjunto  de elementos  físicos  de una computadora.  
3.29 incremento  repentino  de tensión:  incremento  entre  el 110%  y 180%,  de la tensi ón nominal  a la 
frecuencia  del sistema,  con intervalo  de duración  desde  0.5 ciclos,  hasta  3 600 ciclos,  en una frecuencia  de 60 
Hz. 
3.30 integrado  de consumo:  es el valor  de la integral  de la variable,  medida  con respecto  al tiempo,  para 
un intervalo  de tiempo  cualquiera.  
3.31 integridad  de los datos:  garantía  de que los programas,  datos  y parámetros  no han sido 
modificados  o alterados  sin autorización  durante  su uso, transferencia,  almacenamiento,  reparación  o 
mantenimiento.  
3.32 interoperabilidad:  capacid ad de dos o más elementos  técnicos,  sistemas,  dispositivos,  redes,  
aplicaciones  o componentes  para trabajar  juntos,  comunicarse  o intercambiar  información  y datos  entre  sí, con 
objetivos  comunes,  garantizando  el significado  preciso  de la información  comuni cada,  para que ésta pueda  
ser utilizada.  
3.33 IRIG -270: (Inter -Range  Instrumentation  Group  – Format  B, por sus palabras  en inglés),  es un formato  
estándar  para hacer  referencia  al tiempo  que utiliza  una señal  portadora  de 1 kHz; este formato  codifica  100 
pulsos  por segundo  (resolución  de 1 ms para señal  modulada  y 10 ms para señal  demodulada).  
3.34 laboratorio  de calibración  acreditado  y aprobado:  laboratorio  de calibración  reconocido  por una 
entidad  de acreditación  para la evaluación  de la conformidad  y aprobado  por la dependencia  correspondiente.  
3.35 lenguaje  xml (extensible  markup  language,  por sus palabras  en inglés):  lenguaje  de 
programación  para el intercambio  de información  entre  el medidor  y los sistemas  de facturación.  
3.36 liquidación:  cálculo  de pagos  y cobros  para definir  en cantidad  líquida  las operaciones  realizadas  en 
el mercado  eléctrico.  
3.37 medidor:  instrumento  que mide  y registra  la integral  de la potencia  eléctrica  con respecto  al tiempo  
del circuito  eléctrico  al cual está conectado.  
3.38 medidor  autoalimentado:  medidor  que toma  la alimentación  auxiliar  directamente  del circuito  de 
medición  de tensión.  
3.39 medidor  autocontenido:  medidor  en el que las terminales  están  arregladas  para conectarse  
directamente  al circuito  que está siendo  medido sin el uso de transformadores  de instrumento  externos,  para 
aplicaciones  que no requieren  el uso de transformadores  de instrumento  externo.  
3.40 medidor  no autoalimentado:  medidor  que toma  la alimentación  auxiliar  de una fuente  alterna  ajena  
al circuit o de medición  de tensión.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
3.41 medidor  tipo enchufe  (socket,  por su palabra  en idioma  inglés):  medidor  que cuenta  con 
terminales,  tipo bayoneta,  dispuestas  en su parte  posterior  para insertarse  en las mordazas  de una base  tipo 
enchufe.  
3.42 medidor  tipo tablero:  medidor  que tiene  sus dispositivos  de conexión  en su parte  posterior  sin 
requerir  accesorios  adicionales  para su conexión.  El montaje  es de tipo embutido  en el tablero.  
3.43 memoria  circular:  espacio  de memoria  para almacenamiento  de datos  secuencia les en que el dato 
nuevo  reemplaza  al más antiguo.  
3.44 multimedición:  capacidad  de medir  dos o más parámetros  eléctricos  en forma  integrada,  instantánea  
o totalizada.  
3.45 operación  en modo  de prueba:  modo  de operación  para calibración  en el que se verifi ca la 
respuesta  del medidor  sin alterar  los valores  integrados  hasta  el momento  de cambio  a otro modo.  
3.46 perfil  de carga:  son los valores  de demanda  correspondientes  a todos  los intervalos  consecutivos  del 
lapso  especificado,  para un periodo  determinado . 
3.47 protocolo  DNP3  (distribuited  network  protocol,  por sus palabras  en inglés):  protocolo  utilizado  
en las comunicaciones  entre  estaciones  maestras,  unidades  remotas  (utr) y otros  dispositivos  electrónicos  
inteligentes  (dei),  que son componentes  de un sistema  scada.  
3.48 protocolo  propietario:  protocolo  del diseño  particular  del equipo  que utiliza  de forma  exclusiva  las 
aplicaciones  de explotación,  configuración  y diagnóstico  del medidor  del propio  fabricante.  
3.49 puerto  de comunicación:  interfaz  del equipo con otros  aparatos  o con el operador,  para tener  
intercomunicación  directa  o remota.  
3.50 punto  de entrega  - recepción:  lugar  específico  de la red en donde  se mide  y registra  la energía  
entregada  o recibida  por cada  una de las partes.  
3.51 registro:  localidad  de memoria  en la que se almacena  un dato.  
3.52 registro  de valores  de medición:  es el registro  de parámetros  eléctricos  almacenados  en intervalos  
de tiempo,  en la memoria  del medidor.  
3.53 reloj  interno:  base  de tiempo  del medidor.  
3.54 salidas  adicionales:  duplicidad  de parámetros  integrados  o de señales  de tiempo,  a través  de 
contactos  de relevador  de estado  sólido  o de relevador  de mercurio;  los cuales  cambian  de estado  a una 
frecuencia  proporcional  a la variable  correspondiente.  Para  la salida  de fin de intervalo,  se proporciona  un 
cierre  de contactos  con duración  desde  0.3 segundos  hasta  30 segundos,  a cada  subintervalo  de demanda.  
3.55 sellado:  medios  para impedir  la modificación  no autorizada  del instrumento  o sistema  de medición.  
Consisten  de elementos  adicionales,  software  o una combinación  de ambos.  
3.56 sistema  de medición:  los elementos  de un sistema  de medición  de energía  eléctrica  son i) medidor  
de energía  eléctrica,  ii) transformadores  de instrumento  (tp, tc, tim, ecm,  conforme  al nume ral 4, símbolos  y 
abreviaturas),  iii) sincronía  de tiempo,  iv) instalaciones  inherentes  al sistema  de medición,  y v) 
interoperabilidad  de los sistemas  de comunicación  con los instrumentos  de medición.  
3.57 sistema  de sincronía  de tiempo:  funcionalidad  del medidor  para sincronizarse  con la referencia  de 
tiempo  que rige las liquidaciones  del mercado.  
3.58 SNTP  (simple  network  time protocol,  por sus palabras  en inglés):  protocolo  simple  de tiempo  de 
red. Protocolo  de internet  utilizado  para sincronizar  los relojes de sistemas  informáticos  a través  de ruteo  de 
paquetes  de redes  con latencia  variable.  El sntp es una adaptación  del ntp (network  time protocol,  por sus 
palabras  en inglés)  y se utiliza  en dispositivos  que no requieren  de gran precisión.  
3.59 socket:  enchufe.  
3.60 software:  término  genérico  que comprende  código  de programa,  datos  y parámetros.  
3.61 software  propietario:  aplicaciones  de software  cuyo  diseño  está orientado  a la explotación  de 
hardware  y el firmware  del medidor.  Generalmente  este software  es producido  por el mismo  fabricante  del 
medidor.  
3.62 tarifa  horaria:  tarifa  empleada  para facturación  de consumos  y demandas,  aplicando  diferentes  
cargos,  en distintos  horarios  de utilización.  
3.63 tensión:  valor  de la tensión  eléctrica  suministrada  al medidor.  
3.64 transformadores  de medida:  se refiere  a los transformadores  de potencial  o de tensión  y a los 
transformadores  de corriente.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
NOTA  - El término  "tensión"  en esta norma  oficial  mexicana  indica  el valor  cuadrático  medio  (RCM)  a 
menos  que se espec ifique  lo contrario.  
3.65 tensión  nominal  (Unom): es el valor  de tensión  especificado  por el fabricante  para el funcionamiento  
normal  del medidor.  
NOTA  - los medidores  diseñados  para funcionar  en una gama  de valores  de tensión,  pueden  tener  
más de un valor  de tensión  nominal.  
3.66 terminal  portátil:  unidad  para el acceso  y extracción  de datos  y programación  de medidores  que es 
sencilla  de trasladar  y que, por lo tanto,  se lo puede  calificar  como  móvil.  
3.67 tiempo  de grabación:  es la capacidad  mínima  que debe tener  la memoria  interna  del equipo  de 
medición,  para grabar  el perfil  de carga.  
3.68 valor  integrado  de demanda:  es el valor  promedio  de la variable  medida  en un intervalo  definido  de 
tiempo.  
3.69 valor  integrado  de demanda  máxima:  es el valor  máximo  de demanda  que se presenta  en un 
periodo  determinado  (normalmente  un mes)  considerando  valores  de la demanda  con intervalos  del mismo  
tamaño.  
3.70 valor  integrado  de demanda  promedio  móvil  o rolada:  es el valor  más alto seleccionado  de una 
serie  de promedio s, obtenidos  a su vez, de valores  intercambiados  de demanda  (promedio  móvil  o rolado);  
bajo el criterio  de obtener  el promedio  aritmético  de "n" subintervalos  de tiempo  consecutivos,  de manera  que 
al dividir  el tiempo  total entre  "n", el resultado  sea un número  entero.  
3.71 visualización  de valores  instantáneos:  despliegue  del promedio  del valor  eficaz  de la variable  
medida,  obtenido  para un intervalo  de 1 segundo  o menor.  
3.72 visualización  en pantalla  - modo  alterno:  modo  de visualización  en pantalla  para desplegado  
cíclico  de variables  preseleccionadas  para verificación  funcional,  de puesta  en servicio,  revisión  y 
mantenimiento.  
3.73 visualización  en pantalla  - modo  normal:  modo  de visualización  en pantalla  para desplegado  
cíclico  de variables  preseleccio nadas  para uso continuo.  
3.74 error  significativo:  error  que excede  el valor  del error  límite  aplicable.  
Nota : también  se consideran  las siguientes  fallas  significativas : un cambio  mayor  que el valor  de 
cambio  crítico  que ha ocurrido  en los registros  de medición  debido  a perturbaciones;  la funcionalidad  
del medidor  se ha deteriorado.  
3.75 verificación  de instalaciones:  instalación  que se incorpora  en un instrumento  de medición  y que 
permite  detectar  y actuar  fallos  significativos.  
NOTA  - "actuar"  se refiere  a cualquier  respuesta  adecuada  por el instrumento  de medicación  (señal  
luminosa,  señal  acústica,  prevención  del proceso  de medición,  etc.).  
4. Términos abreviados  
% Representa una cantidad dada como una fracción en 100 partes iguales.  
%ER CA Error relativo  carga alta.  
%ER CB Error relativo carga baja.  
%ER CI Error relativo carga inductiva.  
%ER kVA Error relativo de kVA expresado en porcentaje.  
%ER kvar Error relativo de kvar expresado en porcentaje.  
%ER kW Error relativo de kW expresado en porcentaje.  
%ER prom  Error relativo promedio.  
%ER RTC Error relativo de la relación de transformación de corriente.  
%ER RTP Error relativo de la relación de transformación de potencial.  
%ER varh Error relativo varh C1.  
%ER varh Error relativo varh C3.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
%RR CA Registro relativo carga a lta. 
%RR CB Registro relativo carga baja.  
%RR CI Registro relativo carga inductiva.  
%RR kVA Registro relativo de kVA expresado en porcentaje.  
%RR kvar Registro relativo de kvar expresado en porcentaje.  
%RR kW Registro relativo de kW expresado en porcentaje.  
%RR RTC Registro relativo de la relación de transformación de corriente.  
%RR RTP Registro relativo de la relación de transformación de potencial.  
%RR varh Registro relativo varh C1.  
%RR varh Registro relativo varh C3.  
°C Grados Celsius (también conocidos como gra dos centígrados).  
A Ampere.  
A/D Analógico -Digital.  
ABC Secuencia de fases positiva (A -B-C) en un sistema trifásico.  
ACB Secuencia de fases negativa (A -C-B) en un sistema trifásico.  
AD Análisis de la documentación y validación del diseño.  
AM Amplitud modula da. 
Ángulo de prueba  Ángulo de desfasamiento entre la tensión y corriente de calibración.  
ascii Formato electrónico de American Standard Code for Information Interchange, por 
sus palabras en inglés.  
Autocontenido  Sistema de medición que no incluye transfor madores de corriente y de potencial.  
AWG  American Wire Gauge, por sus palabras en inglés.  
b Error máximo permisible expresado como porcentaje.  
Bit Unidad de medida de cantidad de información.  
Block  Bloque, grupo.  
BNC  Bayonet Neill -Concelman, por sus palabr as en inglés. Tipo de conector.  
Burden  Carga conectada en el secundario de un TC o un TP.  
Byte Unidad de información compuesta generalmente de ocho bits.  
C Número de bobinas o sensores de corriente del medidor bajo calibración 
conectados en serie.  
c Coefic iente de temperatura promedio.  
C. A Corriente alterna.  
C. C.  Corriente continua.  
C. D.  Corriente directa.  
CBTL  Certification Body Testing Laboratory, por sus palabras en inglés.  
CENACE  Centro Nacional de Control de Energía.  
CISPR  International Special Comm ittee on Radio Interference, por sus palabras en inglés.  
CRE  Comisión Reguladora de Energía.  
csv Comma -separated values, por sus palabras en inglés.  
d Factor de distorsión.  
dB Decibel.  
DEI Dispositivo Electrónico Inteligente.  
DM Demanda medida en el period o de prueba.  
DNP  Distributed Network Protocol, por sus palabras en inglés.  
E Energía.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
E/S Entrada -Salida.  
ECM  Equipo combinado de medición.  
eI Error en la temperatura inferior en el intervalo de temperatura de interés.  
EMC  Compatibilidad electromagnética ( Electromagnetic compatibility, por sus palabras 
en inglés).  
Emin Energía mínima.  
ERD  Error relativo de demanda expresado en %.  
eu Error en la temperatura superior en el intervalo de temperatura de interés.  
f Frecuencia.  
f.p. Factor de potencia.  
f.p.3f Factor de potencia trifásico.  
f.p.a Factor de potencia en la fase a.  
f.p.b Factor de potencia en la fase b.  
f.p.c Factor de potencia en la fase c.  
fnom Frecuencia nominal.  
GHz Gigahertz.  
GPS  Global Position System, por sus palabras en inglés.  
h Hora.  
h Orden a rmónico.  
H1 Clase de humedad conforme a la IEC 60068 -2-78 e IEC 60068 -3-4. 
H2 Clase de humedad conforme a la IEC 60068 -2-78 e IEC 60068 -3-4. 
H3 Clase de humedad conforme a la IEC 60068 -2-78 e IEC 60068 -3-4. 
Hz Hertz.  
I Corriente eléctrica.  
I1 Componente fu ndamental de la señal de corriente.  
I5 5ª componente armónica de la señal de corriente.  
Ia Corriente en la fase a.  
IABT Corriente en la fase A, en baja tensión.  
IAMT  Corriente en la fase A, en media tensión.  
Ib Corriente en la fase b.  
IBBT Corriente en la fase B, en baja tensión.  
IBMT  Corriente en la fase B, en media tensión.  
Ic Corriente en la fase c.  
ICBT Corriente en la fase C, en baja tensión.  
ICMT  Corriente en la fase C, en media tensión.  
IEC International Electrotechnical Commission, por su nombre en inglés.  
Imax Corriente máxima.  
Imin Corriente mínima.  
Inom Corriente nominal.  
IP51 Grado de protección conforme a la IEC 60529.  
IP54 Grado de protección conforme a la IEC 60529.  
Ipri Corriente primaria del transformador de corriente.  
Iprom Corriente promed io de las fases a, b y c.  
IRIG-270 Inter-Range Instrumentation Group -Format B, por sus palabras en inglés.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Isec Corriente secundaria del transformador de corriente.  
ISO International Organization for Standardization , por sus palabras en inglés.  
Ist Corrien te de arranque.  
Itr Corriente de transición.  
j Unidad imaginaria que puede ser usada para extender formalmente la raíz 
cuadrada de números negativos.  
K Kelvin.  
k Número de pulsos por el dispositivo de salida del medidor.  
Ke Constante de integración por pul so. 
kg kilogramo.  
khmed Watthoras por pulso  del medidor bajo calibración.  
khmed varh  Volt ampere reactivo hora por pulso del medidor bajo calibración.  
khpat Watthoras por pulso del medidor patrón.  
khpat var  Varhoras por pulso del medidor patrón.  
khpat varh  Volt ampere reactivo hora por pulso del medidor patrón.  
kHz kilohertz.  
kPa kilopascal.  
kV kilovolt.  
kVA med Potencia aparente resultante de los kW y kvar registrado por el medidor bajo 
prueba.  
kVA reales  Potencia aparente registrada por el analizador de red es expresada en kVA.  
kvarh  kilovolt ampere reactivo hora.  
kvar med Potencia reactiva registrada por el medidor bajo prueba expresada en kvar.  
kvar reales  Potencia reactiva registrada por el analizador de redes expresada en kvar.  
kW kilowatt.  
kWh kilowatt hor a. 
kWmed Potencia activa registrada por el medidor bajo prueba expresada en kW.  
kWreales  Potencia activa registrada por el analizador de redes expresada en kW.  
L Litro.  
L1 Línea eléctrica 1.  
L2 Línea eléctrica 2.  
L3 Línea eléctrica 3.  
LFMN  Ley Federal sobr e Metrología y Normalización.  
m Metro.  
m Número de elementos.  
MHz Megahertz.  
min Minuto.  
mm milímetro.  
MMS  Manufacturing Message Specification, por sus siglas en inglés.  
MPE  Error máximo permisible (máximum permissible error, por sus palabras en inglés).  
ms milisegundos.  
mT militesla.  
Mt Media tensión.  
M megaohm.  
N Neutro.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
n Número entero mayor que 1.  
NCA  Nivel de calidad aceptable.  
NCB  National Certification Body, por sus palabras en inglés.  
nm nanómetro.  
NMX  Norma Mexicana.  
NOM Norma Oficial Mexicana.  
NTP Network Time Protocol, por sus palabras en inglés.  
P1 Componente fundamental de la señal de potencia activa.  
P1 Terminal primaria 1.  
P2 Terminal primaria 2.  
P5 5ª componente armónica de la señal de potencia activa.  
PC Computa dora personal (Personal Computer, por sus palabras en inglés).  
PEC Procedimiento para la evaluación de la conformidad.  
ppm Partes por millón.  
Pst Fluctuación de tensión.  
pu En por unidad.  
R Resolución aparente del registro de energía básico expresado en Wh . 
r.m.s.  Raíz cuadrática media (root mean square, por sus palabras en inglés).  
RCM  Raíz cuadrática media.  
reset  Reinicio.  
revmed Son las revoluciones definidas para el medidor bajo prueba.  
revpat Número de revoluciones registradas por el medidor patrón.  
RF Radiofrecuencia.  
RPA Revisión, pruebas y aseguramiento de la medición.  
RS Recommended standard, por sus palabras en inglés.  
RTC Relación de transformación de TC.  
RTC med Relación de transformador de corriente medido.  
RTC placa de datos  Relación de transform ador de corriente de placa de datos.  
RTP Relación de transformación de TP.  
S Clase de exactitud S.  
s Segundo.  
S1 Terminal secundaria 1.  
S2 Terminal secundaria 2.  
SNTP  Simple Network Time Protocol, por sus palabras en inglés.  
T Periodo.  
T Tesla.  
Tap Termina l intermedia entre devanados de un transformador con diferentes 
relaciones de transformación.  
TC Transformador de corriente . 
TCP/IP  Transmission Control Protocol/Internet Protocol, por sus palabras en inglés.  
TE Tercero especialista.  
THD Total Harmonic Dis tortion, por sus palabras en inglés.  
THD A  Distorsión armónica total de corriente.  
THD V  Distorsión armónica total de tensión.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
TIM Transformadores de instrumentación integrados de medición TC -TP. 
tl Temperatura más baja en el intervalo de temperatura de in terés.  
TP Transformador de potencial o tensión . 
tu Temperatura más alta en el intervalo de temperatura de interés.  
TW Aislante de termoplástico resistente a la humedad y retardante a la flama.  
UTC Tiempo Universal Coordinado (Universal Time Coordinated, po r sus palabras en 
inglés).  
UTR Unidad Terminal Remota (RTU, por sus siglas en inglés).  
U Tensión eléctrica.  
V Volt. 
U1 Componente fundamental de la señal de tensión.  
U5 5ª componente armónica de la señal de tensión.  
Ua Tensión de fase a neutro (fase a).  
VAa Potencia aparente en la fase a.  
VAb Potencia aparente en la fase b.  
UAB Tensión entre fases A y B.  
Uab Tensión entre fases a y b.  
UABT Tensión de la fase A, en baja tensión  
VAc Potencia aparente en la fase c.  
UAMT  Tensión de la fase A, en media tensión  
UAN Tensión entre fase A y neutro.  
vara Potencia reactiva en la fase a.  
varb Potencia reactiva en la fase b.  
varc Potencia reactiva en la fase c.  
varh Volt-ampere reactivo hora.  
varh 1 Varhoras registrados por medidor patrón en la primera corrida.  
varh 2 Varh oras registrados por medidor patrón en la segunda corrida.  
varh 3 Varhoras registrados por medidor patrón en la tercera corrida.  
varh med Varhoras medidos por el medidor bajo calibración.  
varh pat Varhoras medidos por el medidor patrón.  
varh prom El promedio d e los varhoras medidos en cada una de las tres corridas.  
vartot Potencia reactiva total del sistema trifásico.  
VAtot Potencia aparente total del sistema trifásico.  
Ub Tensión entre fase b y neutro.  
UBBT Tensión de la fase B, en baja tensión.  
Ubc Tensión en tre fases b y c.  
UBC Tensión entre fases B y C.  
UBMT  Tensión de la fase B, en media tensión  
UBN Tensión entre fase B y el neutro.  
Uc Tensión entre fase c y el neutro.  
UC.C. Tensión a corriente continua.  
Uca Tensión entre fases c y a.  
UCA Tensión entre fase s C y A.  
UCBT Tensión de la fase C, en baja tensión       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
UCMT  Tensión de la fase C, en media tensión  
UCN Tensión entre la fase C y el neutro.  
Unom Tensión nominal (también citado como voltaje nominal).  
VPFSw  Validación por prueba funcional de las funciones de s oftware  
Upri Tensión primaria del transformador de potencial o del transformador de corriente.  
Uprom Tensión promedio de las fases a, b y c.  
URCM  Tensión eficaz.  
Usec Tensión secundaria del transformador de potencial o del transformador de 
corriente.  
W Watt. 
Wa Potencia activa en la fase a.  
Wb Potencia activa en la fase b.  
Wc Potencia activa en la fase c.  
Wh Whatthora.  
Wh1 Watthoras registrados por medidor patrón en la primera corrida.  
Wh2 Watthoras registrados por medidor patrón en la segunda corrida.  
Wh3 Watthoras registrados por medidor patrón en la tercera corrida.  
Whmed Watthoras medidos por el medidor bajo calibración.  
Whpat Watthoras medidos por el medidor patrón.  
Whprom El promedio de los watthoras medidos en cada una de las tres corridas.  
Wtot Poten cia activa total del sistema trifásico.e.  
xls Microsoft Excel format, por sus palabras en inglés.  
XML Extensible Markup Language, por sus palabras en inglés.  
t Periodo de tiempo.  
A Ángulo de fase  A. 
B Ángulo de fase B.  
C Ángulo de fase C.  
 Diferencia de fase entre la tensión y la corriente.  
 Ohm.  
5. Generalidades  
5.1 En la Tabl a 1.1 se muestran los tipos de medidores y transformadores de medida que se pueden 
utilizar en el Mercado Eléctrico Mayorista y Suministro Básico; asimismo se indican los títulos que contienen 
los requisitos aplicables a cada uno de ellos;  
Para mayor infor mación referente a los requisitos particulares de los medidores, véase el capítulo 6.  
Tabla 1.1-Medidores y sus transformadores de instrumento para el Mercado Eléctrico Mayorista y 
Suministro Básico  
Medidor  Transformador de medida  
Tipo  Clase  Requisitos  Transformador 
de Corriente a) Transformador de 
Potencial (inductivo o 
capacitivo) a) Requisitos  
Medidores de parámetros 
de calidad de la potencia  0.2 Títulos 
Segundo y 
Tercero  Clase 0.2S  Clase 0.2  Título Cuarto,  
Medidores de energía 
reactiva y activa  0.2 Títulos 
Segundo y Clase 0.2  Clase 0.2  Título Cuarto,  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tercero  
Medidores de energía 
activa  0.5 Título 
Segundo  Clase 0.2  Clase 0.2  Título Cuarto,  
a) Estas columnas indican la Clase de transformador de instrumento permitido para utilizarse con cada medidor.  
n/a = no aplica  
 
TÍTULO SEGUNDO  
REQUISITOS GENERALES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA  
6. Selección de los medidores según su uso destinado  
Las funciones que deben tener los medidores, se definen de acuerdo a las necesidades de la instalación 
en donde se rán utilizados, ya sea en centrales eléctricas o en centros de carga, considerando además el nivel 
de tensión de operación así como el tipo de carga y en su caso, las necesidades de monitoreo de calidad de 
la potenica. Véase 6.1 y 6.2.  
6.1. Medidores para utilización en centrales eléctricas  
Todos los medidores que se instalan en centrales eléctricas, deben cumplir con los requisitos que se 
indican en la Tabla 1.2, según el tipo de central eléctrica a que se destinan. Adicionalmente, de acuerdo a su 
uso dest inado (medidor de parámetros de calidad de la potencia, medidor de energía reactiva y activa,  o 
medidor de energía activa), deben cumplir con el capítulo correspondiente del Título Tercero.  
6.2. Medidores de utilización en centros de carga  
Los medidores qu e se instalan en centros de carga, deben cumplir con los requisitos que se indican en la 
Tabla 1.3, según el tipo de centro de carga a que se destinan. Adicionalmente, de acuerdo a su uso destinado 
(medidor de parámetros de calidad de la potencia, medidor de energía reactiva y activa, o medidor de energía 
activa), deben cumplir con el capítulo correspondiente del Título Tercero.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
Tabla 1. 2-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (1 de 6)  
Funciones  Características  Casos Especial es a) 
(ejemplo: centrales 
eléctricas de alta 
variabilidad b)) Directamente modeladas  Indirectamente 
modeladas  
Tipo A c) Tipo  
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Medición instantánea para 
monitoreo  Corrientes y tensiones       
Potencia instantánea       
Factor de potencia       
Frecuencia       
Medición de energía 
eléctrica para liquidación y 
facturación  Energía activa y aparente  0.2 0.2 0.2 0.2 0.5 
Energía reactiva con 
transformador de medición  0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 
Energía reactiva s in 
transformador de medición  1 1 1 1 n/a 
Reporte: acumulador de 
energía cincominutal       
Potencia activa, reactiva y 
aparente máximas       
Corrientes máximas       
Tensiones máximas       
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 1.2 -Aplicaciones y funcionalida des del medidor para Centrales Eléctricas (2 de 6)  
Funciones  Características  Casos Especiales a) 
(ejemplo: centrales 
eléctricas de alta 
intermitencia b)) Directamente modeladas  Indirectamente 
modeladas  
Tipo A c) Tipo  
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Medic ión de calidad de 
potencia  Clase A  Eventos de incremento 
repentino de la tensión (swell)      n/a 
Eventos de decremento 
repentino de la tensión (sag)      n/a 
Interrupciones momentánea, 
temporal y sostenida      n/a 
Cambios rápidos de tensi ón y 
corriente      n/a 
Desbalance de tensión      n/a 
Variación de frecuencia      n/a 
Armónicas de tensión y 
corriente      n/a 
Interarmónicas de tensión y 
corriente      n/a 
Distorsión armónica de 
subgrupo (tensión y corriente)      n/a 
Parpadeo de tensión (flicker)      n/a 
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  Tabla 1.2  - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (3 de 6)  
Funciones  Características  Casos Especialesa) 
(ejemplo: centrales 
eléctricas de alta 
intermitenciab)) Direc tamente modeladas  Indirectamente 
modeladas  
Tipo A c) Tipo  
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Puertos de comunicación d) Puerto óptico       
Puerto RS 485      n/a 
Puerto ethernet TCP/IP       
Alternativa:  
Puerto RF  
(incluye tecnología de da tos 
móviles)       
Protocolos de comunicación  DNP3 sobre RS485 h)      
DNP3 sobre TCP/IP h)      
Los que se establecen en la 
Norma Internacional IEC 
61850 e)      
Reinicio de  demanda f) Alternativa 1:  
Botón manual       
Alternativa 2:  
Local puerto óptico       
Alternativa 3:  
Remoto puertos de 
comunicación        Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 1.2  - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (4 de 6)  
Funciones  Características  Casos Especiales a) 
(ejemplo: centrales  
eléctricas de alta 
intermitencia b)) Directamente modeladas  Indirectamente  
modeladas  
Tipo A c) Tipo  
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Registros y  reportes  Almacenamiento de perfil de 
carga       
Registros horarios de 
parámetros eléctricos       
Registro de valores promedio       
Tarifa Horaria       
Reportes de eventos de 
calidad de la potencia      n/a 
Registro de Parámetros de 
calidad de la potencia      n/a 
Registro de formas de onda      n/a 
Despliegue de datos e n 
pantalla g) Pantalla integrada en el 
medidor con botones de 
navegación g)      
Alternativa 1: Pantalla 
integrada en el medidor sin 
botones de navegación       
Alternativa 2: Pantalla remota       
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  Tabla 1.2  - Aplicaciones y funcionalid ades del medidor para Centrales Eléctricas (5 de 6)  
Funciones  Características  Casos Especiales a) 
(ejemplo: centrales 
eléctricas de alta 
intermitencia b)) Directamente modeladas  Indirectamente 
modeladas  
Tipo A c) Tipo  
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Sincronía de tiempo  Vía IRIG B       
Vía DNP3 h)      
Vía NTP/SNTP      n/a 
Montaje  Tipo Tablero Extraíble      n/a 
Tipo Socket  n/a n/a n/a n/a  
Alimentación  CD / CA      n/a 
Autoalimentado  n/a n/a n/a n/a  
Modo de medición  Polifásicos       
Otras  funciones  Compensación de 
transformadores de 
instrumento       
Compensación por perdidas 
por transformación       
Compensación por perdidas 
en línea de transmisión o 
distribución       
Software para extracción, 
procesamiento y análisis de 
Calidad de la potencia       
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
 
 
Tabla 1.2  - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (6 de 6)  
a) Consultar el Código de Red para identificar los casos especiales.  
b) Se consideran centrales eléctri cas de alta variabilidad, las que son de tecnología solar fotovoltaica, eólica (aerogeneradores), y almacenamiento de 
energía (ejemplo: baterías o celdas de combustible), por mencionar algunas.  
c) Para identificar las características de los tipos de centra les eléctricas A, B, C y D, consultar la clasificación de centrales eléctricas según su capacidad, 
establecida en el Código de Red.  
d) En la funcionalidad de Puertos de comunicación, el puerto óptico, puerto RS 485 y puerto ethernet TCP/IP, son obligatorio s en cada caso, de acuerdo con 
lo que se establece en esta tabla. Adicionalmente, puede incluirse la alternativa Puerto RF.  
e) En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se deberán cumplir los requisitos que se establecen en la Norma I nternacional IEC 61850 
partes 6; 7 -1; 7-2; 7-3; 7-4; 8-1. 
f) El medidor debe tener al menos una de las tres alternativas.  
g) En la funcionalidad de despliegue de datos en pantalla, la pantalla integrada en el medidor con botones de navegación, es obl igatoria; adicionalmente, 
pueden incluirse las alternativas 1 y/o 2.  
h) Véase Apéndice D, parámetros para el protocolo DNP3.  
n/a = No aplica  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
Tabla 1. 3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (1 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT  a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión   
Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nod os 
PML 
independiente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ 
Demanda del 
centro de carga  
< 1000 kW  Media tensión  = 
demanda de 75 
kW a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Medición 
instantánea para 
monitoreo  Corrientes y 
tensiones         
Potencia instantánea         
Factor de potencia 
(intervalo de 
medición)  0.5 atraso a 0.5 adelanto  
Frecuencia        n/a 
Medición para 
liquidación y 
facturación  Energía activa  0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.5 
Energía reactiva con 
transfo rmador de 
instrumento  0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 n/a 
Energía reactiva sin 
transformador de 
instrumento  1 1 1 1 1 1 n/a 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (2 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodo s 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
indepen diente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Dema nda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Medición 
acumulada periodo 
de cinco minutos  Energía activa, 
reactiva y aparente         
Unidireccional  n/a n/a n/a n/a n/a n/a  
Bidireccional        n/a 
Factor de Potencia 
promedio de cinco 
minutos        n/a 
Potencia activa, 
reactiva y aparente 
máximas         
Corrientes máximas         
Tensiones máximas         
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (3 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distors ionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Medición de 
calidad de 
potencia  Clase A  Eventos de 
incremen to repentino 
de la tensión (swell)       n/a n/a 
Eventos de 
decremento 
repentino de la 
tensión (sag)       n/a n/a 
Interrupciones 
momentánea, 
temporal y sostenida       n/a n/a 
Cambios rápidos de 
tensión y corriente       n/a n/a 
Desbalance de 
tensión       n/a n/a 
Variación de 
frecuencia       n/a n/a 
Armónicas de 
tensión y corriente       n/a n/a 
Tensión de 
señalización       n/a n/a 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (4 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente 
de la tensión  Servicios conexos 
y centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Medición de 
calidad de 
potencia  Clase A  Interarmónicas de 
tensión y corriente       n/a n/a 
Distorsión armónica 
de subgrupo (tensión 
y corriente)       n/a n/a 
Parpadeo de tensión 
(flicker)       n/a n/a 
Puertos de 
comunicación  Puerto óptico         
Puertos RS 485       n/a n/a 
Puert o ethernet 
TCP/IP         b) 
Puerto RF (Incluye 
tecnología de datos 
móviles)  n/a n/a n/a n/a n/a   b) 
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (5 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para  PML  Cargas especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media 
tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente  de 
la tensión  Servicios conexos 
y centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda 
del centro 
de carga ≥ 
1000 kW  75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Protocolos de 
comunicación  DNP3 sobre RS485 f)      n/a n/a 
DNP3 sobre TCP/IP f)      n/a n/a 
Los que se establecen 
en la Norma 
Internacional IEC 
61850 c)      n/a n/a 
Registros y 
reportes  Almacenamiento de 
perfil de carga        n/a 
Registros horarios de 
parámetros eléctricos        n/a 
Registro de valores 
promedio        n/a 
Tarifa Horaria  n/a n/a n/a n/a n/a  n/a 
Reportes de calidad 
de energía       n/a n/a 
Reportes de eventos 
de calidad de energía       n/a n/a 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del  medidor para Centros de Carga (6 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlabl e y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Registros y 
reportes  Registro de 
Parámetros de calidad 
de energía       n/a n/a 
Registro de formas de 
onda       n/a n/a 
Reinicio de 
demandad) Alternativa 1:  
Botón manual  n/a       
Alternativa 2:  
Local puerto óptico  n/a       
Alternativa 3:  
Remoto puertos de 
comunicación  n/a     n/a n/a 
Despliegu e de 
datos en pantalla  Pantalla integrada en 
el medidor con 
botones de 
navegación        e) n/a 
Pantalla integrada en 
el medidor sin botones 
de navegación  n/a n/a n/a n/a n/a 
 e)  e) 
Pantalla remota  n/a n/a n/a n/a n/a n/a  e)       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
Tabla 1.3 -Aplic aciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (7 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y 
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Sincronía de 
tiempo o  estampa 
de tiempo  Vía sistema de 
adquisición de datos 
del medidor  n/a n/a n/a n/a n/a   
Vía IRIG B       n/a n/a 
Vía DNP3 f)      n/a n/a 
Vía NTP/SNTP       n/a n/a 
Montaje  Tipo Tablero Fijo  n/a  
(para media y baja 
tensión)  n/a n/a   n/a 
Tipo Tablero Extraíble    
(para alta, media y 
baja tensión)    n/a n/a n/a 
Tipo Socket  n/a  
(para alta, media y 
baja tensión)  n/a n/a    
Modo de medición  Polifásicos         
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga ( 8 de 9)  
Funciones  Características  Entrega RNT a 
RGD y nodos 
para PML  Cargas 
especiales  Carga en 
alta tensión  Carga en 
media tensión  Carga en media 
tensión con  
demanda 
controlable  Carga en media 
tensión sin 
demanda 
controlable y baja 
tensión  Carga en baja y  
media tensión  
Alta a media 
tensión y nodos 
PML 
independiente de 
la tensión  Servicios 
conexos y 
centros de carga 
con demanda 
distorsionante, 
fluctuante o 
intermitente a) Centro de 
carga con 
cualquier 
demanda  Demanda del 
centro de 
carga ≥ 1000 
kW 75 kW ≤ Demanda 
del centro de 
carga  
< 1000 kW  Media tensión = 
demanda de 75 kW 
a 1000 kW.  
Baja tensión = 
demanda ≥ 75 kW  Demanda del 
centro de carga  
< 75 kW  
Alimentación  CD / CA         
Autoalimentado  n/a n/a n/a n/a n/a   
Otras  funciones  Compensación de 
transformadores de 
instrumento       n/a n/a 
Compensación por 
perdidas por 
transformación       n/a n/a 
Compensación por 
perdidas en línea de 
transmisión o 
distribución       n/a n/a 
Software para 
extracción, 
procesa miento y 
análisis de las 
magnitudes medidas         
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
 
 
Tabla 1.3 -Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (9 de 9)  
 
a) Ejemplos de centros de carga con demanda fluctuante o intermitente son: fundidoras y procesos electrolít icos. 
b) Para las cargas en baja y media tensión, demanda del centro de carga < 75 kW, el puerto óptico es obligatorio; adicionalmente , se debe incluir otro puerto 
de comunicación, el cual puede ser puerto ethernet TCP/IP o puerto RF.  
c) En tanto no exista  Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se deberán cumplir los requisitos que se establecen en la Norma Internacional IEC 61 850 
partes 6; 7 -1; 7-2; 7-3; 7-4; 8-1. 
d) El medidor debe tener al menos una de alternativas que se indican.  
e) Para los casos señ alados con el superíndice e), el medidor debe incluir alguna de las dos opciones señaladas.  
f) Véase Apéndice D, Parámetros para el protocolo DNP3.  
n/a = No aplica  
  
7. Requisitos metrológicos para los medidores  
7.1 Unidades de medida  
Las unidades para me dición de energía eléctrica activa deben ser al menos una de las siguientes: Wh, 
kWh, MWh o GWh.  
7.2 Condiciones nominales de operación  
En la Tabla 1.4 se especifican las condiciones nominales de operación de los medidores.  
7.3 Requisitos de exactitud  
7.3.1 Generalidades  
En el instructivo o manual de uso del medidor debe especificarse la clase de exactitud del mismo.  
El error del medidor no debe exceder el error máximo permisible para la clase especificada, bajo 
condiciones nominales de operación.  
Cuando el  medidor se exponga a disturbios o perturbaciones, no deben producirse fallas significativas.  
Una falla no se considera falla significativa si es detectada y alertada por medio de un dispositivo de 
detección. En caso de que se produzca tal evento, el medid or debe indicarlo claramente.  
NOTA -Una indicación de falla significativa puede ser una luz intermitente durante el evento o falla.  
7.3.2  Dirección del flujo de energía  
Cuando en las características del equipo se especifique que un medidor es capaz de medir  el flujo de 
energía de forma bidireccional, el medidor deberá registrar correctamente el flujo de energía media en ambos 
sentidos tanto positivo como negativo, así como cumplir los requisitos de esta norma para el flujo de energía 
en ambos sentidos. La po laridad del flujo de energía debe estar definida en las instrucciones de conexión del 
medidor.  
El flujo de energía media se refiere a la potencia activa integrada durante al menos un ciclo de la 
frecuencia nominal.  
El medidor, debe ser capaz de medir en al guna de las formas siguientes:  
a) Bidireccional con dos registros: medidor especificado como capaz de medir el flujo de energía tanto 
positivo como negativo y colocar los resultados en diferentes registros. Cuando el flujo cambia de 
dirección, el registro de energía debe ocurrir en el registro correcto; o  
b) Unidireccional con un único registro: medidor especificado como capaz de medir el valor absoluto del 
flujo de energía media. Este medidor, registra toda la energía como energía consumida, 
independientem ente de la dirección verdadera del flujo de energía o de cómo está conectado el 
mismo.  
NOTA -Los términos “único registro” y dos registros”, se refiere a los registros de energía. Pueden 
existir otros registros, por ejemplo, para almacenamiento de tarifas o  fases.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIA L Lunes 15 de enero de 2018  
Tabla 1. 4-Condiciones nominales de operación  
Condición o magnitud  Valores, intervalos  
Frecuencia  fnom ± 2 %;  
en donde: f nom = 60 Hz.  
Tensión  Unom ± 10 %;  
en donde: U nom debe ser la que se especifica en la NMX -J-098-ANCE.  
Corriente  Imax=: 10 A, 20 A, 100 A, 200 A, 320 A, 480 A;  
Para los directamente conectados, I nom = Ib = 2.5 A, 5 A, 15 A, 30 A, 50 A;  
Para los conectados a través de transformador, I nom= 1 A, 1.5 A, 2 A, 2.5 A, 5 A;  
Itr, Imin, e I st se determinan en las especificaciones del medid or y deben cumplir con lo que se indica a continuación:  
Tipo de conexión  Clase de exactitud 0.2 y 0.5  
Sin transformador  
(conectado directamente)  Imax / Itr ≥ 50 
Imax / Imin ≥ 250  
Imax / Ist ≥ 1 250  
Con transformador  Imax / Itr ≥ 24 
Imax / Imin ≥ 120 
Imax / Ist ≥ 1 200  
 
Factor de potencia  De 0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto;  
Para los medidores bidireccionales, los límites del intervalo de factor de potencia son válidos en ambas direcciones.  
Temperatura (valores para 
medidores de uso i nterior y 
exterior)  Límite inferior de temperatura: - 25 ºC;  
Límite superior de temperatura: + 70 ºC.  
Humedad y agua  En el manual o instructivo del medidor, debe definirse el grado de protección del mismo, de acuerdo a la clase de medio ambie nte a que est á 
destinado, considerando lo siguiente:  
H1, lugares cerrados en donde los instrumentos no están sometidos a condensación de agua, precipitación o formaciones de hiel o: Protección IP51;  
H2, lugares cerrados en donde los instrumentos pueden estar sometidos a  agua condensada, agua de fuentes distintas a la lluvia y/o formaciones de 
hielo: Protección IP54;  
H3, lugares abiertos con condiciones climáticas promedio: Protección IP54.  
Modos de conexión  El medidor puede ser de conexión directa, a través de transform adores de corriente o a través de transformadores de corriente y de potencial, lo cual 
debe indicarse en su instructivo o manual.  
El modo de conexión debe ser polifásico y las configuraciones se apegarán a los manuales regulatorios expedidos para este fin  (monofásico de dos 
hilos, 1 elemento; bifásico de tres hilos, 2 elementos; trifásico de cuatro hilos, 3 elementos).  
Armónicas  Se permite que la tensión y la corriente se desvíen de la forma sinusoidal, tal como se especifica en los requisitos de 7.3.5  y de la Tabla 1.7, 
magnitud de influencia "Armónicos en circuitos de tensión y corriente".  
Balance de carga  El balance de carga debe permitir variar desde las condiciones totalmente balanceadas hasta a la corriente en un solo circuit o de corriente para 
medid ores polifásicos y para medidores monofásicos de 3 hilos.  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segund a Sección)      
7.3.3  Errores base máximos permisibles  
El error intrínseco (expresado en porcentaje) debe estar dentro del error base máximo permisible 
establecido en la Tabla 1.5, cuando se varíe la corriente y  el factor de potencia dentro de los límites indicados 
en esa tabla (intervalo de operación), y cuando el medidor esté operando en condiciones diferentes a las 
condiciones de referencia.  
Tabla 1. 5-Errores base máximos permisibles y requisitos sin carga  
 
 
7.3.4  Sin carga  
No debe registrarse ningún valor de energía significativa en condiciones sin carga. Lo anterior se 
comprueba mediante el método de prueba que se indica en el 10.3.4.  
Se permite que el medidor se detenga para corrientes inferiores a I st. 
7.3.5 Efectos permitidos de las magnitudes de influencia  
Cuando el medidor opera en condiciones diferentes a las condiciones de referencia, el coeficiente de 
temperatura del medidor debe cumplir los requisitos que se establecen en la Tabla 1.6.  
Tabla 1. 6- Límites para el error del coeficiente de temperatura  
Magnitud de influencia  Factor de 
Potencia  Límites para el coeficiente de temperatura (%/K) 
para medidores de clase  
0.5 0.2 a) 
Coeficiente de temperatura (%/K), 
sobre cualquier intervalo, dentro del 
intervalo de temperatura, el cual no 
sea inferior a 15 K ni superior a 23 K, 
para la corriente  
Itr ≤ I ≤ I máx 1 ± 0.03  ± 0.01  
0.5 en atraso  ± 0.05  ± 0.02  
a) Estos valores se duplican por debajo de -10 °C.  
 
Cuando la corriente de carga y el factor de potencia se mantienen constantes en un punto dentro del 
intervalo de las condiciones nominales de op eración, con el medidor funcionando en condiciones diferentes a 
las condiciones de referencia y cualquier magnitud de influencia varía desde su valor en condiciones de 
referencia hasta sus valores extremos definidos en la Tabla 1.7, la variación de error d ebe ser tal que el error 
porcentual adicional, esté dentro del límite de error de cambio indicado en la Tabla 1.7. El medidor debe 
continuar funcionando después de la finalización de cada una de estas pruebas.  
7.3.6  Efectos permitidos en disturbios  
7.3.6.1  Generalidades  
El medidor debe resistir los disturbios que puedan presentarse en condiciones de uso normal. Como se 
indica en 7.3.1, no deben presentarse fallas significativas para cualquier disturbio de los que se indican en la 
Tabla 1.8.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
 
 
 
 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
 
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
7.6 Protección de propiedades metrológicas  
7.6.1  Generalidades  
7.6.1.1  El medidor debe contar con medios de protección que imposibiliten intervenciones no autorizadas 
al hardware o al software del mismo, así como cualquier modificación o alteración de  las propiedades 
metrológicas y de los registros de información.  
7.6.1.2  Todos los medios de protección metrológica de un medidor destinado a utilizarse en exteriores, 
deben soportar la radiación solar.  
7.6.1.3  El Transportista o Distribuidor debe administ rar y resguardar los sellos mecánicos para evitar el 
acceso no autorizado al software, parámetros y registro de comprobación de evento de la instalación.  
7.6.2  Identificación del software  
El software legalmente relevante de un medidor debe estar claramente  identificado con la versión del 
software u otra señal. La identificación puede consistir de más de una parte, pero al menos una parte debe ser 
dedicada a propósitos legales.  
La identificación debe ser parte del propio software, es decir, debe ser imposibl e separarla del mismo; 
debe presentarse mediante comando o desplegarse visualmente durante la operación.  
Como excepción, una impresión de la identificación del software en el medidor, debe considerarse una 
solución aceptable si satisface las tres condicion es siguientes:  
a) La interfaz de usuario no tiene ninguna capacidad de control para activar la indicación de la 
identificación del software en la pantalla;  
b) El medidor no tiene una interfaz para comunicar la identificación del software, y  
c) Después de l a fabricación del medidor no es posible un cambio del software, o s ólo es posible si el 
hardware o un componente de hardware también se cambia.  
Es responsabilidad del fabricante del medidor, asegurar que la identificación del software se encuentre 
marcada correctamente en el medidor.  
La identificación del software y los métodos de identificación deben estar establecidos en el certificado de 
aprobación de modelo o prototipo.  
7.6.3  Protección del software  
7.6.3.1  Prevención contra uso indebido  
El medidor debe  estar construido de forma que las posibilidades de uso involuntario, accidental o 
intencional sean mínimas.  
7.6.3.2  Prevención contra fraude  
7.6.3.2.1  El software legalmente relevante debe estar protegido contra modificaciones, cargas o cambios 
no autoriz ados ocasionados por el intercambio el dispositivo de memoria. El medidor debe contar con medios 
de seguridad, tal como sello mecánico o electrónico; asimismo, debe protegerse el medidor con la opción para 
cargar software o parámetros.  
7.6.3.2.2  Se permite  que, s ólo las funciones que se encuentran claramente documentadas, de 
conformidad 10.2.1, sean activadas por la interfaz de usuario, las cuales deben ser realizadas de forma que 
no permitan el uso fraudulento.  
7.6.3.2.3  La protección del software comprend e un sellado apropiado, ya sea por medios mecánicos, 
electrónicos y/o medios criptográficos, que impida una intervención no autorizada.  
Ejemplos:  
1. Cuando un software se almacena en un dispositivo de memoria de solo lectura que mecánicamente 
no sea posibl e remover.       (Segun da Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
2. Cuando se usan métodos criptográficos simples, como el cifrado de la transferencia de datos entre el 
medidor y el software de explotación de datos instalado en una computadora, únicamente este 
programa conoce la clave y puede leer, descifrar y utilizar los registros de la medición. Se debe 
imposibilitar el acceso con cualquier otro software que intente acceder de forma no autorizada.  
3. Los parámetros específicos del medidor únicamente se pueden ajustar o elegir en un modo operativo 
concreto d el medidor. Se pueden clasificar como aquellos que deberían estar protegidos 
(inalterables) y aquellos accesibles para una persona autorizada (parámetros configurables), por 
ejemplo, el propietario del medidor o el proveedor del producto. Los parámetros es pecíficos del 
modelo tienen valores idénticos para todos los ejemplares de un modelo. Se fijan en la aprobación de 
modelo del medidor.  
7.6.4  Protección de parámetros  
7.6.4.1  Los parámetros que fijen las características legalmente relevantes del medidor deb en estar 
protegidos contra modificaciones no autorizadas. Para fines de verificación, se deben visualizar o imprimir los 
parámetros de ese momento.  
Los parámetros específicos del dispositivo son ajustables o seleccionables sólo en  un modo de 
funcionamiento  especí fico del medidor. Se clasifican como aquellos que deben estar protegidos (inalterables) 
y aquellos que son accesibles (parámetros ajustables) por una persona autorizada, por ejemplo, el propietario 
del instrumento, Unidad de Verificación o reparador . 
Los parámetros específicos tienen valores idénticos para todos los especímenes de un modelo de 
medidor. Estos parámetros se establecen en la aprobación de modelo o prototipo del medidor.  
Una contraseña simple no es una solución técnicamente aceptable par a proteger parámetros.  
Las personas autorizadas deben tener acceso a un conjunto limitado de parámetros específicos del 
medidor. Este conjunto de parámetros específicos del dispositivo y sus limitaciones o reglas de acceso deben 
estar claramente documentad as. 
7.6.4.2  La puesta a cero del registro que almacena la energía total medida es considerada como una 
modificación de un parámetro específico del dispositivo.  
El Transportista o Distribuidor únicamente realizará la puesta a cero aplicable a los parámetros  específicos 
del medidor.  
7.6.4.3  Al modificar un parámetro específico del dispositivo, el medidor debe dejar de registrar la energía.  
7.6.4.4  El medidor debe contar con un mecanismo para registrar automáticamente y de forma inalterable 
cualquier ajuste de l parámetro específico del dispositivo, por ejemplo, un registro auditable. El instrumento 
debe ser capaz de presentar los datos registrados.  
Los medios de trazabilidad y los registros son parte del software legalmente relevante y deben ser 
protegidos como  tales. El software empleado para mostrar registros auditables pertenece al software 
legalmente relevante.  
Un contador de eventos no es una solución técnicamente aceptable.  
7.6.5  Separación de dispositivos electrónicos y subconjuntos o módulos  
Las partes m etrológicamente críticas de un medidor, ya sean partes de software o de hardware, no deben 
ser influenciadas inadmisiblemente por otras partes del medidor.  
7.6.5.1  Los subconjuntos o dispositivos electrónicos del medidor que desempeñen funciones legalmente  
relevantes deben estar identificados, definidos y documentados. Éstos constituyen la parte legalmente 
relevante del sistema de medición. Cuando no esté identificado el subconjunto que desempeña funciones 
legalmente relevantes, se considerará que todos los  subconjuntos cumplen funciones con implicaciones 
legales.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Ejemplo:  
Un medidor que está equipado con una interfaz óptica para conectar un dispositivo electrónico para leer 
valores de medición. El medidor almacena todas las cantidades relevantes y mantiene los valores disponibles 
para su lectura durante un periodo de tiempo suficiente. En este sistema sólo el medidor es el dispositivo 
legalmente relevante. Pueden existir otros dispositivos legalmente no relevantes y pueden estar conectados a 
la interfaz del instrumento siempre que se cumpla el requisito para ello.  
7.6.5.2  Durante las pruebas de modelo o prototipo, se debe demostrar que las funciones y datos 
relevantes de los subconjuntos y dispositivos electrónicos no son influenciados inadmisiblemente por lo s 
comandos recibidos a través de la interfaz.  
Esto implica que hay una asignación inequívoca de cada comando para todas las funciones iniciadas o 
cambios de datos en el subconjunto o dispositivo electrónico.  
Si los subconjuntos o dispositivos electrónicos "legalmente relevantes" interactúan con otros subconjuntos 
o dispositivos electrónicos "legalmente relevantes", debe consultarse 7.6.7.  
Ejemplos:  
1. El software del medidor se encuentra habilitado para recibir órdenes o comandos para seleccionar 
las magnit udes requeridas. Combina el valor de medición con información adicional (por ejemplo, 
estampa de tiempo, unidad) y envía este conjunto de datos al dispositivo solicitante. El software sólo 
acepta comandos para la selección de cantidades permitidas válidas y descarta cualquier otro 
comando, enviando sólo un mensaje de error.  
2. En el interior de la carcasa que puede estar sellado, hay un interruptor que define el modo de 
operación del medidor: una posición del interruptor indica el modo verificado y en la ot ra el modo no 
verificado (puede haber sellos mecánicos u otros). Al interpretar los comandos recibidos, el software 
comprueba la posición del interruptor: en el modo no verificado el conjunto de comandos que acepta 
el software es extendido en comparación c on el modo descrito anteriormente, por ejemplo, puede ser 
posible ajustar el factor de calibración por un comando que se descarta en el modo verificado.  
7.6.6  Separación de partes de software  
7.6.6.1  Todos los módulos del software (programas, subrutinas, o bjetos, entre otros), que desempeñan 
funciones con implicaciones legales o que contienen dominios de datos legalmente relevantes forman la parte 
del software legalmente relevante de un medidor, lo cual se identifica como se describe en 7.6.2. Si no se 
identifican los módulos de software que desempeñan funciones con implicaciones legales, todo el software se 
debe considerar legalmente relevante.  
7.6.6.2  Si la parte del software legalmente relevante se comunica con otras partes de software, se debe 
definir un a interfaz del software. Toda la comunicación se debe realizar exclusivamente a través de esa 
interfaz. La parte legalmente relevante del software y la interfaz deben estar claramente documentados. Todas 
las funciones legalmente relevantes y los dominios d e datos del software deben estar descritos para permitir 
que la autoridad encargada de la aprobación de modelo o prototipo decida la separación correcta del software.  
7.6.6.3  El dominio de datos que forma la interfaz del software, incluyendo el código que exporta desde la 
parte legalmente relevante al dominio de datos de interfaz y el código que importa desde la interfaz a la parte 
legalmente relevante debe estar definido y documentado. La interfaz de software declarada no debe eludirse.  
7.6.6.4  Debe haber una asignación inequívoca de cada comando a todas las funciones iniciadas o 
cambios de datos en la parte legalmente relevante del software. Los comandos que se comuniquen a través 
de la interfaz de software deben declararse y documentarse. Sólo se permite que los comandos 
documentados sean activados a través de la interfaz de software. El fabricante, importador o similar, debe 
declarar íntegramente la documentación de los comandos.       (Segun da Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
7.6.7  Almacenamiento de datos, transmisión a través de sistemas de comunicac ión 
7.6.7.1  Generalidades  
Los valores de los registros de medición, así como los datos integrados y almacenados en el medidor, 
serán utilizados en los sistemas de comunicación del Suministrador, Transportista, Distribuidor y del CENACE, 
por lo que el medid or debe tener los puertos de comunicación indicados en las Tablas 1.2 y 1.3, según 
corresponda.  
7.6.7.1.1  Los valores y datos de medición almacenados o transmitidos, deben contener al menos la 
información siguiente, para ser empleada en los procesos legalm ente relevantes:  
a) Valor de la magnitud medida y su unidad;  
b) Registro de fecha y hora de la medición;  
c) Parámetros de localización de la medición;  
d) Identificación del medidor;  
e) Identificación inequívoca de la medición (ejemplo: números consecutivos  que permiten asignar los 
valores impresos en una factura).  
7.6.7.1.2  Protección de datos  
Los datos deben estar protegidos por medio de software, para garantizar la autenticidad, integridad y la 
exactitud de la información relativa al momento de la medició n. El software que muestra o procesa los valores 
de medición y los datos que lo acompañan, debe comprobar el tiempo de la medición, así como la 
autenticidad e integridad de los datos después de haberlos leído de un medio del almacenamiento no 
protegido, o después de haberlos recibido de un canal de transmisión no protegido. Cuando se detecta una 
irregularidad, los datos deben descartarse o marcarse como no utilizables.  
Las claves confidenciales utilizadas para proteger los datos deben mantenerse secretas y seguras en el 
medidor. Deberán proporcionarse medios de protección para que estas claves sólo puedan ser introducidas o 
leídas si se rompe un sello.  
7.6.7.1.3  Los módulos de software que preparan datos para almacenarse o enviarse, o que comprueban 
los dato s después de leerse o recibirse, pertenecen a la parte legalmente relevante del software.  
7.6.7.2  Almacenamiento automático  
7.6.7.2.1  Los datos de medición deben almacenarse automáticamente cuando se termina o finaliza la 
medición, es decir, cuando se ha g enerado el valor final. Cuando el valor final proviene de un cálculo, todos 
los datos necesarios para el cálculo deben almacenarse automáticamente junto con el valor final.  
7.6.7.2.2  El dispositivo de almacenamiento debe tener la capacidad para asegurar qu e los datos no se 
corrompan o dañen en condiciones normales de almacenamiento. La capacidad de almacenamiento de 
memoria, debe suficiente para almacenar los datos de medición, los valores finales y los datos usados para 
los cálculos por al menos treinta y cinco días.  
7.6.7.2.3  Se permite eliminar los datos almacenados cuando:  
a) El CENACE, Transportista, Distribuidor o Suministrador determine que la transacción  se ha liquidado; 
o 
b) Esos datos deben ser impresos por un dispositivo de impresión sujeto a cont rol legal.  
Lo anterior no aplica al registro acumulativo y registros auditables.  
7.6.7.2.4  Posterior a haber cumplido los requerimientos establecidos en 7.6.7.2.3 y cuando el 
almacenamiento alcance su capacidad máxima, se permite borrar la memoria, siempre  y cuando se cumplan 
las dos condiciones siguientes:  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
a) Que los datos se borren en el mismo orden como fueron registrados y que se respeten las reglas 
establecidas para la aplicación particular; y  
b) Que la eliminación se realice automáticamente o después de una operación manual especial, las 
cuales requieran privilegios de acceso específicos, solo para personas autorizadas.  
7.6.7.3  Transmisión de datos  
7.6.7.3.1  La medición no debe ser influenciada inadmisiblemente por un retardo de transmisión.  
7.6.7.3.2  Si los servicios de red no están disponibles, no deben perderse datos de medición legalmente 
relevantes.  
7.6.7.4  Estampa de tiempo  
La estampa de tiempo debe ser leída desde el reloj del medidor. El ajuste del reloj se considera 
legalmente relevante. Se deb en tomar las medidas de protección apropiadas de acuerdo con el numeral 7.6.4.  
El error máximo permitido del reloj interno del medidor es de ± 30 ppm por cada 30 días. El medidor debe 
disponer de funciones de sincronía de tiempo de acuerdo con lo que se in dica en las Tablas 1.2 y 1.3.  
7.6.8  Mantenimiento y actualización  
Para un medidor instalado en sitio, se consideran como actualización del software legalmente relevante los 
casos siguientes:  
a) Se intercambia el software con otra versión aprobada; o  
b) Se repara el medidor y se reinstala la misma versión del software.  
El medidor que haya sido modificado o reparado mientras se encuentra en servicio, debe someterse 
nuevamente a verificación inicial.  
El mecanismo de actualización del software debe estar proteg ido por medio de un sello mecánico, que 
imposibilite actualizaciones del software para medidores en servicio. El Transportista o Distribuidor, por 
instrucción del CENACE o del Suministrador, debe realizar la actualización del software, para lo cual debe 
romper los sellos mecánicos y una vez finalizada la actualización debe reponerlos y colocarlos nuevamente.  
El software que no es necesario para el correcto funcionamiento del medidor no requiere verificación 
después de la actualización.  
7.6.8.1  Sólo se permi te instalar y utilizar las versiones del software legalmente relevante que cumplan con 
la aprobación del modelo o prototipo, lo cual se debe verificar en sitio en el medidor instalado.  
7.6.8.2  Verificación de la actualización  
La actualización del software puede realizarse por medios directos en sitio o por medios remotos a través 
de una red de telecomunicaciones. La carga y la instalación del software, puede realizarse en dos pasos 
diferentes o en uno solo, dependiendo de las necesidades técnicas. El Transp ortista o el Distribuidor deben 
estar en el sitio de la instalación del medidor para comprobar que la actualización haya sido correcta. Después 
de la actualización del software legalmente relevante, el medidor no debe ser empleado para fines legales sin 
antes haber aprobado la verificación inicial y sin haber sido renovados sus medios de sellado.  
7.6.8.3  Actualización rastreable  
La implementación del software en el instrumento debe llevarse a cabo de acuerdo con los requisitos de 
actualización rastreable qu e se indican del numeral 7.6.8.3.1 a 7.6.8.3.7 siguientes. La actualización 
rastreable es el procedimiento de cambio de software en el medidor verificado, después de la cual no es 
necesaria una verificación posterior por la persona responsable en el sitio.  El software que va a actualizarse 
puede cargarse localmente, es decir directamente en el dispositivo de medición o remotamente a través de 
una red. La actualización del software se registra en un registro auditable. El procedimiento de una 
actualización d e seguimiento comprende varios pasos: carga, comprobación de integridad, comprobación del 
origen (autenticación), instalación, registro y activación.       (Segun da Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
7.6.8.3.1  La actualización del software debe ser automática. Al finalizar el procedimiento de actualizació n, 
el entorno de protección del software debe estar al mismo nivel que el requerido por la aprobación de modelo 
o prototipo.  
7.6.8.3.2  El medidor de electricidad (dispositivo electrónico, subconjunto) debe tener un software fijo 
legalmente relevante que no  pueda actualizarse y que contenga todas las funciones de comprobación 
necesarias para cumplir con los requerimientos de actualización de seguimiento.  
7.6.8.3.3  Se deben emplear medios técnicos para garantizar la autenticidad del software cargado, por 
ejem plo: que proviene del dueño del certificado de aprobación de modelo o prototipo. Si el software cargado 
falla en la comprobación de autenticidad, el instrumento debe descartarlo y utilizar la versión anterior del 
software o pasar a un modo inoperable.  
7.6.8.3.4  Se deben emplear medios técnicos para asegurar la integridad del software cargado, es decir, 
que no se ha modificado inadmisiblemente antes de la carga. Esto puede lograrse mediante la adición de una 
suma de comprobación o código identificador del so ftware cargado y verificarlo durante el procedimiento de 
carga. Si el software cargado falla en esta prueba, el instrumento descartarlo y utilizar la versión anterior del 
software o cambiar a un modo inoperable. En este modo, se inhiben las funciones de me dición. Sólo será 
posible reanudar el procedimiento de descarga, sin omitir ningún paso en el proceso para la actualización 
rastreada.  
7.6.8.3.5  Deben emplearse medios técnicos apropiados, como por ejemplo registros auditables, para 
garantizar que las actu alizaciones trazadas de los programas informáticos legalmente relevantes se rastreen 
adecuadamente dentro del instrumento para su posterior verificación y vigilancia.  
Los registros auditables deben contener como mínimo la siguiente información: éxito / fal la del 
procedimiento de actualización, identificación del software de la versión instalada, identificación del software 
de la versión anterior instalada, estampa de tiempo del evento, identificación del responsable de la descarga. 
Se debe generar un regist ro de acceso por cada intento de actualización independientemente del éxito.  
El dispositivo de almacenamiento que admita la actualización trazada deberá tener capacidad suficiente 
para asegurar la trazabilidad de las actualizaciones remontadas del software  legalmente relevante entre al 
menos dos verificaciones sucesivas en campo/vigilancia. Después de haber alcanzado el límite de 
almacenamiento para los registros auditables, se garantizará por medios técnicos que no se pueden realizar 
descargas adicionales sin romper un sello.  
Nota:  Este requerimiento permite a las autoridades encargadas de la vigilancia, que son responsables de 
la verificación metrológica de los instrumentos legalmente controlados, rastrear las actualizaciones de los 
programas informáticos legalmente relevantes durante un periodo de tiempo adecuado.  
7.6.8.3.6  El fabricante del medidor debe mantener a su cliente correctamente informado sobre las 
actualizaciones del software, en especial de la parte legalmente relevante, y el cliente no debe r echazar  las 
actualizaciones. Además, se supone que el fabricante y el cliente, usuario o propietario del instrumento 
acordarán un procedimiento apropiado para realizar descargas según el uso y la ubicación del instrumento. El 
usuario o propietario del inst rumento de medición debe dar su consentimiento para realizar descargas.  
7.6.8.3.7  Si no se pueden cumplir los requisitos establecidos de 7.6.8.3.1 a 7.6.8.3.6, aún es posible 
actualizar la parte de software legalmente no relevante. En este caso, se cumplir án los siguientes requisitos:  
a) Debe existir una clara separación entre el software legalmente relevante y el no relevante;  
b) No debe ser posible actualizar toda la parte del software legalmente relevante, sin romper un sello;  
c) Se indica en el certific ado de aprobación de modelo o prototipo que es aceptable actualizar la parte 
legalmente no relevante.  
7.6.9  Registro de evento del sistema de verificación  
Si el medidor está equipado con un control de instalación, el registro de evento de la instalación de berá 
tener espacio para al menos 100 eventos y debe ser de tipo primero en entrar -primero en salir. El registro de 
eventos no puede ser cambiado ni puesto a cero sin romper un sello y/o sin acceso autorizado, por ejemplo, 
mediante un código (contraseña) o un dispositivo especial (clave de acceso, etc.).  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
      (Segun da Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
TÍTULO TERCERO  
REQUISITOS PARTICULARES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA  
8. Requisitos para medidores de parámetros de calidad de la potencia  
8.1. Requisitos de exactitud  
Los medidores de parámetros de c alidad de la potencia, deben cumplir con los métodos de medición y 
requisitos de desempeño para medidores Clase A, establecidos en la NMX -J-610/4 -30-ANCE y con las 
especificaciones que se indican en 10 y 12 de este proyecto.  
8.2. Diseño y construcción  
La arquitectura general de la cadena de medición, debe contener al menos lo que se indica en la  Figura 
2.1, considerando que las líneas punteadas muestran las unidades opcionales del medidor. La magnitud 
eléctrica sujeta a medición puede ser directamente acce sible, como puede ser en la mayoría de los casos en 
sistema de baja tensión, o accesible mediante un sensor de medición como lo son los transformadores de 
potencial o los transformadores de corriente.  
Debe ser posible descargar los datos almacenados en el instrumento a través de un puerto de 
comunicación.  
 
Figura 2.1 -Arquitectura general de medición  
8.3. Pruebas  
El medidor de calidad de la potencia debe registrar todas las lecturas de los parámetros de calidad de la 
potencia para la Clase A, definidos en l a NMX -J-610/4 -30-ANCE, incluyendo los valores de 12 ciclos, los 
valores de 180 ciclos, los valores de 10 min, los valores de 2 h y el valor de 10 s para la medición de 
frecuencia.  
Durante las pruebas, debe registrarse mínimo la información siguiente relaci onada con cada lectura de 
calidad de la potencia, de acuerdo con la NMX -J-610/4 -30-ANCE:  
a) Fecha;  
b) Hora;  
c) Información sobre el abanderamiento de datos (para lecturas que soportan abanderamiento);  
d) Número de bloques de mediciones de 12 ciclos y 180 c iclos dentro de cada intervalo de 10 min.  
8.4. Valores de medición y datos internos adicionales  
El medidor de calidad de la potencia debe cumplir con los valores de medición y los datos internos 
adicionales que se indican en la Tabla 2.1.   Lunes 15 de enero de 20 18 DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
Tabla 2. 1-Valor es de medición y datos internos adicionales (1 de 2)  
Función  Cálculo de calidad 
de la potencia  Eventos desencadenados  Agregación  Datos adicionales para prueba  Abanderamiento de 
datos  
Frecuencia de alimentación  Medición de 10 s  NA NA NA  
Valor de la tensión de 
alimentación  
Medición de 
agregación de  10 
min 
Medición de 
agregación  de 2 
horas  NA  
Medición de 12 ciclos  
Medición de agregación de 180 ciclos  
Numeración de bloques para la marca 
de tiempo de 10 minutos del reloj de 
tiempo real (RTC) (para 12 ciclos 
(traslape 1) y 180 ciclos (traslape 2)   
Desbalance de la tensión de 
suministro    
Armónicas de tensión    
Inter-armónicas de tensión    
Sub-desviación y sobre -
desviación    
Parpadeo  Valor de Pst de  10 
minutos  
Valor de Plt de  2 
horas  NA De acuerdo con la 
NMX -J-550/4 -15-
ANCE  Salida Pinst (también conocida  como 
“salida 5” referenciado por la NMX -J-
550/4 -15-ANCE   
Decrementos e interrupciones de 
la tensión de suministro  
NA Tensión residual Veficaz(1/2) 
o profundidad y estampas 
de tiempo (duración)   Registros de fallas (muestras) y valores 
de Veficaz(1/2) durante el e vento 
(independientemente sincronizados en 
cada canal en el cruce por cero)  NA 
Incrementos de la tensión de 
suministro  Valor del incremento 
máximo y estampas de 
tiempo (duración)   NA 
Tensión de señalización de la red 
de suministro eléctrico  12 Ciclos  NA  NA  
       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018   
 
 
 
Tabla 2.1 -Valores de medición y datos internos adicionales (2 de 2)  
Función  Cálculo de calidad de 
la potencia  Eventos desencadenados  Agregac ión Datos adicionales para prueba  Abanderamiento de 
datos  
Variaciones rápidas de 
tensión  NA Variaciones de tensión Uss 
nuevo valor de tensión en 
condición estable  
Desviación máxima Umax 
Estampas de tiempo 
(duración)  NA NA  
Valor de la corriente  
Medición de agregación 
de 10 minutos  
Medición de agregación 
de 2 horas  NA  Medición de 12 ciclos  
Medición de agregación de 180 ciclos  
Numeración de bloques para la marca 
de tiempo de 10 minutos d el reloj de 
tiempo real (RTC) (para 12 ciclos 
(traslape 1) y 180 ciclos (traslape 2)   Armónicas de corriente  NA  
Inter-armónica de corriente  NA  
Desbalance de corriente  NA  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
8.5. Resolución de los datos presentados  
La resolución de los datos presentados debe ser de acuerdo a la exactitud requerida.  
 
8.6. Abanderamiento de datos  
8.6.1  Requisitos del abanderami ento de datos  
El abanderamiento de datos está basado en el concepto descrito en la NMX -J-610/4 -30-ANCE.  
 
Los datos abanderados no deben eliminarse, ya que se debe advertir al usuario final que los resultados de 
medición no son confiables.  
La bandera se de be calcular en la ocurrencia de decrementos, incrementos o interrupciones polifásicas 
(una bandera para todas las fases), como se especifica en la NMX -J-610/4 -30-ANCE.  
Las especificaciones del medidor deben indicar el lugar (registro/campo) en donde se aba nderan los 
datos.  
8.6.2  Marcado de datos adicionales  
El marcado de datos adicionales, que no esté basado en el concepto de abanderamiento de la  NMX -J-
610/4 -30-ANCE, debe estar disponible para indicar que los datos podrían ser no confiables.  
Cuando el medi dor disponga de marcado adicional de datos, debe indicar claramente (por ejemplo, con un 
archivo de registro) la hora en que las mediciones pueden estar fuera de la incertidumbre especificada. Las 
especificaciones del medidor deben proveer una lista de las  causas posibles que pueden conducir a este 
marcado de datos.  
Notas:  
9.3.4.1   Ejemplos de marcado de datos adicionales son el resultado de: influencia de la temperatura 
en la cadena de medición, pérdida de sincronización, entrada de tensión fuera del inter valo de 
medición, pérdida de la tensión de referencia para la medición de frecuencia, falla en el lazo 
cerrado de fase, etc. Esta no es una lista exhaustiva.  
2 La entrada de corriente fuera del intervalo de medición no se incluye debido a que ocurre de 
manera frecuente.  
En las especificaciones del medidor, deben describirse la forma en que se realiza el marcado de los datos.  
8.7. Requisitos de desviación de temperatura dentro del intervalo nominal de operación para temperatura 
ambiente  
Los requisitos que a continuación se presentan no aplican bajo condiciones de referencia.  
Cuando se opera fuera de las condiciones de referencia, la variación máxima causada por el cambio de 
temperatura del aire, respecto de las condiciones de referencia (como se define en el numeral 12.1), dentro de 
los límites del intervalo nominal de operación para la temperatura del aire, de acuerdo con la Tabla 2.6, no 
deben exceder la incertidumbre de medición (como se especifica en la NMX -J-610/4 -30-ANCE) multiplicada 
por M, donde M está  dada en la Tabla 2.2.  
Tabla 2. 2-Multiplicadores de incertidumbre para diferentes intervalos de temperatura  
Temperatura del aire  Valor máximo para M  
Entre 0 °C y + 45 °C  1.0 °C  
Debajo de 0 °C  1.0 °C a 0 °C, variando linealmente a 2.0 °C a -25 °C como se i lustra en 
la Figura 2.2.  
Arriba de + 45 °C  1.0 °C a + 45 °C, variando linealmente a 2.0 °C a +  
55 °C como se ilustra en la Figura 2.2.  
 
Los medidores deben cumplir estos requisitos de deriva dentro de su intervalo de operación nominal para 
la temperatura  ambiente de acuerdo a la Tabla 2.6.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 
Figura 2.2 -Intervalos de temperatura ambiente  
A continuación, se da un ejemplo para la medición Clase A de la magnitud de tensión.  
1) Considere el caso de un medidor de la calidad de la potencia Clase A, para el parám etro de tensión 
de suministro;  
2) Se toma una medición bajo condiciones de referencia para obtener la medición de referencia (la cual 
debe estar dentro de ± 0.1 % de 
  respecto del valor esperado, de acuerdo a la incertidumbre de 
medición de la clase A de la NMX -J-610/4 -30-ANCE -2014);  
3) A continuación, conforme la temperatura ambiente varía, la medición sólo puede variar de la 
medición de referencia en la cantidad especificada anteriormente;  
4) Algunas muestras de temperatura y las variaciones de medición permitidas son:  
 25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.2 % de V din (M=2).  
 25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.14 % de V din (M=1.4).  
 25 Puede variar de la medición de referencia por ±0.12 % de V din (M=1.2).  
0° C Puede variar de la medición de referencia por ±0.1 % de V din (M=1).  
+ 45 Puede variar de la medición de referencia por ±0.1 % de V din (M=1).  
+ 45 Puede variar de la medición de referencia por ±0.2 % de V din (M=2).  
Figura 2.3 -Requisito de medición como una función de temperatura  
8.8. Condiciones ambientales  
8.8.1  Generalidades  
Los medidores de calidad de la potencia se identifican de acuerdo con los requerimientos de la Tabla 2.3: 
Tabla 2. 3-Tabla de identificación de uso de medidores  
Símbolo de identificación  Uso destinado  
 Instrumentos que cumplan con los métodos  de medición para 
medidores clase A de acuerdo a la  NMX -J-610/4 -30-ANCE -
2014 vigente.  
F Instrumentos que se insta lan de manera permanente  
I Instrumentos destinados a utilizarse en interiores  
O Instrumentos destinados a utilizarse en exteriores  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Símbolo de identificación  Uso destinado  
G Instrumentos que están destinados a utilizarse en ambientes 
con compatibilidad electromagnética común 1) 
H Instrumentos  que están destinados a utilizarse en ambientes 
con compatibilidad electromagnética severa 2) 
 
Nota:  
1) Localización normal en estaciones de potencia y subestaciones de media tensión, por ejemplo 
cuartos de control, cuarto para equipo y área de proceso.  
2) Localización normal en subestaciones de alta tensión, por ejemplo edificios de control, casa de 
máquinas, casa de relevadores y área de interruptores.  
Los instrumentos se deben nombrar según la codificación de la Tabla 2.4. La lista de los medidores 
perm itidos se proporciona en la Tabla 2.5.  
Tabla 2. 4-Tabla de codificación de instrumentos  
Instrumento de 
calidad de la 
potencia  Clase de funciones 
de acuerdo a la 
NMX -J-610/4 -30-
ANCE  Instalación fija (F) 
del instrumento  Aplicación interior 
(I) o exterior (O)  Ambiente de 
compatibilidad 
electromagnética G 
(en blanco) o H ( -H) 
PQI-A a) -FI1, -FI2 o -FO  
a) PQI, por sus siglas en inglés Power Quality Instrument.  
b) Véase Tablas 2.6 y 2.7  
 
Tabla 2. 5-Categorización de instrumentos Clase A  
Ambiente de compatibilid ad 
electromagnética  Instalación fija  
Aplicación en interiores  Aplicación en exteriores  
G PQI-A-FI1, PQI -A-FI2 PQI-A-FO 
H PQI-A-FI1-H, PQI -A-FI2-H PQI-A-FO-H 
FI1 es un ambiente interior con variaciones de temperatura incontrolables, mientras que FI2 es  un 
ambiente interior con variaciones de temperatura controlables  
 
8.8.2  Condiciones de operación de instrumentos con características FI1, FI2, FI1 -H, FI2 -H, FO y FO -H 
Las condiciones de funcionamiento para los instrumentos con características FI1, FI2, F I1-H, FI2 -H, FO y 
FO-H, están dedicados a instrumentos de instalación fija, utilizados en los siguientes casos:  
a) En ambientes de compatibilidad electromagnética G o H  
b) Para operación en interiores o exteriores.        (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  Tabla 2. 6-Condiciones de operación de lo s instrumentos con características FI1, FI2, FI1 -H, FI2 -H, FO y FO -H (1 de 2)  
Parámetros ambientales  Almacenamiento y transporte  Operación en interiores  Operación en exteriores  
Temperatura ambiente: límite de funcionamiento  IEC 60721 -3-1 / 1K5 -40 °C a +7 0 °C 
IEC 60721 -3-2 / 2K4 -40 °C a +70 °C  FI1: IEC 60721 -3-3 / 3K6 -25 °C a 
+55 °C  
FI2: IEC 60721 -3-3 / 3K5 mod.: 0 °C a 
+45 °C  FO: IEC 60721 -3-1 / 1K5 -40 °C a 
+70 °C  
Temperatura ambiente: intervalo nominal de operación b NA FI1: IEC 60721 -3-3 / 3K5 mod.: -10 
°C a +45 °C  
FI2: IEC 60721 -3-3 / 3K5 mod.: 0 °C a 
+45 °C  IEC 60721 -3-3 / 3K6  
-25 °C a +55 °C  
Humedad relativa: promedio en 24 horas  De 5 % a 95 % d De 5 % a 95 % d De 5 % a 95 % d 
Radiaciones solares  Despreciable  700 W/m2 1120 W/m2 
Precipitación eól ica (lluvia, nieve, granizo, etc.)  Despreciable  Despreciable  Precipitación significativa  
Contaminación del aire por polvo, sal, humo, gas inflamable o 
corrosivo, vapores  Contaminación del aire no  
significativa c Contaminación del aire no 
significativa c Contaminación del aire significativa 
por polvo y sal.  
Vibraciones, temblores de tierra  IEC 60721 -3-1 / 1M1  
IEC 60721 -3-2 / 2M1  IEC 60721 -3-3 / 3M1  IEC 60721 -3-3 / 3M1  
Inmunidad a los disturbios 
electromagnéticos  Ambientes FI1, FI2, 
FO --- IEC 61000 -6-5 ambiente G  IEC 61000 -6-5 ambiente G  
Ambientes FI1 -H,  FI2-
H, FO -H --- IEC 61000 -6-5 ambiente H  IEC 61000 -6-5 ambiente H  
Altitud  --- < 2 000 m  
< 4 000 m g < 2 000 m  
< 4 000 m g 
Grado de contaminación  --- 2 de acuerdo a la IEC 61010  2 o 3 de acuerdo a la IEC 61010  
Categoría de sobretensión (relacionada con el suministro)  --- IEC 61010 categoría de sobretensión 
III e f IEC 61010 categoría de 
sobretensión III e f 
Categoría de medición (relacionada con las entradas de 
medición)  --- IEC 61010 categoría de me dición III o 
IV e f IEC 61010 categoría de medición III 
o IV e f 
  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)       
 
 
 
 
 
Tabla 2.6 -Condiciones de operación de los instrumentos con características FI1, FI2, FI1 -H, FI2 -H, FO y FO -H (2 de 2)  
 
Parámetros ambientales  Almacenamiento y transporte  Operación en  interiores  Operación en exteriores  
a  Ver definición. La temperatura puede ser menor en la parte frontal de los instrumentos montados en un tablero.  
b Ver definición  
c Estas condiciones corresponden a los valores máximos dados para las clases 3C1 y 3S1 e n la IEC 60721 -3-3 
d No se considera condensación o hielo.  
e Si el instrumento se alimenta por el circuito que se está midiendo, entonces las categorías de sobre -tensión y de medición deben tener el mismo número de categoría.  
f Para orientación sobre la se lección de la correcta categoría de medición, véase IEC 61010 -2-030. Para orientación sobre la categoría de sobre -tensión, véase IEC 61010 -1 
g  Medidor para operar en altitudes superiores a los 2 000 m, todos las distancia de espacios (claros) debe ser mul tiplicado por el factor especificado en la IEC 61010 -1 
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
8.8.3  Relación entre la temperatura ambiente y la humedad relativa  
Las clases C1 y C2 definidas en la IEC 60654 -1 son aplicables, tomando en cuenta los valores de la  Tabla 
2.6. 
8.9. Requerimientos d e seguridad  
1) El medidor debe cumplir con las categorías de sobretensión especificadas en la NMX -J-600-ANCE, 
así como con las categorías de medición especificadas en la IEC 61010 -2-030. 
2) Los circuitos destinados para conectarse a un circuito accesible e xterno deben ser considerados 
como partes conductivas disponibles, por ejemplo, los circuitos de comunicación.  
3) Un puerto de comunicación que puede estar conectado a un sistema de datos también se debe 
considerar como una parte conductiva disponible.  
4) Las partes conductivas disponibles requieren de protección contra fallas.  
 Nota: El aislamiento básico no es una protección suficiente contra condiciones de falla. Ejemplos de 
aislamiento pertinente son el aislamiento doble. Aislamiento reforzado u otros m edios de protección 
especificados en la serie IEC 61010.  
5) El conductor neutro dentro de un instrumento debe ser considerado como una parte viva peligrosa.  
6) Se permite la conexión de un medidor de calidad de la potencia a un sensor de alta tensión exter no 
(por ejemplo para sistemas con una tensión nominal mayor que 1000 V C.A.) siempre que las 
características de diseño de tales sensores eviten cualquier peligro.  
8.10.  Requerimientos de compatibilidad electromagnética  
8.10.1  Emisiones  
Se deben aplicar los  requerimientos para los medidores de la clase A de la CISPR 32.  
8.10.2  Inmunidad  
Los medidores de instalación fija de la clase A con ambiente de compatibilidad electromagnética G de la 
Tabla 2.5, deben cumplir con requerimientos de inmunidad definidos en la IEC 61000 -6-5 para centrales 
eléctricas y tipo de interfaz 2. Los que se conectan por medio de transformadores de potencial y/o corriente 
deben cumplir los requerimientos de tipo de interfaz 3.  
Los medidores de instalación fija de la clase A con ambient e de compatibilidad electromagnética H de la 
Tabla 2.5, deben cumplir con los requerimientos de inmunidad definidos en la IEC 61000 -6-5 para 
subestaciones y tipo de interfaz 3.  
8.11.  Requerimientos climáticos del medidor de calidad de la potencia  
El medido r debe cumplir con el ambiente apropiado tal y como se define en la Tabla 2.6.  
8.12.  Requerimientos mecánicos  
8.12.1  Robustez mecánica del medidor  
El medidor debe cumplir con el ambiente apropiado tal y como se define en la Tabla 2.6.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
8.12.2  Robustez del c hasis  
Los requisitos de la Tabla 2.7 se deben cumplir como pruebas de modelo o prototipo.  
Tabla 2. 7-Requerimientos mecánicos del chasis  
Robustez del chasis, 
prueba des energizado  Requisito a) Medidor de instalación 
fija 
Protección proporcionada 
por el cha sis NMX -J-627-ANCE  IK 06 (1 J)  
a  Para las pruebas mecánicas con un medidor des energizado, las funciones 
del medidor deben permanecer dentro de sus especificaciones después de la 
prueba.  
 
8.13.  Grado de protección proporcionado por el chasis  
El medidor de calidad de la potencia debe cumplir con el grado de protección (IP) del medidor de acuerdo 
a la NMX -J-529-ANCE. Los requerimientos mínimos se proporcionan en la Tabla 2.8., en la cual se 
especifican los requerimientos mínimos IP para diferentes tipos de  gabinetes de los medidores de calidad de 
la potencia.  
Tabla 2. 8-Requerimientos mínimos IP  
 Aplicación en interiores  Aplicación en exteriores  
Tipo de instrumento  Partes expuestas 
(por ejemplo panel 
frontal)  Sin partes 
expuestas (por 
ejemplo 
gabinete), 
excepto panel 
frontal  Partes expuestas 
(por ejemplo el panel 
frontal no está en el 
tablero) a b Sin partes 
expuestas (por 
ejemplo el gabinete, 
el panel frontal en el 
tablero), excepto 
panel frontal  
Instalación fija, 
instrumentos 
montados en 
paneles b IP 40  IP 20 IP 54 cuando se 
instala de acuerdo a 
las instrucciones del 
fabricante  IP 51 cuando se 
instala de acuerdo a 
las instrucciones del 
fabricante  
a  Excepto para cubiertas temporalmente abiertas.  
b  Véase apartado de definiciones  
 
8.14.  Requerimientos de arranque  
Con una señal estable aplicada en las entradas de medición antes de energizar el medidor, una lectura 
exacta del valor de la tensión de alimentación debe estar disponible a través del módulo de comunicación o la 
interfaz de usuario local 15 s desp ués de energizar el dispositivo. El arranque no debe ser mayor a 15 s, el 
medidor debe indicar el tiempo máximo en que los valores de medición estén disponibles.  
8.15.  Instrucciones de operación y marcado  
8.15.1  Generalidades  
El marcado y las instrucciones  de operación deben cumplir con la NMX -J-600-ANCE, a continuación, se 
especifican requerimientos adicionales.  
8.15.2  Marcado  
El tipo de medidor se debe marcar de acuerdo a las Tablas 2.4 y 2.5 Este marcado se debe explicar en el 
manual de operación del equ ipo, por ejemplo, copia de la sección apropiada de la Tabla 2.5 o explicación de 
la justificación del marcado.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
8.15.3  Instrucciones de operación  
El fabricante o proveedor debe indicar las características del medidor que se mencionan en la plantilla 
“Tabla 2.9”. 
Tabla 2. 9-Plantilla de especificaciones de las características  
 
TÍTULO CUARTO  
TRANSFORMADORES DE MEDIDA  
9. Especificaciones para los transformadores de medida  
9.1. Transformadores de medida para centrales eléctricas  
Los transformadores de medida qu e se instalan en centrales eléctricas, deben cumplir con las 
funcionalidades que se indican en la Tabla 3.2, según corresponda.  
9.2. Transformadores de medida para centros de carga  
Los transformadores de medida que se instalan en centros de carga, deben cu mplir con las 
funcionalidades que se indican en la Tabla 3.2, según corresponda.  
9.3. Condiciones de operación  
9.3.1.  Condiciones de operación nominal  
Las condiciones de operación nominal de los transformadores de medida son las que se indican en la 
Tabla 3.1 
Tabla 3. 1-Condiciones de operación nominales de los transformadores de instrumento  
Condición o Magnitud de 
Influencia  Valores o Intervalos  
Temperatura  Categoría -25 / 40  Categoría -25 / 55  
-25 °C a 40 °C  -25 °C a 55 °C  
Altitud  0 m a 2 500 m  
Vibrac iones o sismos  Debe cumplir con la NMX -J-615/1 -ANCE  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
 
 
 
 
 
Tabla 3. 2-Aplicaciones y funcionalidades de los transformadores de medida para Centrales Eléctricas y Centros de Carga  
Funciones  Características  Método de prueba  Casos Especiales a) 
(ejemplo: ce ntrales 
eléctricas de alta 
intermitencia b)) Directamente modeladas  Indirectamente 
modeladas  
Tipo A c) Tipo 
B o C c) Tipo D c) Tipo A c) 
Transformadores de 
potencial  Las establecidas en la  
NMX -615/3 -ANCE        
Potencia instantánea        
Factor de potencia        
Frecuencia        
Transformadores de 
corriente         
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
9.3.1.1.  Operación en interiores  
Para transformadores de medida de uso interior, en donde la influencia de la radicación solar puede 
despreciarse y el aire del ambiente no se encuentra contaminado de forma significativa por polvo, humo, 
gases corrosivos, vapores o sal es, deben considerarse adicionalmente las condiciones de operación 
nominales mostradas en la Tabla 3.3.  
Tabla 3. 3-Condiciones de operación nominales de los transformadores de medida de uso interior  
Condición o Magnitud de 
Influencia  Valores o Intervalos  
Humedad  El valor promedio de humedad relativa en un periodo de 24 h no debe 
exceder 95 %.  
El valor promedio del vapor de la presión del vapor de agua en un periodo de 
24 h no debe exceder 2.2 kPa.  
El valor promedio de la humedad relativa en un periodo de un  mes no debe 
exceder 90 %.  
El valor promedio de la presión del vapor de agua por un periodo de un mes 
no debe exceder 1.8 kPa.  
 
9.3.1.2.  Operación en exteriores  
Para transformadores de medida de uso exterior deben considerarse adicionalmente las condicion es de 
operación nominales mostradas en la Tabla 3.4.  
Tabla 3. 4-Condiciones de operación nominales de los transformadores de medida de uso exterior  
Condición o Magnitud de 
Influencia  Valores o Intervalos  
Temperatura  El valor promedio de la temperatura ambi ente en un periodo de 24 h no 
debe exceder 35 °C.  
Contaminación del aire  El ambiente puede ser contaminado por polvo, humo, gases corrosivos, 
vapores o sales, pero no se deben exceder los niveles indicados en la  
NMX -J-562/1 -ANCE.  
Presión del aire  915 Pa  máximo (que corresponde a 44.44 m/s ó 160 km/h de velocidad del 
aire).  
Capa de Hielo  20 mm máximo.  
 
La radiación solar por encima de un nivel de 1 000 W/m2 (al medio día de un día despejado) y la presencia 
de condensación o precipitación deben considera rse. 
9.3.2.  Condiciones de operación especial  
Para el caso en que los transformadores de medida destinados a utilizarse bajo condiciones distintas de 
las condiciones normales de servicio, se recomienda que los requisitos del usuario se refieran a las 
condi ciones indicadas en la Tabla 3.5.  
Tabla 3. 5-Condiciones de operación de uso especial de los transformadores de medida  
Condición o Magnitud de 
Influencia  Valores o Intervalos  
Temperatura  -50 °C a 40 °C para climas muy fríos.  
-5 °C a 50 °C para climas muy calientes.  
Terremotos  0.5 g (Véase NMX -J-615/1 -ANCE).  Lunes 15 d e enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
9.3.3.  Conexión de puesta a tierra de los transformadores de instrumento.  
Los transformadores de medida deben contar con al menos una de las siguientes configuraciones de 
puesta a tierra.  
a) puesta ne utro aislado;  
b) puesta tierra resonante;  
c) neutro puesto a tierra:  
 c.1) neutro sólidamente puesto a tierra;  
 c.2) neutro puesto a tierra a través de una impedancia.  
9.3.4.  Requerimientos de exactitud  
9.3.4.1.  Generalidades  
La clase de exactitud requerid a en los transformadores de medida para propósitos de facturación de 
energía eléctrica relativos a esta norma se encuentran contenidos en la Tabla 3.6.  
Tabla 3. 6-Clase de exactitud de los transformadores de instrumento  
Transformador de 
Corriente  Transforma dor Inductivo o Capacitivo de 
Tensión  
0.2S y 0.2  0.2 
 
Los transformadores de corriente con clases de exactitud 0.2S pueden ser operados del 1% al 120% de su 
corriente nominal y conservan sus características de exactitud incluso cuando operan al 20% de su  corriente 
nominal, mientras que los transformadores de corriente con clase se exactitud 0.2 s ólo pueden ser operados 
de 5% al 120% de su corriente nominal, y sus características de exactitud se degradan cuando se operan por 
debajo del 100% de su corriente  nominal, llegando a una exactitud de 0.35% cuando se opera al 20% de su 
corriente nominal, como se muestra en la Figura 3.1  
 
 
Figura 3.1 -Límites de Clase de exactitud de relación de transformadores de corriente.  
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
9.3.4.2.  Error base máximo permisible  
El error intrínseco de los transformadores de instrumento debe estar dentro del error base máximo 
permisible correspondiente a cada caso que se detalla a continuación.  
a) El error base máximo para transformadores de corriente se muestra en la Tabla 3.7.:  
Tabla 3. 7-Error base máximo para transformadores de corriente  
Clase de 
exactitud  Error de relación  
± % Ángulo de fase  
± Minutos  ± Centirradianes  
% de la corriente nominal  % de la corriente nominal  % de la corriente nominal  
1 5 20 100 120 1 5 20 100 120 1 5 20 100 120 
0.2 S  0.75 0.35 0.2 0.2 0.2 30 15 10 10 10 0.9 0.45 0.3 0.3 0.3 
 
b) El error base máximo para transformadores inductivos de tensión se indica en la Tabla 3.8.  
Tabla 3. 8-Error base máximo para transformadores de tensión inductivos  
Clase de  
exactitud  Error de relación  
± % Ángulo de fase  
± Minutos  ± Centirradianes  
0.2 0.2 10 0.3 
 
Si el transformador tiene dos devanados secundarios separados, debe considerarse su mutua 
interdependencia, por lo que es necesario especificar un intervalo de salida para cada devanado bajo prueba, 
para el cual se deben cumplir los requisitos de exactitud conectando al devanado que no está siendo probado 
a cualquier carga desde cero hasta el valor nominal.  
Si no se dispone de estos intervalos de salida, entonces  éstos deben ser del 25 % al 100 % de la salida 
nominal para cada devanado.  
Si uno de los devanados ocasionalmente tiene carga por periodos cortos de tiempo, o s ólo es usado como 
un devanado de tensión residual, su efecto sobre los otros devanados puede se r despreciado.  
El error de relación y el ángulo de fase a la frecuencia nominal no deben exceder los valores indicados 
para cualquier valor entre el 80 % y el 120 % de la tensión de salida conectada a:  
a) Cualquier valor de carga desde 0 VA al 100 % de la carga nominal con un factor de potencia igual  a 
1 para el Intervalo de Carga I;  
b) Una carga con valor de entre el 25 % y el 100 % de la carga nominal con un factor de potencia  de 
0.8 en retraso para el Intervalo de Carga II.  
Los valores de carga nominal  de 1.0 VA, 2.5 VA, 5.0 VA y 10 VA con un factor de potencia igual a 1 son 
llamados intervalo de carga I.  
Los valores de carga nominal de 10 VA, 25 VA, 50 VA y 100 VA con un factor de potencia 0.8 en retraso 
son llamados intervalo de carga II.  
Los errores deben determinarse en las terminales del transformador incluyendo los efectos de cualquier 
fusible o resistor que sean parte integral del transformador.  
Para transformadores con derivaciones del devanado secundario, los requerimientos de exactitud se 
refieren a la relación de transformación más alta, a menos que se especifique otra cosa.  
c) El error base máximo para transformadores de capacitivos de tensión se indica en la Tabla 3.9.  
Tabla 3. 9-Error base máximo para transformadores capacitivos de tensión.  
Clase de 
exactitud  Error de relación  
± % Ángulo de fase  
± Minutos  ± Centirradianes  
0.2 0.2 10 0.3 
 Lunes 15 d e enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
El error de relación y el ángulo de fase no deben exceder los valores indicados a cualquier temperatura y 
frecuencia dentro de los intervalos de referenc ia, con la tensión de salida conectada a:  
a) Cargas desde 0 % al 100 % de la carga nominal para el Intervalo de Carga I;  
b) Cargas desde el 25 % y el 100 % de la carga nominal para el Intervalo de Carga II.  
Los valores de carga nominal de 1.0 VA, 2.5 VA, 5 .0 VA y 10 VA con un factor de potencia igual a 1 son 
llamados intervalo de carga I.  
Los valores de carga nominal de 10 VA, 25 VA, 50 VA y 100 VA con un factor de potencia 0.8 en retraso 
son llamados intervalo de carga II.  
Los errores deben determinarse en  las terminales del transformador incluyendo los efectos de cualquier 
fusible o resistor que sean parte integral del transformador.  
Para transformadores con derivaciones del devanado secundario, los requerimientos de exactitud se 
refieren a la relación de transformación más alta, a menos que se especifique otra cosa.  
9.3.5.  Marcado  
Los transformadores de medida deben llevar una placa de datos adherida, cuyo marcado sea indeleble y 
contenga los requisitos referentes a marcado establecidos en la NMX -J-615-1-ANCE -2017.  
Adicionalmente, los transformadores de tensión inductivos o capacitivos deben cumplir con los requisitos 
de marcado adicional, marcado de terminales y marcado de valores nominales que se indican en la  NMX -J-
615/3 -ANCE. Los trasformadores de corr iente deben cumplir con el Apéndice A.  
9.3.6.  Protección de propiedades metrológicas  
Debe asegurarse que los transformadores de medida conserven sus características metrológicas. Debe 
cumplirse con siguientes requisitos técnicos de operación:  
a) Requisitos  dieléctricos  
Para asegurar que físicamente los transformadores de medida puedan soportar las diversas condiciones 
de alta tensión a las cuales estarán sometidos en operación, debe comprobarse cualitativamente que no 
existan los efectos señalados a en la T abla 3.10.  
Tabla 3. 10-Aseguramiento físico, efectos no permitidos  
# Requisitos Dieléctricos  
1 Falla de aislamiento y/o descargas disruptivas al aplicar impulso por rayo e impulso 
por maniobra en terminales primarias  
2 Falla de aislamiento y/o descargas disruptivas al aplicar tensión máxima nominal o 
impulso por maniobra en condiciones de humedad.  
3 Falla de aislamiento al aplicar tensión en terminales primarias.  
4 Falla de aislamiento al aplicar tensión entre secciones.  
5 Falla de aislamiento al aplic ar tensión en terminales secundarias.  
6 Falla de aislamiento al aplicar tensión de impulsos cortados en terminales primarias.  
 
Dicho de otra forma, deben evitarse los efectos que se indican en la Tabla 3.10.  
b) Requisitos mecánicos  
Para asegurar que mecá nicamente los transformadores de medida pueden soportar las condiciones de 
operación mecánica a las cuales estarán sometidos, debe comprobarse cualitativamente que no existan los 
efectos señalados en la Tabla 3.11.  
Tabla 3. 11-Aseguramiento mecánico, efect os no permitidos  
# Requisitos Mecánicos  
1 Ruptura ante impactos y cumplimiento del código IP de la envolvente.  
2 Fuga de gas en unidades capacitivas bajo condiciones de alta temperatura.  
3 Fuga en sistemas líquidos.  
4 Incorrecto funcionamiento de aisla dores de transformadores incorporados a sistemas GIS.  
5 Facilidad de acceso al circuito principal del transformador para evitar alteraciones.  
 
Dicho de otra forma, deben evitarse los efectos que se indican en la Tabla 3.11.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
c) Requisitos ante diversas co ndiciones de operación y de disturbios.  
Para asegurar que distintas condiciones de operación y de disturbios no afecten a los transformadores de 
medida, es necesario comprobar cuantitativamente y/o cualitativamente que no existan los efectos señalados 
a en a Tabla 3.12.  
Tabla 3. 12-Condiciones de operación y disturbios, efectos no permitidos  
# Requisitos ante condiciones de operación y disturbios  
1 Exceso de incremento de temperatura bajo condiciones de operación nominal.  
2 Exceso de tensión de radio inter ferencia, sobretensiones transmitidas e inmunidad (para partes 
electrónicas de los transformadores).  
3 Exceso de descargas parciales.  
4 Exceso de tensión entre espiras.  
5 Exceso de cambio de valor de capacitancia ante pruebas dieléctricas y exceso de va lores límite del 
factor de disipación.  
6 Exceso de oscilaciones de ferroresonancia.  
7 Exceso de fuga anual para sistemas de presión cerrados.  
8 Exceso de deformación en puntos críticos ante cambios de presión en transformadores de 
envolvente metálico.  
9 Exceso de corriente térmica y corriente dinámica ante condiciones de cortocircuito.  
 
Adicionalmente se debe comprobar que no existan daños en el transformador, cumplimiento de exactitud, 
cumplimiento de requisitos dieléctricos y que no haya deterioro e n aislamientos de conductores.  
9.3.7.  Protección de software  
Si el transformador de instrumento cuenta con alguna unidad de conversión y/o salida de señales digitales, 
como en el caso de transformadores de medida ópticos, se deben cumplir los requisitos co rrespondientes de 
la norma IEC 61869 -9. 
9.3.8.  Mantenimiento  
Para preservar las características metrológicas de los transformadores de instrumento, se recomienda 
seguir las instrucciones proporcionadas en la sección B5 del apéndice B de NMX -J-615/1 -ANCE.  
9.3.9. Durabilidad  
Una vez instalados, los transformadores de instrumento deben diseñarse para mantener una adecuada 
estabilidad de sus características metrológicas durante un periodo de tiempo de acuerdo a las 
especificaciones dadas por el fabricante.  
El fabricante debe proveer evidencia que soporte la durabilidad especificada.  
Los transformadores de instrumento deben diseñarse para reducir, el o los efecto(s) de un defecto que 
conduzca a un resultado de medición fuera del rango de exactitud, por lo que deb e considerarse lo siguiente:  
a) Que no se produzcan errores significativos de durabilidad; o  
b) Que se detecten errores de durabilidad significativos y sea posible actuar para evitarlos.  
TÍTULO 5  
APROBACIÓN DE MODELO O PROTOTIPO  
10. Requisitos universales para los medidores  
Este capítulo 10 indica la documentación, protocolos de prueba y pruebas que deben aprobar todos los 
medidores como parte de su proceso para obtener su aprobación de modelo o prototipo.  
Existen pruebas en las que las condiciones de aplic ación de las mismas varían dependiendo el tipo de 
medidor: medidor de parámetros para calidad de la energía, medidores para energía activa y reactiva, o 
medidores para energía activa, en cuyo caso, las condiciones particulares se indican en los capítulos 1 1 y 12 
respectivamente.  
Asimismo, en los capítulos 11 y 12 se indican las pruebas adicionales que deben cumplir los medidores de 
parámetros para calidad de la potencia y los medidores de energía reactiva y activa.  
10.1 Listado de pruebas para aprobación de  modelo o prototipo  
En la Tabla 4.1 se indican las pruebas que deben aprobar los medidores para obtener su aprobación de 
modelo o prototipo.  
La tabla 4.1 indica las pruebas aplicables a:  
a) Medidores de parámetros para calidad de la potencia;  
b) Medidores de energía activa y reactiva; y  
c) Medidores de energía activa.   Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      Tabla 4. 1-Pruebas para obtener la aprobación de modelo o prototipo (1 de 2)  
Requisitos o pruebas  Medidor de 
energía activa  Medidores de 
energía activa y 
reactiva  Medidores de 
parámetros de 
calidad de la potencia  
Documentación (10.2.1)     
Agrupación de modelo (10.2.2)     
Procedimiento de validación (10.2.4)     
Programa de pruebas (10.2.5)     
Condiciones de referencia (10.2.6)     
Pruebas para comprobar el 
cumplimiento de los errores 
máximos permisibles  
(10.3)  Determinación del error intrínseco inicial (10.3.1)     
Autocalentamiento (10.3.2)     
Corriente de arranque (10.3.3)     
Estado sin carga (10.3.4)     
Constantes del medidor (10.3 .5)    
Pruebas para magnitudes de 
influencia (10.4)  Dependencia con la temperatura (10.4.1)     
Balance de carga (10.4.2)     
Variación de tensión (10.4.3)     
Variación de frecuencia (10.4.4)     
Armónicas en tensión y corriente (10.4 .5)    
Variaciones de tensión severa (10.4.6)     
Interrupción de una o dos fases (10.4.7)     
Subarmónicas en el ci rcuito de C.A. (10.4.8)     
Armónicas en el circuito de corriente alterna (10.4.9)     
Secuencia de fase invertida (dos fases intercambiadas) (10.4.10)     
Inducción magnética continua de origen externo (10.4.11)     
Campo magnético de origen externo (10.4.12)     
Camp os electromagnéticos radiados (10.4.13)     
Disturbios conducidos, inducidos por campos de radiofrecuencia (10.4.14)     
Señal de corriente continua en el circuito de corriente alterna (10.4.15)     
Armónicas de orden alto (10.4.16)           (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  Tabla 4.1 -Pruebas para obtener la aprobación de modelo o prototipo (2 de 2)  
Requisitos o pruebas  Medidor de energía 
activa  Medidores de energía 
activa y reactiva  Medidores de parámetros 
de calidad de la potencia  
Pruebas para disturbios o 
perturbaciones (10.5)  Campo magnético de origen ext erno (10.5.2)     
Descarga electrostática (10.5.3)     
Transitorios rápidos (10.5.4)     
Decrementos súbitos e interr upciones de tensión (10.5.5)     
Campos electromagnéticos de RF radiados (10.5.6)     
Sobretensiones en la línea de alimentación eléctrica de 
corriente alterna (10.5.7)     
Inmunidad de ondas oscilatorias amortiguadas (10.5.8)     
Sobrecorriente de corta duración (10.5.9)     
Tensión de impulso (10.5.10)     
Tensión de impulso para y entre circuitos (10.5.11)     
Tensión de impulso de los circuitos eléctricos con relación 
a tierra (10.5.12)     
Falla a tierra (10.5.13)     
Operación de dispositivos auxiliares (10.5.14)     
Pruebas mecánicas (10.6)  Vibraciones (10.6.1 )    
Impacto (10.6.2)     
Protección contra radiación solar (10.6.3)     
Protección contra ingreso de polvo (10.6.4)     
Pruebas climáticas (10.7)  Temperaturas extremas -calor seco (10.7.1)     
Temperaturas extremas -frío (10.7.2)     
Calor húmedo, estado estacionario (sin condensación), 
para clase de humedad H1 (10.7.3)     
Calor húmedo, cíclico (condensamiento) para clases de 
humedad H2 y H3 (10.7.4)     
Prueba de agua (10.7.5)     
Prueba de durabilidad (10.7.6)     
Pruebas de la condición de arranque 
y sin carga  
 Prueba de la condición sin carga ()     
Arranque ()     
Constante del medidor ()     
Armónicas      
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
10.2 Requisitos generales  
10.2.1  Documentación  
En cualquier proceso de solicitud de apr obación de modelo o prototipo, debe presentarse la 
documentación que se indica a continuación:  
1) Identificación del instrumento, incluyendo:  
a) Nombre o denominación comercial;  
b) Versión(es) de hardware y software; y  
c) Dibujo de la placa de identificaci ón. 
2) Características metrológicas del medidor de electricidad, incluyendo:  
a) Descripción del principio de medición;  
b) Especificaciones metrológicas tales como la clase de exactitud y las condiciones nominales de 
funcionamiento; y  
c)  Pasos que deben re alizarse antes de probar el medidor de electricidad.  
3) Las especificaciones técnicas del medidor de electricidad, incluyendo:  
a) Diagrama a bloques con una descripción funcional de los componentes y dispositivos;  
b) Dibujos, diagramas e información genera l del software, que expliquen la construcción y el 
funcionamiento, incluidos los enclavamientos;  
c) Descripción y posición de los sellos u otros medios de protección;  
d) Documentación relativa a las características de durabilidad;  
e) Certificado de cumplim iento con el Proyecto;  
f) Frecuencias de reloj específicas; y  
g) Consumo energético del medidor de electricidad.  
4) Manual de usuario;  
5) Manual de instalación; y  
6) Una descripción de la verificación de instalación para fallas significativas, si procede.  
Asimismo, la documentación del software debe contener:  
1) Una descripción del software propietario o legalmente relevante y cómo se cumplen los requisitos 
siguientes:  
a) Lista de módulos del software con la relevancia legal pertinente, acompañada de una 
declaración de que todas las funciones están incluidas en la descripción con los términos 
correspondientes;  
b) Descripción de las interfaces del software de la parte del software legalmente relevante, así 
como los comandos y los flujos de datos a través de e sta interfaz, incluida una declaración de 
integridad;  
c) Descripción de la generación de la identificación del software; y  
d) Lista de parámetros a proteger y descripción de los medios de protección.  
2) Una descripción de los medios de seguridad del sistem a operativo (contraseña, etc.), cuando 
proceda;  
3) Una descripción de los métodos de sellado (software);  
4) Una visión general del hardware del sistema, por ejemplo, diagrama a bloques de topología, tipo de 
computadora(s), tipo de red, etc;       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
5) Cuando un co mponente de hardware se considere legalmente relevante o cuando desempeñe 
funciones con implicaciones legales, también debe identificarse;  
6) Descripción de la exactitud de los algoritmos (por ejemplo, filtrado de los resultados de conversión 
A/D, cálculo de precios, algoritmos de redondeo, etc.);  
7) Descripción de la interfaz de usuario, menús y diálogos.  
8) Identificación del software y las instrucciones para obtenerlo de un instrumento en uso;  
9) Lista de comandos de cada interfaz de hardware del instrum ento de medición, dispositivo electrónico 
o subconjunto incluyendo una declaración de integridad;  
10) Una lista de los errores de durabilidad que son detectados por el software y, si es necesario para dar 
mejor claridad, una descripción de los algoritmos d e detección;  
11) Una descripción de los conjuntos de datos almacenados o transmitidos;  
12) Si la detección de las fallas se realiza en el software, una lista de las fallas detectadas y una 
descripción del algoritmo de detección, y  
13) El manual de operació n. 
Si la aprobación de modelo o prototipo se basa en documentación de aprobación de modelo existente, la 
solicitud debe ir acompañada con dicha documentación y demás evidencia que respalde que el diseño y las 
características del instrumento de medición cum plen los requisitos de la presente Norma Oficial Mexicana.  
10.2.2  Agrupación de modelo  
Los medidores producidos por el mismo fabricante pueden formar un modelo, siempre que tengan 
propiedades metrológicas similares resultantes del uso de la misma construcc ión uniforme de piezas/módulos 
que determinan las propiedades metrológicas.  
Un modelo puede tener varios intervalos de corriente y varios valores de tensión y frecuencia nominal, e 
incluir varios modos de conexión y varios dispositivos auxiliares.  
Nota -“Misma construcción uniforme” significa normalmente la misma construcción de: los elementos de 
medición, del software de medición, del registro y el dispositivo indicador, el mismo mecanismo de 
compensación de temperatura, la misma construcción de caja, bloqu e de terminales e interfaz mecánica.  
10.2.3  Muestreo para las pruebas de aprobación de modelo o prototipo  
El fabricante debe elegir uno de los tamaños de muestra que se establecen en la Tabla 4.2. La condición 
de prueba y el criterio de aceptación/rechazo,  está en función del tamaño de la muestra.  
Tabla 4. 2-Tamaño de la muestra, condición de prueba y criterio de aceptación/rechazo  
# de especímenes  
(tamaño de la muestra)  Condición de prueba  Criterio de aceptación/rechazo  
3 a 5 medidores  Todos los medidores deben ser 
sujetos a todas las pruebas.  Todos los medidores deben cumplir 
con todos los valores especificados 
en las pruebas.  
6 a 8 medidores  Todos los medidores deben ser 
sujetos a todas las pruebas.  En caso de que, en total, los 
medidores incumplan dos v alores o 
más de los especificados en las 
pruebas, se rechaza el prototipo.  
3 grupos de 3 medidores  El total de las pruebas debe ser 
cubierto entre los tres grupos  Todos los grupos deben cumplir con 
todos los valores especificados en 
las pruebas aplicadas.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
10.2.4  Procedimiento de validación  
El procedimiento de validación consiste en una combinación de análisis de la documentación y validación 
del diseño, y validación por prueba funcional de las funciones del software. En la Tabla 4.3, se establece el 
proce dimiento de validación que debe realizarse para cada comprobar el cumplimiento con cada 
especificación del Proyecto.  
Tabla 4. 3-Procedimiento de validación  
Requisito  Procedimiento de validación  
# Título  Análisis de la 
documentación y 
validación del diseño  
(AD)  Validación por prueba 
funcional de las 
funciones del 
software  
(VFTSw)  
7.6.2  Identificación del software    
7.6.3.1  Prevención contra uso indebido    
7.6.3.2  Prevención contra fraude    
7.6.4  Protección de parámetros    
7.6.5  Separació n de dispositivos electrónicos 
y subconjuntos o módulos   na 
7.6.6  Separación de partes del software   na 
7.6.7  Almacenamiento de datos, transmisión 
a través de sistemas de comunicación    
7.6.7.1.2  Protección de datos    
7.6.7.2  Almacenamiento automático    
7.6.7.3.1  Retardo de transmisión    
7.6.7.3.2  Interrupción de transmisión    
7.6.7.4  Estampa de tiemp o   
7.6.8  Mantenimiento y actualización   na 
n/a = no aplica  
 
10.2.5  Programa de pruebas  
La determinación del error intrínseco inicial debe ser la prime ra prueba a la que se somete el medidor, 
como se describe en 10.3.1.  
Al comienzo de cualquier serie de pruebas, se permitirá que el medidor se estabilice con circuitos de 
tensión energizados durante el periodo de tiempo especificado por el fabricante.  
El orden de los puntos de prueba para el error intrínseco inicial debe ser desde la corriente más baja hasta 
la más alta y luego de la corriente más alta hasta la más baja. Para cada punto de prueba, el error resultante 
debe ser el promedio de esas mediciones.  Para I max, el tiempo máximo de medición será de 10 min, incluido 
el tiempo de estabilización.  
La determinación del error intrínseco (bajo condiciones de referencia), siempre debe realizarse antes de 
las pruebas de las magnitudes de influencia y antes de l as pruebas de disturbios que se relacionan con el 
límite de error de cambio o con una condición de falla significativa por el error.  
Las salidas de prueba (de pulso) pueden utilizarse para pruebas de requisitos de exactitud. En este caso, 
la prueba debe re alizarse para asegurar que la relación entre el registro de energía básico y la salida de 
prueba utilizada cumple con las especificaciones del fabricante.  
Si se especifica un medidor con modos de conexión alternativos, como conexiones monofásicas para 
medi dores polifásicos, deben realizarse las pruebas de error base máximo permisible para todos los modos de 
conexión especificados, de acuerdo con 7.3.3       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
10.2.6  Condiciones de referencia  
Durante las pruebas de aprobación de modelo prototipo, a menos que se indi que lo contrario en las 
instrucciones particulares de las pruebas, todas las magnitudes de influencia, con excepción de la magnitud 
de influencia bajo prueba, deben mantenerse en las condiciones de referencia indicadas en la Tabla 4.4.  
Tabla 4. 4-Condicione s de referencia y sus tolerancias  
Magnitud  Condiciones de referencia  Tolerancia  
Tensión(es) (1) Vnom ± 1 %  
Temperatura ambiente  23 ºC (2) ± 2 ºC  
Frecuencia  fnom ± 0.3 %  
Forma de onda  Senoidal  d < 2 % 
Inducción magnética de origen externo a la frecuenc ia de 
referencia  0 T B < 0.05 mT  
Campos electromagnéticos de RF 30 kHz a 6 GHz  0 V/m  < 1 V/m  
Secuencia de fase para medidores polifásicos  L1, L2, L3  - 
Balance de carga  Misma corriente para todos 
los circuitos de corriente  ± 2 % 
(corriente) y ± 
2º (ángul o de 
fase)  
1) El requisito se aplica tanto a fase -fase y fase -neutro para los medidores de poli -fase.  
2) Las pruebas se pueden realizar a otras temperaturas si los resultados se corrigen a la temperatura de 
referencia aplicando el coeficiente de temperatu ra establecido en las pruebas de modelo o prototipo y 
siempre que se lleve a cabo un análisis de incertidumbre adecuado.  
Nota -Las condiciones de referencia y sus tolerancias se dan para asegurar la reproducibilidad entre los 
laboratorios, no para determina r la exactitud de las pruebas. Las exigencias sobre la estabilidad a corto 
plazo durante la prueba de factores de influencia pueden ser mucho más altas que las mostradas en esta 
tabla.  
 
Tabla 4. 5-Condiciones de carga y sus tolerancias en las pruebas  
Magn itud Condiciones  Tolerancia  
Corriente(s)  Intervalo de corriente del 
dispositivo bajo prueba  ± 1.0  
Factor de potencia  Intervalo del factor de potencia del 
dispositivo bajo prueba  Diferencia de fase corriente a 
tensión ± 2°  
 
Nota:  Las condiciones de carg a y sus tolerancias se dan para garantizar la reproducibilidad entre los 
laboratorios, no para determinar la exactitud de las pruebas. Las exigencias sobre la estabilidad a 
corto plazo durante la prueba de factores de influencia pueden ser mucho más altas que las 
mostradas en esta tabla.  
 
Para la mayoría de las pruebas, la potencia medida será constante si las otras magnitudes de influencia se 
mantienen constantes en las condiciones de referencia. Sin embargo, esto no es posible para algunas 
pruebas tales como la influencia de la variación de tensión y el desbalance de carga. Por lo tanto, el error de 
cambio siempre debe medirse como el cambio del error relativo y no el de la potencia absoluta.  
10.3 Pruebas para comprobar el cumplimiento con los errores máx imos permisibles  
10.3.1  Determinación del error intrínseco inicial  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar que el error del medidor en las condiciones de referencia es menor 
que el valor del error base máximo permisible correspondiente establecido en la Tabla 1.5. 
b) Procedimiento de prueba: Los medidores que sean capaces de medir energía unidireccional y 
bidireccional, como se describe en 7.3.2, deben cumplir con el error base máximo permisible 
correspondiente de la Tabla 1.5 para flujo de energía en ambas dir ecciones, positiva y negativa.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 El medidor que se especifique como capaz de medir solamente el flujo de energía positiva, como se 
describe en 7.3.2, debe cumplir con los requisitos de error base máximo permisible establecidos en la 
Tabla 1.5, para el flujo  de energía positivo. Estos medidores también deben someterse a un flujo de 
energía invertido, en respuesta, con lo cual el medidor no debe registrar energía en el registro 
primario, o emitir más de un pulso en su salida de prueba. El tiempo de prueba debe  ser al menos  1 
min, o el tiempo en que la salida de prueba registre 10 pulsos en la dirección del flujo de energía 
positiva, o el tiempo en que el registro primario registre 2 unidades del dígito menos significativo en la 
dirección del flujo de energía po sitiva, el que sea más largo.  
 En el caso de diseños de inmovilización de funcionamiento en reversa que tienden a ser afectados 
por el calentamiento, el tiempo de prueba debe extenderse a 10 min en Imax.  
c) Puntos de prueba obligatorios: Para pruebas de fl ujo positivo, negativo y en reversa, los puntos de 
prueba obligatorios se establecen en la Tabla 4.6.  
Tabla 4. 6-Puntos de prueba obligatorios para la determinación de la prueba del error intrínseco inicial  
Corriente  Factor de potencia  Puntos de prueba obli gatorios  
Flujo positivo  Flujo negativo  Flujo invertido  
Imin Unitario   n/a  
Itr Unitario    n/a 
Más inductivo 1)   n/a 
Más capacitivo 1)   n/a 
Punto intermedio en 
el intervalo de I tr a 
Imax Unitario   n/a n/a 
Más inductivo 1)  n/a n/a 
Más capacitivo 1)  n/a n/a 
Imax Unitario     
Más inductivo 1)   n/a 
Más capacitivo 1)   n/a 
1) De 0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto  
 
10.3.2  Autocalent amiento  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar que el medidor es capaz de transportar I max continuamente, como 
se especifica en la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: Los circuitos de tensión se deben energizar a la tensión de referencia 
durante al menos 2  h. Entonces, con el medidor condiciones diferentes a las condiciones de 
referencia, debe aplicarse la corriente máxima a los circuitos de corriente. El cable que se utilizará 
para energizar el medidor debe ser de cobre, con longitud de 1 m y sección trans versal que asegure 
que la densidad de corriente esta entre 3.2 A/mm2 y 4 A/mm2. 
 El error del medidor debe ser monitoreado a un factor de potencia unitario y a intervalos 
suficientemente cortos para registrar la curva de variación de error en función del t iempo. La prueba 
debe efectuarse durante al menos 1 h, y en cualquier caso, hasta que la variación de error en un 
periodo de 20 m no supere el 10% del error base máximo permisible. El cambio de error en 
comparación con el error intrínseco debe cumplir en t odo momento los requisitos dados en la  Tabla 
1.7. 
 Si el error de cambio no se ha nivelado (de modo que la variación del error durante cualquier periodo 
de 20 min no supere el 10% del error base máximo permisible) al final de la prueba, se permite que el 
medidor vuelva a su estado de temperatura inicial y debe repetirse toda la prueba a factor de 
potencia de 0.5 en atraso o, si la carga puede cambiarse en menos de 30 seg, el error del medidor 
debe medirse a I max y con factor de potencia de 0.5 en atraso; de be comprobarse que el error de 
cambio en comparación con el error intrínseco cumple con los requisitos dados en la Tabla 1.7.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 Las amplitudes armónicas se deben calcular, respectivamente, con respecto a la amplitud de la 
componente de frecuencia fund amental de la tensión o corriente. El ángulo de fase se debe calcular 
en relación con el cruce por cero de la tensión de frecuencia fundamental o de la componente de 
corriente, respectivamente.  
c) Puntos de prueba obligatorios: La prueba se debe realizar, como mínimo, a 10·I tr, f.p. = 1, donde el 
factor de potencia está dado por la componente fundamental.  
Tabla 4. 7-Forma de onda cuadriforme  
Número de 
armónica  Amplitud de 
corriente  Ángulo de fase de 
corriente  Amplitud de 
tensión  Ángulo de fase de 
tensión  
1 100%  0° 100%  0° 
3 30% 0° 3.8%  180° 
5 18% 0° 2.4%  180° 
7 14% 0° 1.7%  180° 
11 9% 0° 1.0%  180° 
13 5% 0° 0.8%  180° 
 
Tabla 4. 8-Forma de onda pico  
Número de 
armónica  Amplitud de 
corriente  Ángulo de fase de 
corriente  Amplitud de 
tensión  Ángulo de fase de 
tensión  
1 100%  0° 100%  0° 
3 30% 180° 3.8%  0° 
5 18% 0° 2.4%  180° 
7 14% 180° 1.7%  0° 
11 9% 180° 1.0%  0° 
13 5% 0° 0.8%  180° 
 
 
Figura A -Amplitud de corriente para la forma de onda cuadriforme       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 
Figura B -Amplitud de corriente para la forma de onda pico  
10.4.6  Variaciones de tensión severa  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar que el cambio de error debido a variaciones severas de tensión 
cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: Se debe medir primero el error intrínseco en U nom. Se debe comprobar 
entonces que el cambio de error relativo al error intrínseco en U nom cumple con los requisitos de la 
Tabla 1.7 cuando la tensión varía de 0.8·U nom a 0.9·U nom y de 1.1·U nom a 1.15·U nom. Para los 
medidores polifásicos, la tensión de prueba  debe estar balanceada. Si se indican varios valores 
Unom, la prueba se debe repetir para cada valor U nom. 
c) Puntos de prueba obligatorio: La prueba se debe realizar como mínimo a 10·I tr, f.p.= 1 y para 
tensiones de 0.8·U nom, 0.85·U nom y 1.15·U nom. 
10.4.7  Interrupción de una o dos fases  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar que el error de cambio debido a la interrupción de una o dos fases 
cumple con los requisitos de la Tabla 1.7. La prueba es sólo para medidores polifásicos con tres 
elementos de medición.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error en comparación con el error intrínseco en condiciones 
de tensión balanceada y corriente de carga, se debe medir cuando se elimine una o dos de las fases 
manteniendo constante la corriente de carga. Dos fases i nterrumpidas son sólo para aquellos modos 
de conexión donde una fase que falta significa que la energía puede ser entregada. Un medidor de 
polifásico que se alimente sólo a partir de una de sus fases no debe interrumpir la tensión de esa 
fase, para los fin es de esta prueba.  
c) Puntos de prueba obligatorios: La prueba se debe realizar, como mínimo, a 10·I tr, eliminando una o 
dos fases en combinaciones tales que permitan que cada fase se haya retirado al menos una vez.  
10.4.8  Subarmónicas en el circuito de co rriente alterna  
a) Objetivo de la prueba: Verificar que el cambio de error debido a los subarmónicos cumple con los 
requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidal es, se medirá cuando la corriente de referencia sinusoidal sea reemplazada por otra señal 
sinusoidal con el doble del valor pico y que se activa y se desactiva cada segundo periodo como se 
muestra en la Figura C.1 y C.2 (la potencia medida debe ser la mism a que la señal sinusoidal 
original, mientras que la corriente RCM es 1.41 veces mayor). Debe cuidarse que no se introduzca 
ninguna corriente directa significativa. Durante la prueba, el valor pico de la corriente no debe 
exceder de 1.4·I max. 
c) Puntos de p rueba obligatorios: La prueba se debe realizar, como mínimo, con una corriente de 
referencia de 10·I tr, f.p.= 1.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
10.4.9  Armónicas en el circuito de corriente alterna  
a) Objetivo de la prueba: Para verificar que el cambio de error debido a armónicos en el  circuito de 
corriente alterna cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se medirá cuando la corriente de referencia sinusoidal como se mue stra en la Figura 
C.1 sea reemplazada por una corriente con el doble del valor pico original donde la forma de onda 
sinusoidal se pone a cero durante el primer y tercer cuarto del periodo, como se muestra en la Figura 
C.2. La potencia medida debe ser la mi sma que para la señal sinusoidal original mientras que la 
corriente RCM es 1.41 veces mayor. Durante el ensayo, el valor pico de la corriente no debe exceder 
de 1.4·I max. 
c) Puntos de prueba obligatorios: La prueba se realizará, como mínimo, con una corrie nte de referencia 
de 10·I tr, f.p.= 1.  
10.4.10  Secuencia de fase invertida (dos fases intercambiadas)  
a) Objetivo de la prueba: Para verificar que el cambio de error debido al intercambio de dos de las tres 
fases cumple con los requisitos de la Tabla 1.7. E sta prueba sólo se aplica a los medidores trifásicos.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en las 
condiciones de referencia, se medirá cuando se intercambian dos de las tres fases.  
c) Puntos de prueba oblig atorios: La prueba se realizará, como mínimo, con una corriente de referencia 
de 10·I tr, f.p.= 1 con dos de las tres fases intercambiadas.  
10.4.11  Inducción magnética continua de origen externo  
a) Objetivo de la prueba: Verificar que el cambio de error deb ido a la inducción magnética continua 
(C.D.) de origen externo cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de la prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en las 
condiciones de referencia, se medirá cuando el medido r se someta a una inducción magnética 
continua con una sonda en forma de imán permanente con una superficie de al menos 2 000 mm2. El 
campo magnético a lo largo del eje del núcleo del imán debe cumplir con los detalles especificados 
en la Tabla 4.9.  
c) Puntos de prueba obligatorios: Seis puntos por metro de superficie. La prueba se realizará, como 
mínimo, en 10·I tr, f.p.= 1. El cambio de error más grande debe observarse como resultado de la 
prueba.  
Tabla 4. 9-Especificaciones del campo a lo largo del eje de l núcleo del imán  
Distancia de la superficie del imán  Inducción magnética  Tolerancia  
30 mm  200 mT  ± 30 mT  
 
10.4.12  Campo magnético de origen externo  
La norma aplicable es la NMX -J-579/4 -8-ANCE -2006 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verific ar que el cambio de error debido a un campo magnético de C.A. a la 
frecuencia de 60 Hz cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en las 
condiciones de referencia, se de be medir cuando el medidor se exponga a un campo magnético a la 
frecuencia de potencia (f = f nom = 60 Hz) bajo la condición más desfavorable de fase y dirección.  
c) Severidad de la prueba: Campo permanente de 400 A/m.  
d) Puntos de prueba obligatorios: La p rueba se realizará como mínimo a 10·I tr y a I máx, f.p.= 1.  
10.4.13  Campos electromagnéticos radiados  
La norma aplicable es la NMX -J-610/4 -3-ANCE -2015 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Para comprobar que el error de cambio debido a los campos  
electromagnéticos radiados de radiofrecuencia cumple con los requisitos de la Tabla 1.7, se debe 
observar que la condición de prueba 2 corresponde a la prueba de perturbación conforme al numeral 
10.5.6.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en c omparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se medirá cuando el medidor se someta a campos de electromagnéticos de RF. La 
intensidad del campo electromagnético debe ser la especificada por el nivel de severidad y la 
uniformidad del camp o debe ser la definida por la norma NMX -J-610/4 -3-ANCE -2015. Los intervalos 
de frecuencia a considerar se barren con la señal modulada, interrumpiendo para ajustar el nivel de 
la señal de RF o para conmutar osciladores y antenas según sea necesario. Cuando  el intervalo de 
frecuencia se varía de forma incremental, el tamaño del paso no debe exceder del 1% del valor de 
frecuencia precedente. El tiempo de prueba para un cambio de frecuencia del 1% no debe ser menor 
que el tiempo para realizar una medición y en  ningún caso no menor de 0.5 segundos.  
 La longitud del cable expuesta al campo electromagnético debe ser de 1 metro.  
 La prueba se debe realizar con la antena generadora mirando a cada lado del medidor. Cuando el 
medidor pueda ser utilizado en diferentes orientaciones (es decir, vertical u horizontal), todos los 
lados deben ser expuestos a los campos durante la prueba.  
 La portadora debe estar modulada con 80% de AM a 1 kHz de onda sinusoidal.  
 El medidor se debe probar por separado a las frecuencias de re loj especificadas por el fabricante.  
 Cualquier otra frecuencia sensible también se debe analizar por separado.  
Nota -Normalmente estas frecuencias sensibles son las frecuencias emitidas por el medidor.  
 El medidor debe probarse en las dos condiciones de pr ueba, en donde la condición de prueba 2 
corresponde a la prueba de perturbación descrita en 10.5.6  
c) Condición de prueba 1: Durante la prueba, el medidor se debe energizar con tensión de referencia y 
una corriente igual a 10·I tr. El error de medición del medidor se debe monitorear por comparación con 
un medidor de referencia no expuesto al campo electromagnético o inmune al campo, o por un 
método igualmente adecuado.  
 El error en cada intervalo incremental del 1% de la frecuencia portadora debe ser monitor eado y 
comparado con los requisitos de la Tabla 1.7. Cuando se utilice un barrido de frecuencia continuo, 
esto se logra ajustando la relación del tiempo de barrido y el tiempo de cada medición. Cuando se 
usan pasos de frecuencia incrementales de 1%, esto s e logra ajustando el tiempo de permanencia en 
cada frecuencia para ajustar el tiempo de medición.  
d) Condición de prueba 2: Durante la prueba, la tensión y los circuitos auxiliares del medidor se debe 
activar con la tensión de referencia. No debe haber cor riente en los circuitos de corriente y las 
terminales de corriente deben estar en circuito abierto.  
 Nota -La condición de prueba 2 corresponde a la prueba de perturbación conforme al numeral 10.5.6, 
por lo tanto, también se deben aplicar las instrucciones generales del numeral 10.5.1.  
e) Severidades de la prueba: Conforme a lo establecido en la Tabla 4.10.  
Tabla 4. 10-Severidad de la prueba  
Para la condición de prueba  Intervalo de frecuencia  Intensidad del campo  
Condición de prueba 1 (con corriente)  80-6000 MHz  10 V/m  
Condición de prueba 2 (sin corriente)  80-6000 MHz  30 V/m  
 
10.4.14  Disturbios conducidos, inducidos por campos de radiofrecuencia  
La norma aplicable es la NMX -J-579/4 -6-ANCE -2006 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar que el cambio de error debido a perturbaciones conducidas, 
inducidas por campos de RF cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: Una corriente electromagnética de radiofrecuencia para simular la 
influencia de campos electromagnético s se debe acoplar o inyectar en los puertos de alimentación y 
puertos de E/S del medidor utilizando dispositivos de (des)acoplamiento según se define en la norma 
NMX -J-579/4 -6-ANCE -2006. Se debe verificar el desempeño del equipo de prueba compuesto por un 
generador de RF, dispositivos de (des)acoplamiento, atenuadores, etc.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 El medidor debe ser probado como un instrumento de mesa. Durante la prueba, el medidor se debe 
energizar con la tensión de referencia y una corriente igual a 10·I tr. El error en cada in tervalo 
incremental del 1% de la frecuencia portadora debe ser monitoreado y comparado con los requisitos 
de la Tabla 1.7. Cuando se utiliza un barrido de frecuencia continuo, esto se logra ajustando la 
relación del tiempo de barrido y el tiempo de cada me dición. Cuando se usan pasos de frecuencia 
incrementales de 1%, esto se logra ajustando el tiempo de permanencia en cada frecuencia para 
ajustar el tiempo de medición.  
 Si el medidor es un medidor de polifásico, las pruebas se deben realizar en todas las e xtremidades 
del cable.  
c) Severidad de la prueba:  
 Amplitud de RF (50 ohm): 10 V;  
 Intervalo de frecuencia: 0.15 MHz -80 MHz, y  
 Modulación: 80% AM, onda senoidal de 1 kHz.  
10.4.15  Señal de corriente continua en el circuito de corriente alterna  
a) Objetivo de la prueba: Verificar que el cambio de error debido a una señal de corriente continua en el 
circuito de corriente alterna cumple con los requisitos de la Tabla 1.7.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en  condiciones 
sinusoidales en I = I max / 2
 , se debe medir cuando la amplitud de corriente se incrementa hasta el 
doble de su valor (I = I max /
) y ésta se rectifica a media onda.  
c) Puntos de prueba obligatorios: La prueba se debe llevar a cabo a f.p.= 1.  
Nota 1 -La rectificación y medición de media onda se puede realizar como se muestra en la 
Figura 4.4 (sólo se muestra la trayectoria de corriente, la tensión se conectará normalmente). La 
incertidumbre de la medición en este método es muy dependiente de la impedancia de salida 
(subperiodo) de la fuente de corriente y de la impedancia del circuito de corriente del medidor 
de referencia en combinación con las posibles diferencias de impedancia de las dos ramas de 
corriente.  
Nota 2 -Dado que la incertidumbre dep ende de la diferencia absoluta de la impedancia de la 
rama y no de la relativa (si no es R equilibrio  >> R fuente ), el problema generalmente no se puede 
remediar introduciendo resistores adicionales en cada rama. Sin embargo, puede ser 
monitoreado estudiando  la corriente continua de la fuente. Los componentes de C.C. no deben 
ser superiores de 0.5 a 1% del valor de CA. (Cuando se mide una componente de C.C. del 
orden del 1% del componente de CA, el instrumento debe preferentemente ser calibrado de 
antemano po r una medición de la corriente de prueba con los diodos del circuito de prueba 
desconectados y cortocircuitados).  
 
Figura D - Circuito de prueba de corriente propuesto para prueba de corriente continua e incluso 
armónica (sólo se muestra el circuito de cor riente monofásico, la tensión se conecta normalmente)  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
10.4.16  Armónicas de orden alto  
a) Objetivo de la prueba: Verificar que el cambio de error debido a los armónicos de orden alto cumple 
con los requisitos de la Tabla 1.7. Además, la función del medidor no se debe afectar.  
b) Procedimiento de prueba: El cambio de error, en comparación con el error intrínseco en condiciones 
sinusoidales, se debe medir cuando se superpongan señales de prueba asíncronas, barridas de f = 
15·f nom a 40·f nom, primero en la señal  a los circuitos de tensión y luego a la señal a los circuitos de 
corriente.  En el caso de un medidor polifá sico, todos los circuitos de tensión o corriente pueden ser 
probados al mismo tiempo. La frecuencia de la señal debe ser barrida de baja frecuencia a alta 
frecuencia y retroceder mientras se mide el error de medición.  
c) Severidad de la prueba: La señal asíncrona debe tener un valor de 0.02 · U nom y 0.1 · I tr con una 
tolerancia de ± 5%.  
d) Puntos de prueba obligatorios: La prueba se debe realizar en I tr. Se debe tomar una lectura por 
frecuencia armónica.  
10.5 Pruebas para disturbios o perturbaciones  
10.5.1  Instrucciones generales para las pruebas de disturbio  
Mediante estas pruebas se verifica que el medidor cumple los requisitos para la influencia de las 
perturbaciones. Las pruebas deben ser realizadas usando una perturbación a la vez; todas las demás 
magnitudes de influencia se deben establecer en condiciones de referencia, a menos que se indique lo 
contrario en la descripción de la prueba pertinente.  No se debe producir ningún fallo significativo. A menos que 
se indique lo contrario, cada prueba debe incluir:  
a) Una comprobación de que cualquier cambio en los registros o la energía equivalente de la salida  de 
prueba es inferior al valor de cambio crít ico m · U nom · Imáx · 10-6, donde m es el número de 
elementos de medición, U nom es expresado en volts e I max es expresado en amperes;  
b) Una comprobación operacional para verificar que el medidor registra energía cuando está sometido a 
una corriente;  
c) Una comprobación de la correcta operación de las salidas de pulsos y de las entradas de cambio de 
tarifas, si están presentes, y  
d) Confirmación por medición de que el medidor sigue cumpliendo los requisitos de error máximo 
permisible de base después de la p rueba de perturbación.  
Se permite la pérdida temporal de funcionalidad siempre y cuando el medidor regrese a la funcionalidad 
normal automáticamente cuando se elimina la perturbación.  
Los puntos de prueba obligatorios para comprobar el error máximo permisi ble son:  
a) Itr, f.p.=1, y  
b) 10·I tr, f.p.=0.5 en atraso.  
10.5.2  Campo magnético de origen externo  
La norma que aplica es la NMX -J-579/4 -8-ANCE -2006 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar el cumplimiento de los requisitos indicados en 7 .3.6.2 y en la Tabla 
1.8 bajo condiciones de un campo magnético de corriente alterna de origen externo a la frecuencia 
de 60 Hz.  
b) Procedimiento de prueba: El medidor se debe conectar a la tensión de referencia, pero sin corriente 
en los circuitos de corr iente. El campo magnético se debe aplicar a lo largo de tres direcciones 
ortogonales.  
c) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa.  
d) Severidad de la prueba: Intensidad de campo magnético de corta duración (3 segundos): 1000 A/m.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
10.5.3 Descarga electrostática  
La norma aplicable es la NMX -J-610/4 -2-ANCE -2012 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar el cumplimiento de los requisitos indicados en 7.3.6.2 y en la  Tabla 
1.8, en condiciones de descarga electrostática dire cta e indirecta.  
b) Procedimiento de prueba: Se debe utilizar un generador de descargas electrostáticas con 
características de rendimiento especificadas en la norma NMX -J-610/4 -2-ANCE -2012. Antes de 
iniciar las pruebas, se debe verificar el desempeño del g enerador. Se deben aplicar al menos  10 
descargas, en la polaridad más sensible. Para un medidor que no esté equipado con una terminal de 
tierra, el medidor debe descargarse completamente entre descargas. La descarga por contacto es el 
método de prueba pref erido. Las descargas al aire deben utilizarse donde las descargas por contacto 
no se pueden aplicar.  
c) Aplicación directa: En el modo de descarga por contacto que debe llevarse a cabo en superficies 
conductoras, el electrodo debe estar en contacto con el medidor. En el modo de descarga al aire en 
superficies aisladas, el electrodo se debe aproximar al medidor y la descarga se produce por chispa.  
d) Aplicación indirecta: Las descargas se deben aplicar en el modo de contacto a los planos de 
acoplamiento mont ados en la proximidad del medidor.  
e) Condiciones de prueba: La prueba se debe realizar con el medidor en estado de funcionamiento. Los 
circuitos de tensión se activarán con U nom y los circuitos de corriente y auxiliares estarán abiertos, sin 
corriente. El  medidor debe ser probado como equipo de mesa.  
f) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa.  
g) Severidad de la prueba:  
Tensión de descarga de contacto: 8 kV; las descargas de contacto se deben aplicar sobre 
superficies conductivas; y  
Tensión de descarga al aire: 15 kV; las descargas al aire se deben aplicar sobre superficies no 
conductivas.  
10.5.4  Transitorios rápidos  
Las normas aplicables son la NMX -J-610/4 -1-ANCE -2009 e NMX -J-610/4 -4-ANCE -2013 o la que la 
sustituya.  
a) Objetivo de l a prueba: Comprobar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8 en condiciones en que las emisiones eléctricas se superpongan en los circuitos de tensión y 
corriente, en los puertos de E/S y de comunicación.  
b) Procedimiento de prueba: Se debe utilizar un generador de emisiones eléctricas con las 
características de funcionamiento especificadas en la NMX -J-610/4 -1-ANCE -2009 e NMX -J-610/4 -4-
ANCE -2013. El medidor debe estar sometido a picos de tensión, para los cuales, la frecuencia  de 
repetición de los impulsos y los valores máximos de la tensión de salida en cargas de 50  y 1 000  
se definen en la norma la NMX -J-610/4 -1-ANCE -2009 e NMX -J-610/4 -4-ANCE -2013. Las 
característi cas del generador deben ser verificadas antes de conectar el medidor. Se deben aplicar 
emisiones eléctricas con polaridad positiva y negativa. La duración de la prueba no debe ser inferior 
a 1 minuto para cada amplitud y polaridad. Se debe utilizar una abr azadera de acoplamiento 
capacitiva, tal como se establece en la norma la NMX -J-610/4 -1-ANCE -2009 e NMX -J-610/4 -4-
ANCE -2013, para acoplar los puertos de E/S y de comunicación con una tensión de referencia de 
más de 40 V. Los impulsos de prueba se deben apli car continuamente durante el tiempo de 
medición.  
c) Condiciones de prueba: El medidor debe ser probado como equipo de mesa.  
 La tensión del medidor y de los circuitos auxiliares se debe energizar a la tensión de referencia.  
 La longitud del cable entre el dispositivo de acoplamiento y el medidor debe ser de 1 metro.  
 La tensión de prueba se debe aplicar en modo común (línea a tierra) a:  
1) Los circuitos de tensión;  
2) Los circuitos de corriente, si están separados de los circuitos de tensión en funcionamien to 
normal; y  
3) Los circuitos auxiliares, si están separados de los circuitos de tensión en funcionamiento normal 
y con una tensión de referencia de más de 40 V.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
d) Severidad de la prueba: Tensión de prueba para los circuitos de corriente y tensión: 4 kV. Tensión de 
prueba para los circuitos auxiliares con una tensión de referencia superior a 40 V: 2 kV.  
e) Efectos permitidos: El error de cambio, en comparación con el error intrínseco en las condiciones de 
referencia, debe ser inferior al que se establece e n la Tabla 1.8.  
f) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.=1.  
10.5.5  Decrementos súbitos e interrupciones de tensión  
Las normas que aplican son la IEC 61000 -4-11, IEC 61000 -6-1 e NMX -J-610/6 -2-ANCE -2008 o la que la 
sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: comprobar el cumplimiento de los requisitos de 7.3.6.2 y de la Tabla 1.8 en 
condiciones de reducciones de la tensión de alimentación (abatimientos e interrupciones) de corta 
duración.  
b) Procedimiento de prueba: Se debe utilizar un generador de prueba que pueda reducir la amplitud de 
la tensión de alimentación durante un periodo de tiempo definido por el operador. El funcionamiento 
del generador de prueba se debe verificar antes de conectar el medidor.  
c) Las reducciones de tensión de alimentación se repeti rán 10 veces con un intervalo de al menos 10 s.  
d) Condiciones de prueba: Circuitos de tensión energizados con U nom. 
 Sin corriente en los circuitos de corriente.  
e) Severidad de la prueba: Decremento de tensión, como se indica en la Tabla 4.11. Interrupci ón de la 
tensión, como se indica en la Tabla 4.12.  
f) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa.  
Tabla 4. 11-Decrementos de tensión  
Prueba  Prueba a  Prueba b  Prueba c  
Reducción  30% 60% 60% 
Duración  0.5 ciclo  1 ciclo  30 ciclos  
 
Tabla  4. 12-Interrupciones de tensión  
Reducción  0% 
Duración  300 ciclos  
 
10.5.6  Campos electromagnéticos de RF radiados  
a) La norma aplicable es la NMX -J-610/4 -3-ANCE -2015 o la que la sustituya.  
b) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requis itos 7.3.6.2 y de la Tabla 1.8, en 
condiciones de campos electromagnéticos de radiofrecuencia radiada.  
c) Procedimiento de prueba: Refiérase al numeral 10.4.13  
d) Efectos permitidos: No debe ocurrir ninguna falla significativa.  
10.5.7  Sobretensiones en la línea de alimentación eléctrica de corriente alterna  
a) La norma aplicable es la IEC 61000 -4-5 o la que la sustituya.  
b) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8, en condiciones en las que se superpongan sobretensiones eléctricas a la tensión de 
alimentación.  
c) Procedimiento de prueba: Se debe utilizar un generador de sobretensiones con las características de 
funcionamiento especificadas en la norma IEC 61000 -4-5. La prueba consiste en la expo sición a 
sobretensiones, cuyas características del tiempo de subida, la anchura de impulso, los valores pico 
de la tensión -corriente de salida sobre las cargas de impedancia alta o baja y el intervalo de tiempo 
mínimo entre dos pulsos sucesivos, están defi nidos en la norma IEC 61000 -4-5. 
 Las características del generador deben ser verificadas antes de conectar el medidor.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
d) Condiciones de prueba:  
1) Medidor en estado de operación;  
2) Circuitos de tensión energizados con tensión nominal;  
3) Sin corriente e n los circuitos de corriente y las terminales de corriente deben estar abiertas;  
4) Longitud del cable entre el generador de sobretensiones y el medidor: 1 metro.  
5) Probado en modo diferencial (línea a línea), y  
6) Ángulo de fase: impulsos a aplicar a 60°  y 240° con respecto al cruce por cero de la fuente de 
C.A. 
e) Severidad de la prueba:  
1) Circuitos de tensión:  
•  Línea a línea: Tensión de prueba: 2.0 kV, impedancia de la fuente del generador: 2 ; 
•  Línea a tierra: Tensión de prueba: 4.0 kV, impedanci a de la fuente del generador: 2 ; 
•  Número de pruebas: 5 positivas y 5 negativas, y  
•  Tasa de repetición: máximo 1/min.  
2) Circuitos auxiliares con una tensión de referencia superior a 40 V:  
•  Línea a línea: tensión de prueba 1.0 kV, impedancia de la f uente del generador 42 ; 
•  Línea a tierra: Tensión de prueba 2.0 kV, impedancia de la fuente del generador 42 ; 
 NOTA -Para los casos en que la tierra del medidor está separada a neutro.  
•  Número de pruebas: 5 positivas y 5 negativas, y  
•  Tasa de repet ición: máximo 1/min.  
10.5.8  Inmunidad de ondas oscilatorias amortiguadas  
La norma aplicable es la NMX -J-610/4 -12-ANCE -2013 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 1.8 
en condiciones de ondas oscilatorias amortiguadas. Esta prueba es sólo para los medidores que 
deben ser operados con transformadores de tensión.  
b) Procedimiento de prueba: El medidor se debe someter a formas de onda de tensión oscilatoria 
amortiguadas con u na tensión pico de acuerdo con los requerimientos de severidad de la prueba 
indicados a continuación.  
Condiciones de prueba:  
1) Los medidores se probarán como equipo de mesa;  
2) Los medidores deben estar en condiciones de operación;  
3) Circuitos de tensión  energizados con tensión nominal, y  
4) Con I = 20·I tr y factor de potencia uno y 0.5 en atraso.  
c) Severidad de la prueba: Tensión de prueba en circuitos de tensión y circuitos auxiliares con una 
tensión de operación > 40 V:  
1) Modo común: 2.5 kV, y  
2) Modo diferencial: 1.0 kV.  
d) Frecuencias de prueba:  
1) 100 kHz, frecuencia de repetición: 40 Hz; y  
2) 1 MHz, frecuencia de repetición: 400 Hz.  
e) Duración de la prueba: 60 segundos (15 ciclos con 2 segundos activado y 2 segundos desactivado, 
por cada frecuenc ia). 
f) Efectos permitidos: Durante la prueba, la función del medidor no debe ser perturbada y el cambio de 
error debe ser menor que los límites dados en la Tabla 1.8.  
g) Puntos de prueba obligatorios: 20·I tr, f.p.=1 y 0.5 en atraso.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
10.5.9  Sobrecorriente de corta duración  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la  Tabla 
1.8, en condiciones de sobre -corriente de corta duración.  
b) Procedimiento de prueba: El medidor debe ser capaz de manejar la corrient e causada por un 
cortocircuito dentro de la carga que se mide, cuando esa carga está protegida con los fusibles o 
interruptores apropiados.  
c) Corriente de prueba: Para medidores conectados directamente: 30·I max + 0% -10%, para un 
semiciclo a frecuencia no minal o equivalente.  
 Para medidores conectados a través de transformadores de corriente: Una corriente equivalente de 
20·I max +0% -10%, durante 0.5 segundos.  
 La corriente de prueba se debe aplicar a una sola fase por cada vez. El valor de corriente de pr ueba 
dado es el valor RCM, no el valor máximo.  
d) Efectos permitidos: No se debe producir ningún daño. Con la tensión reconectada se permitirá que el 
medidor vuelva a las temperaturas normales (aproximadamente en 1 hora). El cambio de error, 
comparado con el error inicial antes de la prueba, debe ser menor que el límite de cambio de error 
dado en la Tabla 1.8.  
e) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.= 1.  
10.5.10  Tensión de impulso  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos d el numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8, en condiciones de tensión de impulso.  
b) Procedimiento de prueba general: El medidor y sus dispositivos auxiliares incorporados, si los 
hubiere, deben ser tales que conserven cualidades dieléctricas adecuadas, teniendo  en cuenta las 
influencias atmosféricas y las diferentes tensiones a las que están sujetas en condiciones normales 
de uso.  
 El medidor debe soportar la prueba de tensión de impulso como se especifica a continuación. La 
prueba se debe realizar únicamente en  medidores completos.  
 NOTA -Para los efectos de esta prueba, el término "tierra" tiene el siguiente significado:  
1) Cuando la cubierta del medidor está hecha de metal, la "tierra" es la cubierta misma, colocado 
sobre una superficie plana y conductora, y  
2) Cuando la cubierta del medidor o sólo una parte de ella está hecha de material aislante, la 
"tierra" es una lámina conductora envuelta alrededor del medidor que toca todas las partes 
conductoras accesibles y conectada a la superficie plana y conductora so bre la cual se coloca el 
medidor. Las distancias entre la lámina conductora y las terminales, y entre la lámina conductora 
y los agujeros para los conductores, no deben ser mayores de 2 centímetros.  
 Durante la prueba de tensión de impulso, los circuitos q ue no estén bajo prueba deben estar 
conectados a tierra.  
c) Condiciones de prueba generales:  
1) Temperatura ambiente: 15° C a 25° C;  
2) Humedad relativa: 25% a 75%, y  
3) Presión atmosférica: 86 kPa a 106 kPa.  
d) Efectos permitidos: Una vez completada la pr ueba de tensión de impulso, no deben existir daños en 
el medidor y no se debe producir ningún fallo significativo.  
e) Condiciones de prueba:  
1) Forma de onda del impulso: impulso de 1.2/50 microsegundos especificado en la IEC 60060 -1; 
2) Tiempo de subida d e tensión: ± 30%;  
3) Tiempo de caída de tensión: ± 20%;  
4) Fuente de energía: 10.0 j ± 1.0 j;  
5) Tensión de prueba: de acuerdo con la Tabla 4.13, y  
6) Tolerancia de la tensión de prueba: +0 -10%.  
 Nota -La selección de la impedancia de la fuente es a criter io del laboratorio.  
Para cada prueba (véase 10.5.12 y 10.5.13) la tensión de impulso, se debe aplicar diez veces con una 
polaridad y luego se repite diez veces con la otra polaridad. El tiempo mínimo entre impulsos debe ser de  30 
segundos.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
Tabla 4. 13-Nive les de prueba de tensión de impulso  
Tensión de fase a tierra derivada de la tensión 
nominal del sistema (V)  Tensión de impulso nominal (V)  
V < 100 3 000  
100 < V  < 150 6 000  
150 < V  < 300 10 000  
300 < V  < 600 12 000  
 
10.5.11  Tensión de impulso para y e ntre circuitos  
a) Procedimiento de prueba: La prueba se debe realizar independientemente en cada circuito (o 
conjunto de circuitos) que esté aislado de otros circuitos del medidor en uso normal. Las terminales 
de los circuitos que no estén sometidos a tens ión de impulso deben estar conectados a tierra.  
b) Por lo tanto, cuando los circuitos de tensión y de corriente de un elemento de medición están 
conectados entre sí en uso normal, la prueba se debe realizar sobre el conjunto. El otro extremo del 
circuito d e tensión se debe conectar a tierra y la tensión de impulso se debe aplicar entre la terminal 
del circuito de corriente y la tierra.  
c) Cuando varios circuitos de tensión de un medidor tienen un punto común, este punto se debe 
conectar a tierra y la tensió n de impulso se debe aplicar sucesivamente entre cada uno de los 
extremos libres de las conexiones (o el circuito de corriente conectado a ella) y tierra. El otro extremo 
de este circuito de corriente debe estar abierto.  
d) Cuando los circuitos de tensión y de corriente del mismo elemento de medición se separan y se 
aíslan adecuadamente en uso normal (por ejemplo, cada circuito conectado al transformador de 
medición), la prueba se debe realizar por separado en cada circuito.  
e) Durante la prueba de un circu ito de corriente, las terminales de los otros circuitos se conectarán a 
tierra y la tensión de impulso se aplicará entre una de las terminales del circuito de corriente y la 
tierra. Durante la prueba de un circuito de tensión, las terminales de los otros c ircuitos y una de los 
terminales del circuito de tensión bajo prueba deben conectarse a tierra y la tensión de impulso se 
debe aplicar entre la otra terminal del circuito de tensión y tierra.  
f) Los circuitos auxiliares destinados a ser conectados directam ente a la red o a los mismos 
transformadores de tensión como los circuitos del medidor y con una tensión de referencia superior a 
40 V deben someterse a la prueba de tensión de impulso al estar unidos con un circuito de tensión 
durante las pruebas. Los otr os circuitos auxiliares no deben ser probados.  
10.5.12  Tensión de impulso de los circuitos eléctricos con relación a tierra  
a) Procedimiento de prueba: Todas las terminales de los circuitos eléctricos del medidor, incluidos las 
de los circuitos auxiliares con una tensión de referencia superior a 40 V, deben conectarse entre sí.  
 Los circuitos auxiliares con una tensión de referencia inferior o igual a 40 V deben conectarse a 
tierra. La tensión de impulso se debe aplicar entre todos los circuitos eléctricos y tierra.  
b) Efectos permitidos: Durante esta prueba, no se debe producir ninguna chispa, descarga o perforación 
perjudicial.  
10.5.13  Falla a tierra  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8, en condiciones de falla a tierra.  
 Esta prueba sólo se aplica a los medidores trifásicos operados por transformadores de cuatro hilos 
conectados a redes de distribución que están equipadas con neutralizadores de falla a tierra o en las 
que el punto estre lla está aislado. En el caso de una falla a tierra y con una sobretensión del 10%, las 
tensiones de línea a tierra de las dos líneas que no están afectadas por la falla a tierra aumentarán 
1.9 veces la tensión nominal.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
b) Procedimiento de prueba. Se deben aplicar los siguientes requisitos de prueba:  
 Para una prueba bajo una condición simulada de falla a tierra en una de las tres líneas, todas las 
tensiones se deben incrementar 1.1 veces las tensiones nominales durante 4 h. El neutro del 
medidor bajo prueba  está desconectado de la terminal de tierra del equipo de prueba del medidor y 
se conecta a la terminal de línea del medidor en el que se debe simular el fallo a tierra (véase Figura 
E). De esta manera, las dos terminales de tensión del medidor bajo prueba  que no están afectadas 
por la falla a tierra están conectadas a 1.9 veces las tensiones de fase nominales.  
c) Efectos permitidos: Después de la prueba, el medidor no debe mostrar daños y debe funcionar 
correctamente. El cambio de error medido cuando el me didor vuelve a la temperatura de trabajo 
nominal no debe exceder los límites dados en la Tabla 1.8.  
d) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.= 1, carga balanceada.  
 
Figura E -Esquema para la prueba de falla a tierra  
10.5.14  Operación de dispositivos a uxiliares  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8, en las condiciones de operación de los dispositivos auxiliares. La operación de los dispositivos 
auxiliares se debe someter a ensayo para  garantizar que no afectan el rendimiento metrológico del 
medidor.  
b) Procedimiento de prueba: En esta prueba, el medidor debe operar en condiciones de referencia y su 
error se supervisa continuamente, mientras que se utilizan dispositivos auxiliares tales  como 
dispositivos de comunicación, relés y otros circuitos de E/S.  
c) Efectos permitidos: La funcionalidad del medidor no se debe mostrar afectada y el cambio de error 
debido al funcionamiento de los dispositivos auxiliares siempre debe ser menor que el l ímite de 
cambio de error especificado en la Tabla 1.8.  
d) Puntos de prueba obligatorios: I tr e Imax, f.p.= 1.  
10.6 Pruebas mecánicas  
10.6.1  Vibraciones  
Las normas que aplican son la NMX -J-648/2 -47-ANCE -2012 e IEC 60068 -2-64 o la que la sustituya.  
a) Objeti vo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la Tabla 
1.8, en condiciones de vibraciones.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
b) Procedimiento de prueba: El medidor debe someterse a prueba en tres ejes perpendiculares entre sí, 
montado en un compartim ento rígido mediante su montaje normal de colocación.  
 El medidor se debe montar normalmente de manera que la fuerza gravitacional actúe en la misma 
dirección que en su uso normal. Cuando el efecto de la fuerza gravitacional no sea importante, el 
medidor s e monta en cualquier posición.  
 El medidor debe montarse normalmente de manera que la fuerza gravitacional actúe en la misma 
dirección que en su uso normal. Cuando el efecto de la fuerza gravitacional no sea importante, el 
medidor puede montarse en cualqui er posición.  
c) Severidad de la prueba: Lo indicado en la Tabla 4.14.  
d) Efectos permitidos: Después de la prueba, la función del medidor no se debe ver afectada y el 
cambio de error, a 10·I tr, no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tab la 1.8.  
e) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.=1.  
Tabla 4. 14-Condiciones de vibraciones  
Parámetro  Condición  
Intervalo de frecuencia  10 Hz -150 Hz  
Nivel r.m.s. total  7 m/s2 
Nivel de densidad espectral de aceleración  de 10 Hz 
a 20 Hz  1 m2/s3 
Nivel  de densidad espectral de aceleración  de 20 Hz 
a 150 Hz  -3 dB/octava  
Duración por eje  Por lo menos 2 minutos  
 
10.6.2  Impacto  
La norma que aplica es la NMX -J-648/2 -27-ANCE -2012 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la  Tabla 
1.8, en condiciones de impacto.  
b) Procedimiento de prueba: El medidor se debe someter a impactos no repetitivos de formas de pulso 
normalizadas con aceleración y duración de pico específicos. Durante la pru eba, el medidor no debe 
estar en funcionamiento y debe sujetarse a un compartimento o a una máquina de prueba de 
impacto.  
c) Severidad de la prueba:  
1) Forma del pulso: media onda senoidal;  
2) Aceleración máxima: 300 m/s2, y 
3) Duración del pulso: 18 ms.  
d) Efectos permitidos: Después de la prueba, la función del medidor no se debe ver afectada y el 
cambio de error, a 10·I tr, no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.8.  
e) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.= 1.  
10.6.3  Prote cción contra radiación solar  
La norma que aplica es la ISO 4892 -3 vigente.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos de los numerales 7.3.5, 7.6.1, 7.7.1 
y 7.3.6.2. Esta prueba sólo aplica para medidores para uso en exteriores.  
b) Condiciones de prueba: El medidor debe estar en condición de no funcionamiento.  
c) Equipo de prueba:  
1) Tipo de lámpara/longitud de onda: UVA 340;  
2) Termómetro de panel negro;  
3) Medidor de luz, y  
4) Equipo de ciclado con un ciclo de condensación para cumplir con los parámetros en las 
condiciones de prueba.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
d) Condiciones de prueba: La indicada en la Tabla 4.15.  
Tabla 4. 15-Medidor en condiciones de no funcionamiento  
Ciclo de prueba  
(ciclo de 12 horas)  Tipo de lámpara  Irradiancia espectral  Temperatura d e panel negro  
8 h en seco  
UVA 340  0.76 W·m-2·nm-1 a 
340 nm  60 °C ± 3 °C  
4 h en condensación  Luz apagada  C ± 3 °C  
 
e) Procedimiento breve de prueba: Se debe enmascarar parcialmente una sección del medidor con el 
propósito de una comparación posterior. S e debe exponer el medidor a la radiación artificial y a la 
intemperie de acuerdo con la norma ISO 4892 -3 durante un periodo de 66 días (132 ciclos) y de 
acuerdo con las condiciones de prueba anteriores.  
f) Después de la prueba, el medidor debe ser inspecci onado visualmente y se debe realizar una prueba 
funcional. La apariencia y, en particular, la legibilidad de las marcas y de las pantallas no se 
modificarán. No se deben afectar los medios de protección de las propiedades metrológicas, como el 
chasis y el sellado. La función del medidor no debe verse afectada.  
10.6.4  Protección contra ingreso de polvo  
La norma que aplica es la NMX -J-529-ANCE -2012 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2  y de la  Tabla 
1.8, relativo a la protección contra la entrada de polvo.  
b) Condiciones de prueba:  
Condiciones de referencia: Clasificación IP5X, y Cámara categoría 2.  
c) Procedimiento de prueba: Después de la prueba se debe inspeccionar visualmente el int erior del 
medidor y se debe realizar una prueba funcionamiento.  
d) Efectos permitidos: El polvo de talco u otro polvo utilizado en la prueba no debe acumularse en una 
cantidad o en un lugar de tal manera que pueda interferir con el funcionamiento correcto del equipo o 
menoscabar la seguridad. Nada de polvo debe depositarse donde pueda conducir a un seguimiento a 
lo largo de las distancias de fuga. La función del medidor no debe afectarse.  
10.7 Pruebas climáticas  
10.7.1  Temperaturas extremas -calor seco.  
Las normas que aplican son la NMX -J-607-ANCE -2008 e NMX -J-648/3 -1-ANCE -2012 o la que la 
sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la  Tabla 
1.8, en condiciones de calor seco.  
b) Procedimiento de pr ueba: La prueba consiste en la exposición a las altas temperaturas especificadas 
bajo condiciones de "aire libre" durante 2 horas (a partir de cuando la temperatura del medidor sea 
estable), con el medidor en estado de no funcionamiento.  
 El cambio de temp eratura no debe exceder de 1°C/min durante el calentamiento y el enfriamiento.  
 La humedad absoluta de la atmósfera de prueba no debe superar los 20 g/m3. 
c) Severidad de la prueba: La prueba se debe realizar a una temperatura estándar más alta que el 
límite superior de temperatura especificado para el medidor. Temperaturas posibles: 40 °C, 55 °C,  70 
°C y 85 °C.  
d) Efectos permitidos: Después de la prueba, el funcionamiento del medidor no debe ser perjudicado y 
el cambio de error no debe exceder el límite d e cambio de error listado en la Tabla 1.8.  
e) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.= 1.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
10.7.2  Temperaturas extremas -frío 
Las normas que aplican son la IEC 60068 -2-1 e NMX -J-648/3 -1-ANCE -2012 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar  el cumplimiento de los requisitos del numeral 7.3.6.2 y de la  Tabla 
1.8, en condiciones de bajas temperaturas.  
b) Procedimiento de prueba: La prueba consiste en la exposición a la baja temperatura especificada en 
condiciones de "aire libre" durante 2 hora s (a partir del momento en que la temperatura del medidor 
es estable) con el medidor en estado de no funcionamiento. El cambio de temperatura no debe 
exceder 1°C/min durante el calentamiento y el enfriamiento.  
c) Severidad de la prueba: El ensayo se debe r ealizar a una temperatura estándar más baja que el 
límite inferior de temperatura especificado para el medidor. Temperaturas posibles: -10 °C, -25 °C,  -
40 °C y -55 °C.  
d) Efectos permitidos: Después de la prueba, la función del medidor no debe ser perjudic ada y el 
cambio de error no debe exceder el límite de cambio de error listado en la Tabla 1.8.  
e) Puntos de prueba obligatorios: 10·I tr, f.p.= 1.  
10.7.3  Calor húmedo, estado estacionario (sin condensación), para clase de humedad H1  
Las normas que aplican s on la NMX -J-648/2 -78-ANCE -2012 e IEC 60068 -3-4 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar el cumplimiento de los requisitos establecidos en las Tablas 1.7 y 
1.8 y en 7.3.6.2.  
b) Procedimiento de prueba: La prueba consiste en la exposición a  un nivel alto de temperatura 
especificado y a una humedad relativa constante especificada durante un cierto tiempo fijo definido 
por el nivel de severidad. El medidor debe ser manejado de tal manera que no se produzca 
condensación de agua sobre él.  
c) Condiciones de prueba: Circuitos de tensión y auxiliares energizados con tensión de referencia, y sin 
corriente en los circuitos de corriente.  
d) Severidad de la prueba:  
1) Temperatura: 30 °C;  
2) Humedad: 85%, y  
3) Duración: 2 días.  
e) Efectos permitidos: Dur ante la prueba no debe producirse ninguna falla significativa. Inmediatamente 
después de la prueba, el medidor debe funcionar correctamente de acuerdo con los parámetros de 
exactitud establecidos en la Tabla 1.7.  
 Veinticuatro horas después de la prueba, e l medidor debe someterse a una prueba de 
funcionamiento durante la cual se demostrará que funciona correctamente. No debe haber evidencia 
de daño mecánico o corrosión que pueda afectar las propiedades funcionales del medidor.  
10.7.4  Calor húmedo, cíclico ( condensamiento) para las clases de humedad H2 y H3  
Las normas que aplican son la NMX -J-648/2 -30-ANCE -2012 e IEC 60068 -3-4 o la que la sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Comprobar el cumplimiento de los requisitos del establecidos en las tablas 1.7 
y 1.8,  y en 7.3.6.2, bajo condiciones de alta humedad y variaciones de temperatura. Esta prueba se 
aplica a los medidores con una especificación de clase de humedad para lugares cerrados donde los 
medidores deben ser sometidos a condensamiento de agua o para lug ares abiertos (clases de 
humedad H2 y H3).  
b) Procedimiento de prueba: La prueba consiste en la exposición a variaciones de temperatura cíclicas 
entre 25 °C y la temperatura especificada como temperatura superior de acuerdo con la severidad de 
la prueba in dicada más adelante, manteniendo la humedad relativa por encima del 95% durante las 
etapas de cambio de temperatura y baja temperatura y al 93% durante las etapas de temperatura 
superior. La condensación debe ocurrir en el medidor durante el aumento de tem peratura.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
El ciclo de 24 horas consta de:  
1) Aumento de temperatura durante 3 horas.  
2) Temperatura mantenida a un valor superior hasta 12 horas desde el inicio del ciclo.  
3) La temperatura se reduce a un valor inferior en el intervalo de 3 horas a 6 horas , siendo la 
velocidad de caída durante la primera hora y media tal que el valor más bajo se alcance  en 3 
horas, y  
4) La temperatura se mantiene en el valor inferior hasta que se completa el ciclo de 24 horas.  
El periodo de estabilización anterior y la recu peración después de la exposición cíclica deben ser tales que 
todas las partes del medidor estén a una temperatura inferior a 3 °C de su temperatura final.  
Condiciones de prueba:  
1) Los circuitos de tensión y auxiliares energizados con tensión de referenci a; 
2) Sin corriente en los circuitos de corriente, y  
3) Posición de montaje según las especificaciones del fabricante.  
c) Severidad de la prueba: Los medidores con una especificación de clase de humedad para lugares 
cerrados donde los medidores son sometid os a agua condensada deben ser probados a nivel de 
severidad 1. Los medidores con una especificación de clase de humedad para lugares abiertos 
deben ser probados en el nivel de severidad 2.  
Tabla 4. 16-Clases de humedad H2 y H3  
Clase de humedad  especifica da H2 H3 
Niveles de severidad  1 2 
Temperatura superior (°C)  40 55 
Duración (ciclos)  2 2 
 
d) Efectos permitidos: Durante la prueba no se debe producir ninguna falla significativa.  
f) Inmediatamente después de la prueba, el medidor debe funcionar correct amente de acuerdo con los 
parámetros de exactitud establecidos en la Tabla 1.7.  
 Veinticuatro horas después de la prueba, el medidor debe someterse a una prueba de 
funcionamiento durante la cual se demostrará que funciona correctamente. No debe haber evide ncia 
de daño mecánico o corrosión que pueda afectar las propiedades funcionales del medidor.  
10.7.5  Prueba de agua  
Las normas que aplican son la IEC 60068 -2-18, IEC 60512 -14-7 e NMX -J-529-ANCE -2012 o la que la 
sustituya.  
a) Objetivo de la prueba: Verificar  el cumplimiento de los requisitos de 7.3.6.2 y de la Tabla 1.5, en 
condiciones de lluvia y salpicaduras de agua. La prueba es aplicable a medidores que se especifican 
para ubicaciones abiertas (H3).  
b) Procedimiento de prueba: El medidor se debe montar en  un dispositivo apropiado y se somete a un 
chorro de agua generado a partir de un tubo oscilante o una boquilla de aspersión utilizada para 
simular el rocío o salpicaduras de agua.  
c) Condiciones de prueba:  
1) El medidor debe estar en modo funcional durant e la prueba;  
2) Caudal (por boquilla): 0.07 L/min;  
3) Duración: 10 min, y  
4) Ángulo de inclinación: 0 ° y 180 °.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
d) Efectos permitidos: Durante la prueba no se debe producir ninguna falla significativa.  
 Inmediatamente después de la prueba, el medidor debe  funcionar correctamente, de acuerdo con los 
requisitos establecidos en la Tabla 1.5  
 Veinticuatro horas después de la prueba, el medidor debe someterse a una prueba de 
funcionamiento durante la cual debe demostrar que funciona correctamente y que cumple c on los 
requisitos de exactitud de la tabla 2. No debe existir evidencia de ningún daño mecánico o corrosión 
que pueda afectar las propiedades funcionales del medidor.  
10.7.6  Prueba de durabilidad  
a) Objetivo de la prueba: Verificar el cumplimiento de los r equisitos del numeral 7.8 y la Tabla 1.8 para 
durabilidad.  
b) Procedimiento de prueba: El procedimiento de la prueba de durabilidad se tomará de las normas 
nacionales o regionales para la durabilidad de los medidores de electricidad.  
c) Puntos de prueba ob ligatorios: Para la medición inicial y final, la tensión será U nom, con los siguientes 
puntos de prueba: I tr, 10 I tr, y Imax en PF = 1.  
TITULO SEXTO  
11. Procedimientos de prueba para la aprobación de modelo o prototipo de medidores de energía 
reactiva  
11.1. Condiciones de prueba de exactitud  
Las pruebas de exactitud se realizan conforme a las siguientes condiciones de prueba:  
a) El medidor debe probarse en su chasis con la cubierta en posición, todas las partes que debe ser 
aterrizadas deberán estar aterriz adas.  
b) Antes de llevar acabo cualquier prueba los circuitos deben energizarse el tiempo suficiente para 
alcanzar su estabilidad térmica.  
c) Los medidores polifásicos deben mantener de forma adicional lo siguiente:  
a.  La secuencia de fases debe ser como la indica el diagrama de conexiones.  
b.  Las tensiones y las corrientes deben estar sustancialmente balanceadas de acuerdo con la 
Tabla 4.17.  
d) Las condiciones de referencia para llevar a cabo las pruebas son las que se indican en la Tabla 4.4.  
Tabla 4. 17-Balance de tensión y corriente  
Medidores Polifásicos  Variación máxima permisible 
por Clase de medidor  
0.5 S  1 y 1S  
 tensiones entre fase y neutro  
 tensión entre fases  ±1 %  ±1 %  
 corrientes entre fases  ±1 %  ±1 %  
 desplazamiento de ángulo entre fases de co rriente y tensión 
del neutro  2° 2° 
Cuando se prueba un medidor polifásico de energía reactiva, los errores puede surgir si el método de 
prueba utilizado y el medidor bajo prueba se ven afectados de manera diferente por el desbalance de 
tensión y corriente . En tales casos la referencia de tensión se debe ajustar cuidadosamente para obtener 
un alto grado de simetría.  
 
11.2.  Prueba de condiciones de arranque y sin carga  
11.2.1.  Generalidades  
Las condiciones y los valores de las magnitudes de influencia para  las pruebas son las que se establecen 
en el numeral 11.1 excepto cualquier cambio específico que se indique.  
11.2.2.  Arranque inicial del medidor  
El medidor debe ser funcional dentro delos primeros 5 segundos después de que la tensión de referencia 
haya s ido aplicada a las terminales del medidor  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
11.2.3.  Autocalentamiento  
La variación del error debido al autocalentamiento no debe exceder los valores dados en la Tabla 4.18.  
Tabla 4. 18-Variaciones debidas al autocalentamiento  
Valor de corriente  Seno () 
(en adelanto o atraso)  Límites de variaciones en el error porcentual 
para medidores de la clase  
0.05 S  1 y 1 S  
 1 0.2 0.7 
0.5 0.2 1.0 
 
La prueba se debe llevar a cabo de acuerdo con lo siguiente:  
Después de que los circuitos de tensión han sido energiz ados a la tensión nominal durante al menos una 
hora, sin ninguna corriente aplicada en los circuitos de corriente, se debe aplicar la corriente máxima a los 
circuitos de corriente. El error del medidor se debe medir en seno ( ) = 1 inmediatamente después d e que la 
corriente fue aplicada y posteriormente en intervalos lo suficientemente cortos para describir de forma gráfica 
la curva de la variación del error como función del tiempo. La prueba se debe llevar a cabo durante al menos  1 
hora y en cualquier caso  hasta que la variación del error durante 20 minutos no exceda del 0.1 % para 
medidores la clase 1 S y 1 de 0.05% para un medidor clase 0.5 S.  
En esta prueba, el porcentaje de error del medidor se debe medir a seno ( ) = 1 y a seno ( ) = 0.5 en 
atraso o ad elanto con interrupciones mínimas para cambiar el punto de medición.  
Los cables de prueba deben cumplir con las especificaciones de la IEC 62052 -31. 
11.2.4.  Prueba de la condición sin carga  
Cundo se aplica una tensión sin una corriente fluyendo por el circ uito de corriente, no se debe producir 
más de un pulso en la salida de prueba del medidor.  
Para esta prueba el circuito de corriente debe estar en circuito abierto y una tensión del 115 % de la 
tensión de referencia debe estar aplicada a los circuitos de t ensión.  
El periodo de prueba mínimo t debe ser:  
 
en donde: 
k = es el número de pulsos emitidos por el dispositivo de salida del medidor por kilovar -hora (pulsos/kvarh);  
m = es el número de elementos de medición;  
Un= es la tensión de referencia en volts;  
Imax = es la corriente máxima en amperes.  
Para los medidores operados con transformadores con registros primario y medio primario, la constante k 
debe corresponder a los valores secundarios (tensión y corrientes).  
11.2.5.  Arranque  
El medidor debe iniciar y  continuar registrado a los valores de corriente de arranque (y en el caso de 
medidores polifásicos con carga balanceada) mostrados en la Tabla 4.19.  
Tabla 4. 19-Corriente de arranque  
Medidor con  Clase del medidor  Seno () 
(en atraso o 
adelanto)  0.5 S  1 y 1 S  
Conexión directa  --- 
  1 
Conexión a través de transformadores 
de corriente  
  
  1 
 
11.3.  Constante del medidor  
La relación entre la salida de prueba y la indicación desplegada en el medidor, debe cumplir con lo 
indicado en la placa del medidor  
11.4. Pruebas para las magnitudes de influencia  
11.4.1 . Generalidades  
Las pruebas para la variación causada por magnitudes de influencia definidas en la Tabla 4.20, deben 
llevarse a cabo de formas independiente con todas las demás magnitudes de influencia en sus condiciones de 
referencia de acuerdo con la Tabla 4.4.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 
 
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
11.5.  Pruebas de disturbios  
11.5.1.  Sobre corriente de corta duración  
Para la prueba de sobre corrientes de corta duración, se debe seguir el procedimiento indicado en el 
numeral 11.5.1, la  sobre corriente de corta duración no debe dañar el medidor y este debe operar 
correctamente cuando regrese a sus condiciones de trabajo iniciales y las variaciones del error no deben 
exceder los valores indicados en la Tabla 4.21.  
Tabla 4. 21-Variaciones debidas a sobre -corrientes de corta duración  
Medidores  Valor de corriente  sen  (en atraso o 
adelanto)  Límites de variaciones en el porcentaje de 
error para medidores de clase  
0.5 S  1 S 1 
Conectados 
directamente  Ib 1 --- --- 1.5 
Conectados a 
través d e 
transformador  In 1 0.1 0.1 --- 
a) pruebas de los efectos climáticos  
Para las pruebas de efectos climáticos, se deben seguir los procedimientos indicados en el numeral 10.7, 
estas pruebas no deben dañar al medidor y esté debe operar correctamente cuando  regresa a sus 
condiciones de trabajo iniciales.  
b) pruebas de los efectos mecánicos  
Para las pruebas de efectos mecánicos, se deben seguir los procedimientos indicados en los numerales 
10.6, 10.6.3 y 10.6.4, estas pruebas no deben dañar el medidor y esté debe operar correctamente cuando 
regresa a sus condiciones de trabajo iniciales.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
12. Aprobación de modelo o prototipo de medidores de parámetros de calidad de la potencia  
12.1.  Condiciones de referencia para las pruebas  
Todas las pruebas para la aprobación  de modelo o prototipo deben llevarse a cabo bajo las condiciones de 
referencia especificadas en la Tabla 4.22 a menos que se especifique de otra manera.  
Tabla 4. 22-Condiciones de referencia para las pruebas  
Condiciones  Condiciones de referencia  
Temperat ura de operación  23 °C ± 2 °C  
Humedad relativa  40 % a 60 %  
Tensión de alimentación auxiliar  Tensión de alimentación nominal ± 1 %  
Fases  Disponibilidad de tres fases a 
Campo magnético continuo externo  < 40 A/m c.c.  
< 3 A/m c.a. a 60 Hz  
Componente de c. c. en tensión y corriente  Ninguno  
Forma de onda  Senoidal  
Frecuencia  fnom = 60 Hz ± 0.5 Hz 
Valor de tensión  Udin ± 1 % b 
Parpadeo  Pst < 0.1 b 
Desbalance  100 % ± 0.5 % de U din en todos los canales.  
A menos que se indique otra cosa, utilice los ángulos d e 
fase de 0° ± 0.05° (canal 1), -120° ± 0.05° (canal 2), 120° ± 
0.05° (canal 3) (equivalente a u 0 = 0%, u 2 = 0%) b 
Armónicas  0 % a 3 % de U din b 
Inter-armónicas  0 % a 0.5 % de U din b 
a Se requiere solamente en el caso de sistemas de tres fases.  
 
12.2.  Pruebas funcionales y de incertidumbre  
Los productos que cumplen con la clase A de la NMX -J-610/4 -30-ANCE vigente deben cumplir con los 
siguientes requerimientos generales:  
a) La incertidumbre operativa de la clase A, basada en pruebas, según se define en el numeral 13.  
b) Topología del sistema: para el caso de dispositivos de medición para sistemas de tres fases, la 
prueba se debe basar, en la topología de 4 hilos siempre que las magnitudes de influencia se refieran 
a decrementos, incrementos y desbalances  de tensión (Ver 6.2.2.2.4.2, 6.2.2.2.4.3 y 6.2.2.2.5 ). 
c) Tiempo de estabilización: tiempo de duración especificado para cada prueba de esta norma no 
incluye el tiempo de estabilización ni del equipo de prueba ni del medidor bajo prueba . 
d) Intervalos de medición: los puntos de prueba definidos en la Tabla 4.23, deben ser aplicados de 
acuerdo a los procedimientos de prueba del numeral 12.4 para comprobar la incertidumbre sobre el 
Intervalo de medición.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
Tabla 4. 23-Puntos de prueba para cada parámetro medi do 
Parámetro medido  Punto de prueba  
P1 a Punto de prueba  
P2 a Punto de prueba  
P3 a Punto de prueba  
P4 a Punto de prueba  
P5 a 
Frecuencia de 60 Hz  51 Hz  59.95 Hz  69 Hz  60 Hz  N.A. 
Valor de tensión  10 % U din 45 % U din 80 % U din 115 % U din 150 % U din 
Increme ntos repentino de 
tensión Umbral de incremento 
repentino de tensión( -) b Umbral de incremento 
repentino de tensión(+) b 110 % U din 120 % U din 200 % U din 
Decrementos repentino e 
interrupciones de tensión Umbral de decremento 
repentino de tensión( -) b Umbra l de decremento 
repentino de tensión(+) b 20 % U din 60 % U din 85 % U din 
Armónicas de tensión c Fundamental como se 
especifica  
5 % en la 2ª armónica  Fundamental como se 
especifica  
10 % en la 3ª armónica  Fundamental como se 
especifica  
1 % en la 50ª armónica  Fundamental como se 
especifica  
Distorsión en todas las 
armónicas de manera 
simultánea hasta la 50ª con 
10% de los niveles de 
compatibilidad de clase 3 de 
IEC 61000 -2-4. Fundamental como se 
especifica  
Distorsión en todas las 
armónicas de manera 
simultánea hasta la 50ª con 
200% de los niveles de 
compatibilidad de clase 3 de 
IEC 61000 -2-4. 
Interarmónicas de tensión c Fundamental como se 
especifica  
5% en la interharmónica 1.5 x 
la frecuencia fundamental.  Fundamental como se 
especifica  
5% en la interharmónica 7.5 x 
la frecuencia fundamental.  Fundamental como se 
especifica  
5% en la interharmónica 49.5 
x la frecuencia fundamental.  Fundamental como se 
especifica  
Distorsión en 4 interarmónicas 
seleccionadas  d hasta el orden 
50 con 10% de los niveles de 
compatibilid ad clase 3 de IEC 
61000 -2-4. Fundamental como se 
especifica  
Distorsión en 4 interarmónicas 
seleccionadas  d hasta el orden 
50 con 200% de los niveles 
de compatibilidad clase 3 de 
IEC 61000 -2-4. 
Tensión de señalización en la 
red eléctrica  Udin aplicada a la  frecuencia 
fundamental, con 0 % U din a 
la frecuencia de portadora 
especificada.  Udin aplicada a la frecuencia 
fundamental, con 1 % U din a 
la frecuencia de portadora 
especificada.  Udin aplicada a la frecuencia 
fundamental, con 3 % U din a 
la frecuencia de p ortadora 
especificada.  Udin aplicada a la frecuencia 
fundamental, con 9 % U din a 
la frecuencia de portadora 
especificada.  Udin aplicada a la frecuencia 
fundamental, con 15 % U din a 
la frecuencia de portadora 
especificada.  
a Los parámetros medidos deben se r considerados individualmente, por ejemplo Punto de prueba P1 para frecuencia, Punto de prueba P2 para parpadeo, etc.  
b Umbral de incremento repentino de tensión(+) = Menor umbral de incremento repentino de tensión declarado por el fabricante + la incert idumbre de medición de 
tensión residual + histéresis  
Umbral de incremento repentino de tensión( -) = Menor umbral de incremento repentino de tensión declarado por el fabricante -la incertidumbre de medición de 
tensión residual -histéresis  
Umbral de decremento  repentino de tensión(+) = Menor umbral de decremento repentino de tensión declarado por el fabricante + la incertidumbre de m edición de 
tensión residual + histéresis  
Umbral de decremento repentino de tensión( -) = Menor umbral de incremento repentino de te nsión declarado por el fabricante -la incertidumbre de medición de 
tensión residual -histéresis  
c Los ángulos de fase de las armónicas y las interarmónicas no deben desplazarse de la fundamental.  
d El fabricante podrá seleccionar los interarmónicos, pero d eberá informarlos en el informe de prueba de modelo prototipo.  
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
e) La Tabla 24 especifica en detalle los puntos de prueba definidos para las magnitudes de influencia 
del sistema de potencia, consistentes con un subconjunto de requerimientos del punto 6.1  de la IEC 
61000 -4-30:2008.  
 Nota: Los requerimientos del punto 6.1 se quitaron en la edición IEC 61000 -4-30 
 La Tabla 4.24 especifica los estados de prueba min, promedio y max para cada magnitud de 
influencia del sistema de potencia y para cada clase de d esempeño. Los estados de prueba deberán 
ser considerados independientemente para cada magnitud de influencia del sistema de potencia y no 
como un conjunto completo. Estos puntos de prueba están destinados a ser aplicados según los 
procedimientos de prueba definidos en el numeral 12.4.  
Tabla 4. 24-Lista independiente de las magnitudes de influencia del sistema de potencia  
Magnitudes de 
influencia del 
sistema de 
potencia  Estado de prueba S1 a Estado de 
prueba S2 a Estado de 
prueba S3 a Estado de prueba 
S4 a 
Frecuencia  51 Hz  60 Hz  69 Hz  --- 
Valor de tensión  10 % U din --- 200 % U din --- 
Armónicas 
(adicionales a la 
señal 
fundamental)  b 
% de la señal 
fundamental  
Armónicas:  
H1: 100 %  
H3: 10 % 180°  
H7: 10 % 180°  
H11: 10 % 
180° 
H15: 4 % 180°  
H19: 5 % 180°  
H23: 5 %  180° c 
% de la señal 
fundamental  
H1: 100%  
H3: 60 % 180°  
H5: 55 % 0°  
H7: 50 % 180°  
H9: 41 % 0°  --- --- --- 
Interarmónicas d 
(incluye niveles 
por abajo de la 
fundamental)  --- Frecuencia = 
1.5 x 
frecuencia 
fundamental;  
9 % U din Frecuencia = 
0.5 x 
frecuencia  
fundamental;  
2.5 % U din Distorsión aplicada 
simultáneamente a 
dos frecuencias 
interarmónicas:  
1) Frecuencia = 2ª 
armónica más 5 Hz 
(125 Hz)  
4 % U din 
2) Frecuencia = 2ª 
armónica más  10 
Hz (130 Hz)  
6 % U din 
a    
b 
c 
d Las magnitudes de influencia se deben considerar individualmente, por ejemplo: 
Estado de prueba S1 para frecuencia, Estado de prueba S2 para parpadeo, etc. Las 
otras magnitudes de influencia deben permanecer en condiciones de referencia para la 
prueba.  
Esta señal representa un factor de cresta  de 2 
Esta señal representa un factor de cresta de 3  
Se pueden utilizar tensiones de señalización de la red como inter -armónicas como una 
magnitud de influencia  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
f) Magnitudes de influencia externas. Especifican  los estados de prueba relacionados con la 
temperatura y la tensión de suministro, las cuales se especifican en las Tablas 4.25 y 4.26.  
Tabla 4. 25-Influencia de la temperatura  
Magnitud de Influencia  Estado de prueba ET1  Estado de prueba ET2  Estado de prueba ET3  
Temperatura a Temperatura mínima del 
intervalo de operación 
nominal b 
Tiempo del baño necesario 
para alcanzar el equilibrio 
térmico, al menos de 1 hora.  Peor caso definido por el 
fabricante en el intervalo de 
0 °C a 45 °C b 
Tiempo del baño necesario 
para alcanzar el equilibrio 
térmico, al men os de 1 
hora.  Temperatura máxima del 
intervalo de operación 
nominal b 
Tiempo del baño necesario 
para alcanzar el equilibrio 
térmico, al menos de 1 hora.  
a El aire circulante puede ser forzado dentro de la cámara de prueba, disminuyendo el 
impacto del auto calentamiento del producto. Si la circulación del aire está forzada, 
entonces el límite de temperatura debe ajustarse para tomar en cuenta el impacto del 
aire forzado en la temperatura interna del dispositivo bajo prueba.  
b Para los productos de calidad d e la potencia, este intervalo de funcionamiento está 
especificado en la Tabla 1 y 2 de la IEC 62586 -1. Cada fabricante deberá especificar el 
intervalo de temperatura de operación.  
 
Tabla 4. 26-Influencia de la tensión de suministro auxiliar  
Magnitud de inf luencia  Estado de prueba EV1  Estado de prueba EV2  
Tensión de suministro auxiliar  Umin como lo especifique el 
fabricante  Umax como lo especifique el 
fabricante  
 
g) Criterios de prueba  
La Tabla 4.27 especifica los diferentes criterios de prueba utilizados en el numeral 12.4.  
Tabla 4. 27-Lista de criterios de prueba  
Número de criterio de 
prueba  Definición  
CP10s(inc)  Cada medición de frecuencia de 10 s debe estar dentro de su incertidumbre especificada.  
CP10s(igual)  Cada medición de frecuencia de 10 s debe s er la misma (dentro del doble de la 
incertidumbre intrínseca)  
CP(11 < N <13) El contador de lecturas de frecuencia en 2 min: 11= N =13  
CP12(inc)  Cada medición básica de 12 ciclos debe estar dentro de su incertidumbre especificada.  
CP180(inc)  Cada medició n de agregación de 180 ciclos debe estar dentro de su incertidumbre 
especificada.  
CP12(inc) -arm Para la(s) orden(es) de armónica bajo prueba, cada medición básica de 12 ciclos debe 
estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE Cla se I. 
CP180(inc) -arm Para la(s) orden(es) de armónica bajo prueba, cada medición de agregación de 180 ciclos 
debe estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE Clase I.  
CP10 -min(inc) -arm Para la(s) orden(es) de armónica bajo prue ba, cada medición de agregación de 10 min 
debe estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE Clase I.  
CP180(inc) -thd La distorsión armónica total se calcula de acuerdo a la definición para la distorsión 
armónica total de subgrupo (THDS) de la NMX -J-610/4 -7-ANCE Clase I.  
CP12(inc) -interarm  Para la(s) orden(es) de interarmónica bajo prueba, cada medición básica de 12 ciclos debe 
estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE Clase I.  
CP180(inc) -interarm  Para  la(s) orden(es) de interarmónica bajo prueba, cada medición de agregación de 180 
ciclos debe estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE  Clase 
I. 
CP10 -min(inc) -interarm  Para la(s) orden(es) de interarmónica bajo prueba, cada me dición de agregación de 10 min 
debe estar dentro de la incertidumbre especificada en la NMX -J-610/4 -7-ANCE Clase I.  
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
12.3.  Procedimiento de prueba  
Para las pruebas, se deberá cumplir con lo siguiente:  
a) Dispositivo bajo prueba: el medidor bajo prueba deb e ser representativo del medidor en producción.  
b) Equipo de prueba:  los instrumentos de referencia deben ser calibrados al menos cada año por un 
laboratorio de calibración acreditado. El equipo de prueba y su fecha de calibración deberán 
especificarse en el reporte de prueba y en el certificado. Para las pruebas se deberá utilizar un 
dispositivo de sincronización externo.  
12.4.  Procedimiento de pruebas funcionales para instrumentos que cumplen con la Clase A de acuerdo a 
la NMX -J-610/4 -30-ANCE  
12.4.1.  Frecuencia  
La medición de la frecuencia se debe realizar como se indica en los incisos siguientes:  
a) Método de medición: La medición de frecuencia se debe hacer en el canal de referencia que se 
indica en la Tabla 4.28; cada prueba debe durar al menos 2 min  
Tabla 4.28 -Medición de la frecuencia  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba 
de acuerdo a la 
Tabla 4.23  Condiciones de 
prueba 
complementarias  Criterio de prueba 
(si es aplicable)  
1.1.1  Verificar que el 
intervalo de 
promediación  es 10 
s Secuencia (ver el 
esquema):  
P1-P3 triangular  
Duración: 5 s  
P3-P1 triangular  
Duración: 5 s  Número del contador 
de lecturas de 
frecuencia en  2 min 
(N) 
CP10s(igual)  
 
CP(11 ≤ N ≤ 13)   
 
 
b) Incertidumbre e intervalo de medición: Debe realizarse la prueba que se indica e n la tabla 4.29; cada 
prueba debe durar al menos 1 min.  
Tabla 4.29 -Incertidumbre bajo las condiciones de referencia  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba  de 
acuerdo a la Tabla 
4.23 Condiciones de 
prueba 
complementarias  Criterio de prueba 
(si es apl icable)  
1.2.1  Verificar el 
intervalo de 
medición  P1 para frecuencia a --- CP10s(inc)  
1.2.2  Verificar el 
intervalo de 
medición  P2 para frecuencia a --- CP10s(inc)  
1.2.3  Verificar el 
intervalo de 
medición  P3 para frecuencia a --- CP10s(inc)  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
c) Variacione s debido a una magnitud de influencia: Debe realizarse como se indica en la Tabla 4.30; 
cada prueba debe durar al menos 1 minuto  
Tabla 4.30 -Variaciones debido a una magnitud de influencia  
Número  Objetivo de la prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 
4.23 Condiciones de prueba 
complementarias de 
acuerdo a la Tabla 4.24  Criterio de prueba  (si 
es aplicable)  
1.3.1  Medir la influencia del valor de 
tensión en la incertidumbre de 
medición  P2 para frecuencia a S1 para el valor de 
tensión  CP10s(inc)  
1.3.2  Medir la influencia de las 
armónicas en la incertidumbre 
de medición  P2 para frecuencia a S1 para armónicas  CP10s(inc)  
a La medición de frecuencia se hace en el canal de referencia.  
 
d)  Evaluación de la medición: Debe realizarse como se indica en la Tabla  4. 31  
Tabla 4.31 -Evaluación de la medición  
Número  Objetivo de la 
prueba  Prueba  
1.4.1  Canal de 
referencia  Se comprobará que la medición de la frecuencia se realiza en el canal de 
referencia  
 
e) Agregación de mediciones. La agregación no se requiere para la frecuencia.  
12.4.2.  Amplitud de la tensión de suministro o valor de tensión de suministro.  
a) Método de medición: Debe realizarse como se indica en la Tabla 4.32; Debe durar al menos 20 s.  
Tabla 4.32 -Amplitud de la tensión de suministro  
Número  Objetivo de la prueba  Prueba  
2.1.1  Comprobar la medición 
sin espacio y sin 
superposición  Se debe realizar una prueba de acuerdo con los requerimientos del 
inciso b) siguiente.  
 
b) Mediciones sin vacíos de amplitud de tensión y armónicas : 
Propósito de la prueba: D ebe comprobarse la duración exacta de la ventana de tiempo básica de 12 ciclos, 
así como la eficiencia de la implementación de las mediciones sin vacíos ni traslapes.  
Implementación de la prueba:  
La prueba no se debe hacerse sobre un límite de 10 minutos, porque causará una condición de traslape 
debido al algoritmo de agregación.  
La prueba se debe desarrollar con un U din donde se tenga la mejor relación señal a ruido.  
El equipo bajo prueba debe proporcionar cada valor eficaz de 12 ciclos y el valor de armón icas con una 
estampa de tiempo con una profundidad histórica de por lo menos 100 valores.  
La prueba se puede correr de forma separada para armónicas y amplitud de tensión si el dispositivo no es 
capaz de producir valores de 12 ciclos de manera simultánea d e armónicas y amplitud de tensión.  
Amplitud de tensión:  
Se debe aplicar al equipo bajo prueba la siguiente señal de prueba:  
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
A continuación, se presentan en la Tabla 4.33 los requerimientos de la señal de prueba:  
Tabla 4.33 -Requerimientos de la señal de p rueba  
Requerimiento  Valor  Exactitud  
Frecuencia fundamental (f 1) 60 Hz  50 ˣ 10-6 
Amplitud de la componente fundamental (V 1) Udin 0.5 %  
Frecuencia de modulación (f m) 2.3 Hz  100 ˣ 10-6 
Amplitud de modulación (A m) 0.1 1 % 
Fases (φ 1, φm) NR NR 
 
Evaluación  del resultado:  
Los valores eficaces de 12 ciclos construyen una secuencia U eficaz(0),…, U eficaz(100). A partir de esta 
secuencia, se deben calcular los siguientes valores:  
 
para N = 45, 46, 47.  
Nota: La doble barra indica que se trata de un módulo comple jo 
 
Se debe conseguir los siguientes requerimientos:  
 Qeficaz > 20;  
 4.5% < A(46)/V 1 < 5.5 %;  
 Estampa de tiempo (U(100)) -estampa de tiempo (U(0)) = 20 s ± 6 ms  
 Cuando aplique, se utilizará un criterio de prueba CP12s(inc).  
c) Incertidumbre de medición e in tervalo de medición : debe realizarse como se indica en la Tabla 4.34; 
cada prueba debe durar al menos 1 s  
Tabla 4.34 -Incertidumbre bajo condiciones de referencia  
Número  Objetivo de la prueba  Puntos de prueba 
de acuerdo a la 
Tabla 4.23  Condiciones de 
prueba  
complementarias  Criterio de prueba 
(si es aplicable)  
2.2.1  Verificar el intervalo de 
medición  P1 para el valor de 
tensión  --- CP12s(inc)  
2.2.2  Verificar el intervalo de 
medición  P3 para el valor de 
tensión  --- CP12s(inc)  
2.2.3  Verificar el intervalo de  
medición  P5 para el valor de 
tensión  --- CP12s(inc)  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
d) Variaciones debido a una magnitud de influencia: debe realizarse como se indica en la Tabla 4.35; 
cada prueba debe durar al menos 1s  
Tabla 4. 35 -Variaciones debido a una magnitud de influencia  
Número  Objetivo de la prueba  Puntos de 
prueba de 
acuerdo a la 
Tabla 4.23  Condiciones de prueba 
complementarias  Criterio de prueba (si 
es aplicable)  
2.3.1  Medir la influencia de la 
frecuencia en la 
incertidumbre de 
medición  P3 para el valor 
de tensión  S1 para la  frecuencia  NA 
S3 para la frecuencia  NA 
2.3.2  Medir la influencia de 
las armónicas en la 
incertidumbre de 
medición  P3 para el valor 
de tensión  S1 para armónicas  CP12(inc) en el 
canal 1 en 
comparación con 
una tensión de 
referencia  
 
e) Evaluación de la  medición: No aplica  
f) Agregación de mediciones: Deben realizarse las pruebas que se indican en f.1) y f.2)  
f.1) Doce ciclos con sincronización de 10 min: Cada prueba debe durar al menos 11 minutos y debe 
contener por lo menos dos ciclos consecutivos de R TC (real time clock) de 10 minutos. Los ciclos están 
indicados en la Tabla 4.36.  
Tabla 4.36 -Ciclos con sincronización de 10 minutos  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 
4.23 Condiciones de 
prueba 
complementarias  Criterio de p rueba (si es 
aplicable)  
2.4.1  Comprobar la 
superposición de 
agregación 1  P3 para el valor de 
tensión  f = 59.99 Hz  
Duración de la 
prueba = 11 min  Prueba la etiqueta de tiempo y 
el número de secuencia de 
bloques para la apropiada 
resincronización a la marca  de 
10 minutos como se especifica 
en la NMX -J-610/4 -30-ANCE  
La marca de 10 minutos debe ocurrir en medio del intervalo de tiempo de 12 ciclos número 3000.  
Nota: 59.99 = (2999.5/600) x 12  
 
f.2) 180 ciclos de agregación con 10 minutos de sincronización: Ca da prueba debe durar al menos 11 
minutos y debe contener por lo menos dos ciclos consecutivos de reloj de tiempo real (RTC real time clock) de 
10 minutos. Los ciclos están indicados en la Tabla 4.37.       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
Tabla 4.37 -Ciclos de agregación con 10 minutos de sincro nización  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 
4.23 Condiciones de 
prueba 
complementarias  Criterio de prueba  (si es 
aplicable)  
2.5.1  Comprobar la 
superposición de 
agregación 2  Secuencia (ver el 
esquema):  
 
- La tensión cambia 
linealmente de P1 a 
P3 en 1 minuto de 
duración, luego  
- linealmente de P3 a P1 
en 1 minuto de 
duración  f = 60.15 Hz  
 
 
Prueba la agregación de datos 
de 12 ciclos dentro del intervalo 
de 180 ciclos relacionado a la 
marca de 10 minutos como se 
especifica en la NM X-J-610/4 -
30-ANCE  
 
Nota 1: El tiempo en el eje X no está 
necesariamente sincronizado en la marca de 
10 minutos.  
La marca de 10 minutos debería ocurrir en medio del intervalo de tiempo de 180 ciclos número 201.  
Nota 2: 60.15 = (200.5/600) × 180  
 
f.3) Diez minutos de agregación, Cada prueba debe durar al menos 11 minutos y debe contener por 
lo menos dos ciclos consecutivos de reloj de tiempo real (RTC real time clock) de 10 minutos. Los ciclos están 
indicados en la Tabla 4.38.  
Tabla 4.38 -Minutos de agr egación  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 
4.23 Condiciones de 
prueba 
complementarias de 
acuerdo a la Tabla 
4.24 Criterio de prueba 
(si es aplicable)  
2.6.1  Comprobar la 
agregación de 10 
minutos  Secuencia (ver el 
esquema):  
 
- La tensión cambia 
linealmente de P1 a 
P3 en 1 minuto de 
duración, luego  
- linealmente de P3 a 
P1 en 1 minuto de 
duración  S2 para la frecuencia  
 
 
Prueba la agregación 
de datos de 12 ciclos 
dentro del intervalo de 
10 minutos 
relacionado a la 
marca de 10 minut os 
como se especifica en 
la NMX -J-610/4 -30-
ANCE  
 
Nota 1: El tiempo en el eje X no está 
necesariamente sincronizado en la marca de 
10 minutos.  
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
f.4) Dos horas de agregación: Cuando aplique, la prueba se debe llevar a cabo de acuerdo a la 
siguiente Tab la 4.39  
Tabla 4.39 -Horas de agregación  
Número  Objetivo de la 
prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 4.23  Condiciones de 
prueba 
complementarias  Criterio de prueba 
(si es aplicable)  
2.7.1  Comprobar la 
agregación de 2 
horas  Se debe verificar que el va lor de agregación de 2 horas sea proporcionado por 
el equipo bajo prueba.  
 
12.4.3.  Fluctuación de tensión (parpadeo).  
La prueba se debe llevar a cabo de acuerdo a los requerimientos de prueba de la NMX -J-550/4 -15-ANCE 
vigente.  
12.4.4.  Interrupciones, decr ementos e incrementos de la tensión de suministro.  
Las pruebas para Interrupciones, decrementos e incrementos de la tensión de suministro se deben realizar 
como se indican en las Tabla 4.40 y 4.41.  
Tabla 4.40 -Interrupciones, decrementos e incrementos de la  tensión de suministro  
Número  Objetivo de la prueba  Puntos de prueba de 
acuerdo a la Tabla 4.23  Condiciones de prueba 
complementarias  Criterio de prueba (si es 
aplicable)  
4.1.1  Comprobar que U eficaz(1/2)  
se sincronizan 
independientemente en 
cada canal en el cruce 
por cero  P4 para frecuencia por lo 
menos 15 s c 
 
El paso de tensión debe 
hacerse en el cruce por cero  Esta prueba no requiere de 
generador sincronizado.  
 
En T1, inyectar la interrupción 
0% U din con duración de 2 
ciclos seguido de un paso a 
90% U din de 2 ciclos, luego un 
estado estacionario a 94% U din 
en el canal 1  
 
En T1 + 10 ciclos + 1/3 ciclo, 
aplique el mismo perfil en el 
canal 2.  
 
En T1 + 20 ciclos  - 1/3 ciclo, 
aplique el mismo perfil en el 
canal 3.  
 
Ver Figura 4.2 y Figura 4.3.  Comprobar, para  cada canal, 
que la secuencia de U eficaz(1/2)  
en el instrumento cumple con la 
secuencia definida en la Figura 
4.1. 
 
Comprobar la etiqueta de 
tiempo de U eficaz(1/2)  (N + 1) en el 
canal 1: T1 + 1/2 ciclo  
 
Comprobar que la etiqueta de 
tiempo de U eficaz(1/2)  (N + 1) en el 
canal 2 es T1 + 10.5 ciclos ± 
1/2 ciclo  
 
Comprobar que la etiqueta de 
tiempo de U eficaz(1/2)  (N + 1) en el 
canal 3 es T1 + 20.5 ciclos ± 
1/2 ciclo  
 
4.1.2  Compruebe el 
requerimiento de 
exactitud de amplitud y 
duración. c P5 para incrementos de  
tensión. a 
 
P4 para frecuencia  
 
 
 Esta prueba no requiere de 
generador sincronizado.  
 
El cambio de la amplitud de la 
señal para crear decrementos 
/incrementos /interrupciones de 
tensión deben ser simultáneos 
en el tiempo  
 
La prueba debe realizarse con 
las siguientes duraciones: 1; 
1.5; 2.5; 10; 30 y 150 ciclos.  
 
Ver Figuras 4.4, 4.5, 4.6 y 4.7  Comprobar que todas las 
duraciones y amplitudes 
reportadas en las mediciones 
de decrementos/ incrementos/ 
interrupción de tensión cumplen 
con el punto 5.4.5.1 de la NMX -
J-610/4 -30-ANCE 
(requerimiento de exactitud de 
la amplitud) y 5.4.5.2 
(requerimiento de exactitud de 
la duración)  
 
Los resultados de duración 
esperados son Duración 
inyectada ± 0,5 ciclos, ver 
Figura 4.4 y Figura 4.5 donde la 
duración esperada es de 3 
ciclos ± 0,5 ciclos.  
 
Los resultados de amplitud 
esperados son Amplitud Px 
inyectada ± 0,2% U din (siendo 
Px P5 o P3).  P3 para decrementos/ 
interrupciones de tensión a 
 
P4 para ,frecuencia       (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
4.1.3  Comprobar el umbral  P2 para incrementos de 
tensión a  b 
P4 para frecuencia  Esta prueba no requiere 
generador sincronizado  
 
El cambio de la amplitud de la 
señal para crear decrementos 
/incrementos /interrupciones de 
tensión deben ser simultáneos 
en el tiempo  
 
La prueba debe realizarse con 
la siguiente duración: 2.5 
ciclos.  Comprobar que la exactitud de 
la duración cumple con el punto 
5.4.5.2 de la NMX -J-610/4 -30-
ANCE.  
 
El resultado de duración 
esperado es de 2.5 ciclos ± 0.5 
ciclos.  P1 para incrementos de 
tensión a  b 
P4 para frecuencia  
P2 para decremento s/ 
interrupciones de tensión a  b 
P4 para frecuencia  
P1 para decrementos/ 
interrupciones de tensión a  b 
P4 para frecuencia  
4.1.4  Comprobar la influencia 
de la frecuencia de la 
red de suministro  P1 para frecuencia  
P2 para decrementos/ 
interrupcione s de tensión a Esta prueba no requiere 
generador sincronizado  
 
El cambio de la amplitud de la 
señal para crear decrementos 
/incrementos /interrupciones de 
tensión deben ser simultáneos 
en el tiempo  
 
La prueba debe realizarse con 
las siguientes duraciones: 2 y 
30 ciclos.  Comprobar que la exactitud de 
la duración cumple con el punto 
5.4.5.2 de la NMX -J-610/4 -30-
ANCE.  
 
El resultado de duración 
esperado es respectivamente 2 
y 30 ciclos ± 0.5 ciclos.  P3 para frecuencia  
P2 para decrementos/ 
interrupciones de t ensión a 
 
4.1.5  Comprobar 
decrementos/ 
incrementos/ 
interrupciones de 
tensión en un sistema 
polifásico  La prueba se debe realizarse de acuerdo a los requerimientos establecidos en las Tablas 4.42 y 
4.43 
4.1.6  Comprobar la tensión de 
referencia de 
deslizamiento  - En 
condiciones estables de 
operación d 1. Configuración: 
Seleccionar la tensión 
de referencia de 
deslizamiento, el 
umbral del decremento 
de tensión en 90% U sr, 
hitéresis = 2% U din. 
2. Inyecte una tensión en 
estado estable de U din 
durante al menos 5 
min. Luego haga 
decrecer la amplitud 
de la tensión a 95% 
Udin durante 5 min. 
Posteriormente 87% 
Udin por 5 min.  Ver Figura 4.8  No debe detectarse 
decremento de tensión  
3. Inyecte un decremento 
de tensión de 5 ciclos 
de duración a 50% U din Verificar que el i nstrumento 
esté detectando un decremento 
de tensión en 57.5% de U ref. 
 
Nota: 57.5% = 50/87ˣ100%  
4.1.7  Comprobar la tensión de 
referencia de 
deslizamiento  - 
Condición de arranque 
de la referencia de 
deslizamiento  1. Configuración: 
Seleccionar la tensión 
de referencia de 
deslizamiento, el 
umbral del decremento 
de tensión en 90% 
Udin, histéresis = 2% 
Udin. 
2. Encienda el 
instrumento con 0V 
inyectado en las 
entradas de tensión.  
Ver Figura 4.9  El instrumento debe detectar un 
arranque de interrupción  
3. Después de 5 minutos 
+ el tiempo de 
arranque del 
instrumento, inyecte la 
tensión = U din 
 
Nota: El propósito es 
comprobar que la tensión de 
referencia de deslizamiento 
se construye a partir de un 
valor inicial de U din, no se 
actualiza hasta que se aplica 
la tensión.  Verificar que el instrumento ha 
detectado un final de 
interrupción.  
a 
 
b 
 
 
c 
 
 
d Los puntos de prueba P1, P2, P3, P4 y P5 se describen en la Tabla 4.23.  
 
El punto de prueba P1 no debe ser identificado como un decremento/ incremento, mientras que el punto de 
prueba P2 debe ser identificado como decremento/ incremento.  
 
Los valores  recomendados para el umbral de decremento de tensión es 90% U din, para el umbral de 
incremento de tensión es de 110% U din, histéresis = 2%.  
 
El uso de la tensión de referencia de deslizamiento es opcional. Esta prueba solamente se aplica si el 
fabricante implementa la tensión de referencia de deslizamiento.  Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
 
      (Segunda Sección)  DIARIO OFICIAL  Lunes 15 de enero de 2018  
 
 
 
 
 
 
 Lunes 15 de enero de 2018  DIARIO OFICIAL  (Segunda Sección)      
 
 
 (Continúa en la Tercera Sección)