Source: http://diariooficial.segob.gob.mx/normasOficiales/8235/cre11_C/cre11_C.html
Timestamp: 2020-05-28 12:30:44+00:00

Document:
cre11_C
ACUERDO Núm. A/012/2019
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA EXPIDE LA NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-001-CRE/SCFI-2019, SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA-MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE MEDIDA-ESPECIFICACIONES METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD
El Órgano de Gobierno de la Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III, 34, fracciones II, XIII y XXXIII y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5, 22, fracciones I, II, III, X, XXIV, XXVI, inciso a) y XXVII, 27, 41, fracción III y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, 4, párrafo primero, 12, fracciones I, III, XXXIX, XLVII y LII, 26, 33, 37, 40, y 132 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, y 16, fracciones VII y IX de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1, 38, fracciones II, III, IV, V, VI, VII y IX, 40, fracción IV, 41, 43, 44, 47, 52, 68, 70, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 28, 31, 34 y 80 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 37, 106, 112 y 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, y 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracciones I, XIV y XLIV del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, y
Primero. Que con motivo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 20 de diciembre de 2013, el Congreso de la Unión expidió la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), ambas publicadas el 11 de agosto de 2014 en el mismo medio de difusión, así como la Ley de Transición Energética (LTE) publicada el 24 de diciembre de 2015 en el DOF, abrogándose la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la Ley de la Comisión Reguladora de Energía y derogándose las demás disposiciones que se opongan a las mismas.
Segundo. Que de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF), y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una Dependencia de la administración pública centralizada con autonomía técnica, operativa y de gestión, con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética.
Cuarto. Que el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), establece que corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
Quinto. Que los artículos 39, fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, establecen que corresponde a la Secretaría de Economía expedir las normas oficiales mexicanas que establezcan las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y trazabilidad.
Sexto. Que el artículo 12, fracción XXXIX de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), establece que es facultad de la Comisión, regular, supervisar y ejecutar el proceso de estandarización y normalización en materia del Sistema Eléctrico Nacional.
Séptimo. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales mexicanas, las dependencias cuyo ámbito de competencia sea concurrente deberán coordinarse para elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexicana por sector o materia. Asimismo, el artículo 31 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (RLFMN) indica cómo se coordinarán las dependencias para la elaboración, expedición y publicación conjunta de esas normas oficiales mexicanas.
Octavo. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II, III y XVI de la LORCME, son facultades de la Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos necesarios para el cumplimiento de sus funciones, entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación en el ámbito de su competencia, así como participar con las dependencias competentes en la formulación de proyectos de normas oficiales mexicanas relativas o relacionadas con las actividades reguladas.
Noveno. Que de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes establecerán, tratándose de normas oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la conformidad, cuando para fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas.
Décimo. 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 (CENACE), como al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas y los demás estándares y especificaciones que le sean aplicables a dichas instalaciones.
Undécimo. Que conforme al artículo 40 de la LIE, 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 mexicanas, debiendo utilizar para tales fines productos, dispositivos, equipos, maquinaria, instrumentos o sistemas sujetos al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas.
Duodécimo. Que el artículo 113 del Reglamento de la Ley de Ia Industria Eléctrica (RLIE) señala que los Transportistas y Distribuidores deberán usar e instalar únicamente instrumentos de medición que hayan obtenido una aprobación de modelo o prototipo conforme a lo dispuesto por la LFMN y la norma oficial mexicana que corresponda, así como verificar a través de unidades de verificación acreditadas y aprobadas, cuando menos una vez cada tres años, los instrumentos de medición instalados para asegurar que se ajusten a la exactitud establecida en la norma oficial mexicana.
Decimotercero. Que de acuerdo con el artículo 91, segundo párrafo de la LFMN, cuando para comprobar el cumplimiento con una norma oficial mexicana se requieran mediciones o pruebas de laboratorio, la verificación correspondiente se efectuará únicamente en laboratorios acreditados y aprobados, salvo que éstos no existan para la medición o prueba específica, en cuyo caso la prueba se podrá realizar en otros laboratorios, preferentemente acreditados.
Decimocuarto. Que conforme al artículo 97, segundo párrafo del RLFMN, cuando no existan laboratorios acreditados para efectuar alguna calibración o prueba conforme a las especificaciones establecidas en las normas, las autoridades competentes podrán aceptar informes de resultados de laboratorios acreditados para otras normas o, en su defecto, de laboratorios no acreditados siempre que cuenten con la infraestructura necesaria. Los informes de resultados de calibración o pruebas deberán demostrar que se cumple con las normas oficiales mexicanas correspondientes.
Decimoquinto. Que el 8 de septiembre de 2015, la Secretaría de Energía publicó en el DOF las Bases del Mercado Eléctrico (BME), que establecen los principios de diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), entre las cuales la Base 8 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 operación y control de tiempo real.
Decimosexto. Que la Comisión está facultada para definir los términos y condiciones para cubrir el costo de la instalación, operación, mantenimiento y reemplazo de los sistemas de medición, de acuerdo con la Base 16.2.5 de las BME.
Decimoséptimo. Que el 8 de abril de 2016, la Comisión publicó en el DOF las Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red (Código de Red), el cual establece los requerimientos técnicos mínimos con relación a las actividades de planeación y operación del SEN, las reglas para la medición, el control, el acceso y uso de la infraestructura eléctrica.
Decimoctavo. Que el Código de Red es de cumplimiento obligatorio para los integrantes de la industria eléctrica, el cual incluye criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, que tienen como objetivo permitir e incentivar que el SEN se desarrolle, mantenga, opere, amplíe y modernice de manera coordinada con base en requerimientos técnico-operativos, de la manera más eficiente y económica, bajo los principios de acceso abierto y trato no indebidamente discriminatorio.
Decimonoveno. Que en su Capítulo 5 el Código de Red señala que la ubicación del punto de medición entre dos o más participantes deberá permitir el cálculo del balance de energía para las Centrales Eléctricas, Servicios Auxiliares de las Centrales Eléctricas, la Red Nacional de Transmisión, las Redes Generales de Distribución y los Centros de Carga pertenecientes a un participante del MEM, lo cual requiere de instrumentos de medición tales como medidores y transformadores de medida (transformadores de potencial y transformadores de corriente) que permitan la correcta y adecuada medición de las magnitudes eléctricas y su asociación a productos del MEM.
Vigésimo. Que el 10 de enero de 2018, la Secretaría de Energía publicó en el DOF el Acuerdo por el que se emite el Manual de Medición para Liquidaciones, el cual señala en su numeral 3.2.1 que los medidores deben cumplir con lo dispuesto en la norma oficial mexicana aplicable.
Vigésimo primero. Que los artículos 47, fracción IV de la LFMN y 4 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo establecen que los actos administrativos de carácter general que expidan las dependencias de la Administración Pública Federal, tales como la norma oficial mexicana objeto del presente Acuerdo, deberán publicarse en el DOF para que produzcan efectos jurídicos, una vez aprobadas por el Comité Consultivo Nacional de Normalización respectivo.
Vigésimo segundo. Que el 13 de marzo de 2017, la Comisión mediante Acuerdo A/004/2017, publicó en el DOF la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento, con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de marzo de 2017, fecha de su entrada en vigor.
Vigésimo tercero. Que el 26 de septiembre de 2017, se publicó en el DOF el Acuerdo A/033/2017 por el que la Comisión emite el aviso de prórroga y expide por segunda vez consecutiva la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de septiembre de 2017.
Vigésimo cuarto. Que el 23 de noviembre de 2018, se publicó en el DOF el Acuerdo Núm. A/036/2018 por el que la Comisión Reguladora de Energía determina las especificaciones internacionales y requisitos previstos en normas mexicanas para la realización de los diagnósticos sobre el sistema de medición, como parte del Estudio de Instalaciones, conforme a lo establecido en el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.
Vigésimo quinto. Que el 15 de enero de 2018, mediante Acuerdo A/063/2017 la Comisión ordenó 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 metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, a efecto de que dentro de los siguientes 60 días naturales, los interesados presentaran sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico (Comité), de conformidad con lo previsto en el artículo 47, fracción I de la LFMN.
Vigésimo sexto. Que una vez agotado el plazo referido en el Considerando anterior, se estudiaron las observaciones recibidas, por lo que, en su sesión del 29 de noviembre de 2018, el Comité aprobó la respuesta a los comentarios formulados al PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, de conformidad con lo previsto en los artículos 47, fracciones II y III y 64 de la LFMN, y 33 del RLFMN.
Vigésimo séptimo. Que en la sesión del 29 de noviembre de 2018, el Comité aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN.
Vigésimo octavo. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la respuesta a los comentarios recibidos al PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, de conformidad con lo previsto en los artículos 47, fracciones II y III y 64 de la LFMN, y 33 del RLFMN.
Vigésimo noveno. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN.
Trigésimo. Que una vez agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la LFMN, la Comisión y el Presidente del Comité consideran procedente publicar en el DOF la Norma Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad.
Trigésimo PRIMERO. Que la presente norma oficial mexicana contiene las especificaciones y métodos de prueba para medidores de energía eléctrica y transformadores de medida, y establece las definiciones, características, especificaciones técnicas y métodos de prueba necesarias para proveer reglas claras, efectivas y eficientes de operación confiable del SEN, además de los elementos técnicos de cumplimiento de los participantes del MEM para efectos de liquidación o facturación.
Trigésimo SEGUNDO. En cumplimiento a lo establecido en el artículo Quinto del Acuerdo que fija los lineamientos que deberán ser observados por las dependencias y organismos descentralizados de la Administración Pública Federal, en cuanto a la emisión de los actos administrativos de carácter general a los que les resulta aplicable el artículo 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, y a efecto de dar cumplimiento al mismo, se señala lo siguiente:
1. CFE G0000-48, Medidores Multifunción.
2. CFE VE100-13, Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones Nominales de 0.6 kV A 400 kV.
3. CFE VE100-29, Transformadores de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13.8 kV a 400 kV.
4. CFE VE000-38, Transformadores de Potencial Capacitivo y Capacitores de Acoplamiento para Sistemas de 69 kV a 400 kV.
Por lo anteriormente expuesto y fundado, el Órgano de Gobierno de la Comisión emite el siguiente:
Primero. Se expide la Norma Oficial Mexicana NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad. Dicha norma se anexa a este Acuerdo como si a la letra se insertase.
Segundo. Publíquese el presente Acuerdo en el Diario Oficial de la Federación. En tanto la presente Norma Oficial Mexicana entre en vigor, será aplicable el Acuerdo Núm. A/036/2018 por el que la Comisión Reguladora de Energía determina las especificaciones internacionales y requisitos previstos en normas mexicanas para la realización de los diagnósticos sobre el sistema de medición, como parte del Estudio de Instalaciones, conforme a lo establecido en el Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 23 de noviembre de 2018.
Una vez que la presente Norma Oficial Mexicana entre en vigor, quedará sin efectos el citado Acuerdo Núm. A/036/2018.
Tercero. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/012/2019, en el Registro al que se refieren los artículos 22, fracción XXVI, inciso a) y 25, 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 21 de mayo de 2019.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.- Los Comisionados: Norma Leticia Campos Aragón, Guadalupe Escalante Benítez, José Alberto Celestinos Isaacs, Luis Linares Zapata, Luis Guillermo Pineda Bernal.- Rúbricas.
NORMA OFICIAL MEXICANA, NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad
LUIS GUILLERMO PINEDA BERNAL, Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico y ALFONSO GUATI ROJO SÁNCHEZ, Director General de Normas y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía, con fundamento en los artículos 1, 2, fracción III, 34, fracciones XIII y XXXIII, y 43 Ter, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 10, 15, 38, fracciones II, IV y IX, 39, fracción V, 40, fracción IV, 41, 44, 45, 47, fracción I, 62, 63 y 73 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 15, 30, 31, 33, 80 y 81 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, fracción II, 3, 4, 22, fracciones I, II, III y XXVII, 41, fracción III, y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores en Materia Energética; 1, 2, 12, fracciones XXXIX y LII, y 132 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 42, fracción II, 80, fracción II, y 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; y 1, 11, 18, fracciones I, XLIII y XLIV, 25 fracciones VII y X del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía.
Primero. 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 Pública Federal (LOAPF), y 2, fracción II y 3 de la Ley de los Órganos Reguladores en Materia Energética (LORCME), la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una Dependencia de la administración pública centralizada con autonomía técnica, operativa y de gestión, con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética.
Segundo. Que en términos de los artículos 4, 41, fracción III y 42 de la LORCME, corresponde a la Comisión regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del servicio público y la comercialización de electricidad, así como fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
Tercero. Que el artículo 38, fracciones II y V de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), establece que corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
Cuarto. Que los artículos 39, fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, establecen que corresponde a la Secretaría de Economía expedir las normas oficiales mexicanas que establezcan las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y trazabilidad.
Quinto. Que el artículo 12, fracción XXXIX de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), establece que es facultad de la Comisión, regular, supervisar y ejecutar el proceso de estandarización y normalización en materia del Sistema Eléctrico Nacional.
Sexto. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales mexicanas, las dependencias cuyo ámbito de competencia sea concurrente deberán coordinarse para elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexicana por sector o materia. Asimismo, el artículo 31 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (RLFMN) indica cómo se coordinarán las dependencias para la elaboración, expedición y publicación conjunta de esas normas oficiales mexicanas.
Séptimo. Que de acuerdo con el artículo 22, fracciones II, III y XVI de la LORCME, son facultades de la Comisión emitir acuerdos y demás actos administrativos necesarios para el cumplimiento de sus funciones, entre ellas vigilar y supervisar el cumplimiento de la regulación en el ámbito de su competencia, así como participar con las dependencias competentes en la formulación de proyectos de normas oficiales mexicanas relativas o relacionadas con las actividades reguladas.
Octavo. Que en términos de lo dispuesto en los artículos 34, fracción XIII de la LOAPF, 15, 17, 39, fracción V y 40, fracción IV de la LFMN, corresponde a la Secretaría de Economía establecer y vigilar las normas de pesas y medidas necesarias para la actividad comercial, así como expedir normas oficiales mexicanas cuya finalidad sea establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y trazabilidad.
Décimo. Que de acuerdo con el artículo 91, segundo párrafo de la LFMN, para comprobar el cumplimiento con una norma oficial mexicana se requieran mediciones o pruebas de laboratorio, la verificación correspondiente se efectuará únicamente en laboratorios acreditados y aprobados, salvo que éstos no existan para la medición o prueba específica, en cuyo caso, la prueba se podrá realizar en otros laboratorios, preferentemente acreditados.
Undécimo. Que conforme al artículo 97, segundo párrafo del RLFMN, cuando no existan laboratorios acreditados para efectuar alguna calibración o prueba conforme a las especificaciones establecidas en las normas, las autoridades competentes podrán aceptar informes de resultados de laboratorios acreditados para otras normas o, en su defecto, de laboratorios no acreditados siempre que cuenten con la infraestructura necesaria. Los informes de resultados de calibración o pruebas deberán demostrar que se cumple con las normas oficiales mexicanas correspondientes.
Duodécimo. Que en la sesión del 29 de noviembre de 2018, el Comité aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN.
Decimotercero. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la respuesta a comentarios recibidos al PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, de conformidad con los artículos 47, fracciones II y III, y 64 de la LFMN, y 33 del RLFMN.
Decimocuarto. Que en la sesión del 24 de abril de 2019, el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía aprobó la NOM-001-CRE/SCFI-2019 como norma definitiva, de conformidad con los artículos 47, fracción IV y 64 de la LFMN, y 34 del RLFMN.
Decimoquinto. Que se ha agotado el procedimiento establecido en el artículo 47 de la LFMN.
Esta Norma Oficial Mexicana, NOM-001-CRE/SCFI-2019, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de medida-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, fue aprobada por el Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de la Comisión Reguladora de Energía y por el Comité Consultivo Nacional de Normalización de la Secretaría de Economía presidido por la Dirección General de Normas; en su elaboración participaron las instituciones siguientes:
- ABB México;
- ARTECHE ACP;
- ARTECHE NORTH AMERICA, S.A DE C.V.;
- Asociación de Normalización y Certificación A. C.;
- Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas;
- Centro Nacional de Control de Energía;
- Centro Nacional de Metrología;
- Comisión Federal de Electricidad-Distribución;
- Comisión Federal de Electricidad-Transmisión;
- Comisión Federal de Electricidad-Generación;
- Comisión Reguladora de Energía;
- Electrometer de las Américas, S.A. de C.V.;
- ENL REN ENERGY, SA DE CV;
- Honeywell Smart Energy;
- Ingeniería de Sistemas Eléctricos y de Bombeo, S.A. de C.V.
- Industrias Unidas S. A. de C. V.;
- Laboratorio de Pruebas Equipos y Materiales;
- Mabrex;
- Protecsa Ingeniería;
- Schneider Electric México;
- Schweitzer Engineering Laboratories;
- Secretaría de Economía-Dirección General de Normas;
- Tecnologías Eos.
- Ingeniería e Instrumentación Industrial, S.A. de C.V.
REQUISITOS GENERALES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Selección de los medidores según su uso destinado
Requisitos metrológicos para los medidores
REQUISITOS PARTICULARES PARA MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Requisitos para medidores de parámetros de calidad de la potencia
Especificaciones para los transformadores de medida
Pruebas universales para los medidores
Pruebas para medidores con medición de energía reactiva
Pruebas para medidores de parámetros para calidad de la potencia
Cálculo de la incertidumbre de medición, operativa y del sistema
Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad;
Requisitos y pruebas adicionales para el transformadores de corriente
Homogeneidad de la producción
Parámetros para el protocolo DNP3
Informe del sistema de gestión del proceso de producción
Dictamen de verificación de sistemas de medición
Requisitos para calificación del personal del organismo de certificación de producto para la evaluación del sistema de gestión del proceso de la producción
Tipo de montaje de los medidores
Tipo de medición de acuerdo a las características del centro de carga o central eléctrica
Puerto Serial Digital de Comunicación
Establecer las especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad que deben cumplir los medidores y transformadores de medida que se emplean para el suministro eléctrico.
1.2.1 Esta Norma Oficial Mexicana 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 parámetros de calidad de la potencia, que intervienen en la evaluación del cumplimiento de obligaciones y Reglas del Mercado.
1.2.2 Esta Norma Oficial Mexicana aplica a los transformadores de medida para fines de protección.
Para la correcta utilización y desempeño de los medidores y transformadores de medida, adicional al cumplimiento con la presente Norma Oficial Mexicana, deben observarse las regulaciones técnicas aplicables que determine la autoridad competente.
Quedan excluidas del campo de aplicación de la presente Norma Oficial Mexicana, las especificaciones o características funcionales particulares de los medidores o trasformadores de medida, tales como diseño, tecnologías, algoritmos, entre otras, diferentes de las metrológicas.
Para los fines de esta Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar las Normas Oficiales Mexicanas y Normas Mexicanas y Normas Internacionales que se indican a continuación, o las que las sustituyan:
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-2018 Transformadores de corriente-Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-J-109-2010), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018.
NMX-J-404-ANCE-2017 Conectadores - Conectadores aislados separables para sistemas de distribución de energía de 600 V y mayores - Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-J-404-1980), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de septiembre de 2017.
NMX-J-529-ANCE-2012 Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP), (Cancela a la NMX-J-529-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 22 de marzo de 2013.
NMX-J-550/4-15-ANCE-2005 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-15: Técnicas de prueba y medición-Medidor de parpadeo-Especificaciones de funcionamiento y diseño, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 13 de diciembre de 2005.
NMX-J-562/1-ANCE-2013 Guía para la selección y dimensionamiento de aisladores para alta tensión para utilizarse en condiciones de contaminación-Parte 1: Definiciones, información y principios generales (Cancela a la NMX-J-562/1-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2014.
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 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 medición-Parte 4-8: Pruebas de inmunidad a los campos magnéticos de frecuencia de alimentación, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 4 de enero de 2007.
NMX-J-600-ANCE-2010 Requisitos de 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, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de diciembre de 2008.
NMX-J-610/4-1-ANCE-2009 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-1: Técnicas de prueba y medición-Guía para la selección de pruebas de inmunidad radiada y conducida de la serie de normas NMX-J-610/4-ANCE, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 3 de julio de 2009.
NMX-J-610/4-2-ANCE-2012 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-2: Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a descargas electrostáticas. (Cancela a la NMX-J-550/4-2-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 21 de junio de 2012.
NMX-J-610/4-3-ANCE-2015 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-3: Técnicas de prueba y medición-pruebas de inmunidad a campos electromagnéticos radiados por señales de radiofrecuencia (Cancela a la NMX-J-550/4-3-ANCE-2008), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de mayo de 2016.
NMX-J-610/4-4-ANCE-2013 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-4: Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a ráfagas de impulsos eléctricos rápidos (Cancela a la NMX-J-550/4-4-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2014.
NMX-J-610/4-5-ANCE-2013 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-5: Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a impulsos por maniobra o descarga atmosférica (Cancela a la NMX-J-550/4-5-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2014.
NMX-J-610/4-7-ANCE-2013 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-7: Técnicas de prueba y medición-Guía general de instrumentación y medición para armónicas e interarmónicas, en sistemas de suministro de energía eléctrica y equipo que se conecta a éstos (Cancela a la NMX-J-550/4-7-ANCE-2005), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2014.
NMX-J-610/4-12-ANCE-2013 Compatibilidad electromagnética (EMC)-Parte 4-12: Técnicas de prueba y medición-Pruebas de inmunidad a ondas oscilatorias (Cancela a la NMX-J-550/4-12-ANCE-2006), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2014.
NMX-J-610-4-30-ANCE-2018 Compatibilidad Electromagnética (EMC)-Parte 4-30: Técnicas de prueba y medición-Métodos de medición de calidad de la potencia eléctrica (Cancela a la NMX-J-610/4-30-ANCE-2014), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018.
NMX-J-610/6-2-ANCE-2008 Compatibilidad 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-2018 Transformadores de medida-Parte 1: Requisitos generales, (Cancela a la NMX-J-615-1-ANCE-2009), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018.
NMX-J-615-3-ANCE-2018 Transformadores de medida-Parte 3: Requisitos adicionales para transformadores de potencial inductivo, (Cancela a la NMX-J-615/3-ANCE-2013), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 10 de mayo de 2018.
NMX-J-615-5-ANCE-2018 Transformadores de medida-Parte 5: Requisitos adicionales para transformadores de potencial capacitivo, (Cancela a la NMX-J-615/5-ANCE-2014), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 18 de mayo de 2018.
NMX-J-627-ANCE-2009 Envolventes-Grados de protección proporcionados por los envolventes de equipos eléctricos en contra de impactos mecánicos (Código IK), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 6 de noviembre de 2009.
NMX-J-648/2-27-ANCE-2012 Pruebas ambientales en productos eléctricos-Parte 2-27: Pruebas-Prueba EA y guía: Choque, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013.
NMX-J-648/2-30-ANCE-2012 Pruebas ambientales en productos eléctricos-Parte 2-30: Pruebas-Prueba DB: Calor húmedo, ciclo (Ciclo de 12 h + 12 h), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013.
NMX-J-648/2-47-ANCE-2012 Pruebas ambientales en productos eléctricos-Parte 2-47: Pruebas-Montaje de especímenes para pruebas de vibración, de impacto y otras pruebas dinámicas, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de abril de 2013.
NMX-J-648/2-78-ANCE-2012 Pruebas 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 Federación el 20 de mayo de 2014.
NMX-Z-12/2-1987 Muestreo para la inspección por atributos-Parte 2: Métodos de muestreo, tablas y gráficas.
En tanto no se publiquen las Normas Mexicanas, adopciones de las IEC que se refieren a continuación, se aplicarán también, para los fines de esta NOM las normas internacionales siguientes:
IEC 60068-2-1:2007 Environmental testing-Part 2-1: Tests-Test A: Cold.
IEC 60068-2-6:2007 Environmental testing-Part 2-6: Tests-Test Fc: Vibration (sinusoidal).
IEC 60068-3-4:2001 Environmental testing-Part 3-4: Supporting documentation and guidance-Damp heat tests
IEC 60068-2-18:2017 RLV Environmental testing-Part 2-18: Tests-Test R and guidance: Water
IEC 60529:1989+AMD1:1999+AMD2:2013 Degrees of protection provided by enclosures (IP code).
IEC 60654-1:1993 Industrial-process measurement and control equipment-Operating conditions-Part 1: Climatic conditions
IEC 60721-3-1:2018 Classification of environmental conditions-Part 3-1 Classification of groups of environmental parameters and their severities-Storage
IEC 60721-3-2:2018 Classification of environmental conditions-Part 3-2: Classification of groups of environmental parameters and their severities - Transportation and Handling
IEC 60721-3-3:1994 Classification of environmental conditions-Part 3: Classification of groups of environmental parameters and their severities-Section 3: Stationary use at weatherprotected locations
IEC 61000-2-4:2002 Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 2-4: Environment-Compatibility levels in industrial plants for low-frequency conducted disturbances.
IEC 61000-4-5:2014 Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 4-5: Testing and measurement techniques-Surge immunity test.
IEC 61000-4-11:2004 Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 4-11: Testing and measurement techniques-Voltage dips, short interruptions and voltage variations immunity tests
IEC 61000-4-12:2017 Electromagnetic Compatibility (EMC)-Part 4-12: Testing and measurement techniques-Ring wave immunity test
IEC 61000-4-15:2010 Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 4: Testing and measurement techniques-section 15: flickermeter-functional and design specifications.
IEC 61000-6-5:2015 Electromagnetic compatibility (EMC)-Part 6-5: Generic standards-Immunity for equipment used in power station and substation environment
IEC 61010-1:2010+AMD1:2016 Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use –Part 1: General requirements
IEC 61010-2-030:2017 Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use-Part 2-030: Particular requirements for equipment having testing or measuring circuits.
IEC 61850-6:2009 Communication networks and systems for power utility automation-Part 6: 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 communication service interface (ACSI).
IEC 61850-7-3:2010 Communication networks and systems for power utility automation-Part 7-3: Basic communication structure-Common data classes.
IEC 61850-7-4:2010 Communication networks and systems for power utility automation-Part 7-4: Basic communication structure-Compatible logical node classes and data object classes.
IEC 61850-8-1:2011 Communication networks and systems for power utility automation-Part 8-1: Specific communication service mapping (SCSM)-Mappings to MMS (ISO 9506-1 and ISO 9506-2) and to ISO/IEC 8802-3.
IEC 61869-1:2007 Instrument transformers-Part 1: General requirements.
IEC 61869-2: 2012 Instrument transformers-Part 2: Additional requirements for current transformers.
IEC 61869-3:2011 Instrument transformers-Part 3: Additional requirements for inductive voltage transformers.
IEC 61869-4: 2013 Instrument transformers-Part 4: Additional requirements for combined transformers.
IEC 61869-5:2011 Instrument transformers-Part 5: Additional requirements for capacitor voltage transformers.
IEC 61869-6: 2016 Instrument transformers-Part 6: Additional general requirements for low-power instrument transformers.
IEC 61869-9:2016 Instrument transformers-Part 9: Digital interface for instrument transformers.
IEC 62052-11:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-General requirements, tests and test conditions-Part 11: Metering equipment
IEC 62053-11:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular requirements-Part 11: Electromechanical meters for active energy (classes 0,5, 1 and 2)
IEC 62053-22:2003 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular Requirements-Part 22: Static meters for active energy (classes 0,2 S and 0,5 S)
IEC 62053-24:2014 Electricity metering equipment (a.c.)-Particular requirements-Part 24: Static meters for reactive energy at fundamental frequency (classes 0,5 S, 1 S and 1)
IEC 62054-21: 2004+AMD1:2017 Electricity metering (AC)-Tariff and load control-Part 21: Particular requirements for time switches.
IEC 62056-5-3:2017 Electrcity metering data exchange-The DLMS/COSEM suite-Part 5-3: DLMS/COSEM application layer
IEC 62056-6-2:2017 Electricity metering data exchange-The DLMS/COSEM suite-Part 6-2: COSEM interface classes
IEC 62056-21:2002 Electricity metering-Data exchange for meter reading, tariff and load control-Part 21: Direct local data exchange
IEC 62586-1:2017 Power quality measurement in power supply systems - Part 1: Power quality instruments (PQI).
IEC 62586-2:2017 Power quality measurement in power supply systems - Part 2: Functional tests and uncertainty requirements.
CISPR 32:2015 Electromagnetic compatibility of multimedia equipment-Emission requirements.
OIML D 31:2008 General requirements for software controlled measuring instruments.
Para los propósitos de esta Norma Oficial Mexicana, se aplican los términos y definiciones establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica, en el Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, en las Bases del Mercado, en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y las siguientes:
3.1. Autenticidad
Resultado del proceso de autenticación.
3.2. Autenticación
Comprobación de la identidad declarada o presunta de un usuario o sujeto.
Cualidad de un instrumento que tiene capacidad de medir el flujo de energía, en un punto determinado y en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada.
3.4. Calidad de la potencia
Características de la electricidad en un punto específico en un sistema eléctrico y evaluado en relación con un conjunto de parámetros técnicos de referencia. Estos parámetros se relacionan, en algunos casos, con la compatibilidad entre las características de la electricidad en un punto de entrega-recepción de la red y los generadores o cargas conectadas a ésta.
3.5. Calibración: conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para medir y, de ser necesario, otras características metrológicas.
3.6. Cantidades de influencia
Es la cantidad que, en una medición directa, no afecta la cantidad real que se está midiendo, pero afecta la relación entre la indicación y el resultado de la medición.
3.7. Característica particular
Función específica de los medidores y transformadores de medida que están fuera del campo de aplicación de la presente Norma Oficial Mexicana.
3.8. Carga
Potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo instante por una instalación eléctrica o por un elemento específico de cualquier instalación.
3.9. Clase de exactitud
3.10. Clase A
Método de medición de parámetros cuando son necesarias mediciones exactas para aplicaciones contractuales, evaluación de la conformidad con normas, resolución de disputas y/o similares.
3.11. Compensación de pérdidas
función que adiciona o resta, en las integraciones de energía del medidor.
3.12. Compensación por pérdidas en transformación
Función específica del medidor, para la estimación de las pérdidas por transformadores. Se da cuando se aplican los factores de corrección para errores de relación y de ángulo de fase de los transformadores de medida. Esta corrección reduce o elimina la necesidad de reemplazar los transformadores de medida.
3.13. Compensación por pérdidas en líneas de transmisión o distribución
Función específica del medidor, para la estimación de las pérdidas por líneas de transmisión o líneas de distribución.
3.14. Condiciones de referencia
Es la condición de operación establecida para evaluar el desempeño de un instrumento o sistema de medición o para comparar resultados de medición.
NOTA: Las condiciones operativas de referencia especifican intervalos de valores del mensurando y de las cantidades de influencia.
3.15. Corriente (I)
valor de corriente eléctrica que fluye a través del medidor o transformador de medida.
NOTA: La "Corriente" en esta norma, se refiere al valor raíz cuadrática media RCM (r.m.s root mean square por sus siglas en inglés.)
3.16. Corriente de arranque (Ist)
Valor mínimo de corriente en el cual el medidor empieza a integrar pulsos en la memoria masiva y energía en kilowatt hora en la clase de exactitud.
3.17. Corriente máxima (Imax)
Valor máximo de corriente marcada en la placa de datos que admite el medidor en régimen permanente en la clase de exactitud.
NOTA 1: Este valor de corriente lo declara el fabricante.
NOTA 2: Algunas empresas de transporte o distribución o suministro eléctrico, refieren a la corriente máxima como corriente de clase.
3.18. Corriente mínima (Imin)
Valor mínimo de corriente que admite el medidor en régimen permanente en la clase de exactitud.
NOTA: Este valor de corriente lo declara el fabricante
3.19. Corriente nominal (Inom)
Corriente existente en condiciones normales de operación del equipo de medición y corresponde con la corriente marcada en la placa de datos por el fabricante.
3.20. Corriente de transición (Itr)
Valor de corriente que separa el campo de medición inferior (donde se permite un error superior al de clase de exactitud), del campo de medición superior (donde el error máximo permitido corresponde al error de la clase de exactitud).
3.21. Demanda
Valor del promedio móvil de la potencia activa evaluado en intervalos de quince minutos mediante series de tres registros o subintervalos continuos cincominutales. Se refiere a la potencia que se necesita aplicar en el punto de entrega, medido en kilowatt (kW).
3.22. Decremento repentino de tensión
Disminución entre el 10% y 90%, de la tensión nominal a la frecuencia del sistema, con intervalos de duración de desde 0.5 ciclos y hasta 3 600 ciclos en un sistema de 60 Hz.
3.23. Energía
Cantidad de flujo energético, expresada en kilowatt hora (kWh).
3.24. Error intrínseco
El error de un instrumento de medida, determinado en las condiciones de referencia.
3.25. Error intrínseco inicial
Es el error intrínseco de un instrumento de medición, según se determine antes de las pruebas, para mantener sus características de funcionamiento durante un cierto periodo de tiempo.
3.26. Error máximo permisible (mpe)
(máximum permisible error por sus siglas en inglés), valor extremo del error de medición con respecto al valor conocido de la magnitud de referencia, permitido por especificaciones o regulaciones para una medición, instrumento o sistema de medición.
3.27. Estampa de tiempo
Registro de la fecha y hora de acuerdo con el huso horario (con referencia al tiempo universal coordinado UTC, por sus siglas en inglés) en que se ubica el medidor. La estampa de tiempo proviene del reloj interno del medidor.
3.28. Ethernet
Estándar de redes de área local para computadoras.
3.29. Evento
Dato que se genera al cumplir una condición preestablecida y que cuenta con una estampa de tiempo.
3.30. Factor de distorsión (d)
Relación del valor de la raíz cuadrática media del contenido armónico del valor de la raíz cuadrático media del término fundamental.
NOTA 1: El contenido de armónico se obtiene substrayendo el término fundamental a una cantidad alterna no sinusoidal.
NOTA 2: El factor de distorsión se expresa como un porcentaje. Es equivalente a THD, siglas en inglés para distorsión armónica total.
3.31. Falla
Diferencia entre el error de indicación y el error intrínseco de un instrumento de medición.
Nota 1: Una falla es principalmente, el resultado de un cambio no deseado de datos contenido en o fluyendo a través de un instrumento de medición
Nota 2: De la definición se sigue que una "falla" es un valor numérico que es expresado, ya sea en una unidad de medida o como un valor relativo, por ejemplo como un porcentaje.
Nota 3: En esta NOM, la definición anterior no aplica al término "falla de tierra", en el cual la palabra "falla" tiene su significado usual de diccionario.
3.32. Falla significativa
Falla que excede los valores límites aplicables a la clase del medidor.
NOTA: también se consideran las siguientes fallas significativas: un cambio mayor que el valor de cambio crítico que ha ocurrido en los registros de medición debido a perturbaciones; la funcionalidad del medidor se ha deteriorado.
3.33. Firmware
Programa informático que establece la lógica de más bajo nivel que controla los circuitos electrónicos de un dispositivo de cualquier tipo.
3.34. Fluctuación de tensión
Oscilaciones en el nivel de tensión, debidas a la conexión de cargas cíclicas o por oscilaciones subarmónicas.
3.35. Hardware
Conjunto de elementos físicos de un dispositivo electrónico de propósito específico.
3.36. Incremento repentino de tensión
Incremento entre el 110% y 180%, de la tensión nominal a la frecuencia del sistema, con intervalo de duración desde 0.5 ciclos, hasta 3 600 ciclos, en una frecuencia de 60 Hz.
3.37. Integridad de los datos
Garantía de que los programas, datos y parámetros no han sido modificados o alterados sin autorización durante su uso, transferencia, almacenamiento, reparación o mantenimiento.
3.38. Interoperabilidad
Capacidad de dos o más elementos técnicos, sistemas, dispositivos, redes, aplicaciones o componentes para trabajar juntos, comunicarse o intercambiar información y datos entre sí, con objetivos comunes, garantizando el significado preciso de la información comunicada, para que ésta pueda ser utilizada.
3.39. IRIG-B
(Inter-Range Instrumentation Group - Format B, por sus palabras en inglés), es un formato estándar para hacer referencia al tiempo que utiliza una señal portadora de 1 kHz; este formato codifica 100 pulsos por segundo (resolución de 1 ms para señal modulada y 10 ms para señal demodulada).
3.40. Laboratorio de calibración acreditado y aprobado
Laboratorio de calibración reconocido por una entidad de acreditación para la evaluación de la conformidad y aprobado por la dependencia correspondiente.
3.41. Liquidación
Cálculo de pagos y cobros para definir en cantidad líquida las operaciones realizadas en el mercado eléctrico.
3.42. Límite de rango de operación o funcionamiento.
Condiciones de operación límite que un medidor puede soportar sin presentar daño ni degradación de sus características metrológicas y este, subsecuentemente, se encuentre operando dentro de las condiciones nominales de operación.
NOTA: El medidor debe ser capaz de funcionar dentro del rango límite de operación.
3.43. Medidor
Instrumento que mide y registra la integral de la potencia eléctrica con respecto al tiempo del circuito eléctrico al cual está conectado.
3.44. Medidor autoalimentado
Medidor que toma la alimentación auxiliar directamente del circuito de medición de tensión.
3.45. Medidor autocontenido
Medidor en el que las terminales están arregladas para conectarse directamente al circuito que está siendo medido sin el uso de transformadores de medida externos, para aplicaciones que no requieren el uso de transformadores de medida externo.
3.46. Medidor de referencia
Medidor utilizado para la medida de la energía eléctrica. Diseñado y operado para la obtención de la más alta exactitud y estabilidad en un ambiente controlado de laboratorio.
3.47. Medidor tipo enchufe (socket, por su palabra en idioma inglés)
Medidor que cuenta con terminales, tipo bayoneta, dispuestas en su parte posterior para insertarse en las mordazas de una base tipo enchufe.
3.48. Medidor tipo tablero extraíble
Medidor cuyo montaje tiene la capacidad o función de extracción segura sin desconectar cables, haciendo cortocircuito en los circuitos de corriente y aislando de partes vivas al operador.
NOTA: Este tipo de montaje es de uso común en subestaciones de alta tensión.
3.49. Medidor tipo gabinete.
Medidor que tiene sus dispositivos de conexión en su parte posterior sin requerir accesorios adicionales para su conexión. El montaje es en un tablero o gabinete de uso específico.
3.50. Multirango
Medidor capaz de operar en uno o varios intervalos de tensión dentro de la clase de exactitud.
NOTA: Ver definición de tensión nominal.
3.51. Operación en modo de prueba o verificado
Modo de operación para calibración en el que se verifica la respuesta del medidor sin alterar los valores integrados hasta el momento de cambio a otro modo.
3.52. Patrón
Medida materializada, aparato de medición o sistema de medición destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores conocidos de una magnitud para transmitirlos por comparación a otros instrumentos de medición.
3.53. Patrón de medida de referencia, patrón de referencia
3.54. Patrón de medida de trabajo, patrón de trabajo
3.55. Perfil de carga
Son los valores de demanda correspondientes a todos los intervalos consecutivos del lapso especificado, para un periodo determinado.
3.56. Protocolo DNP3 (Distributed Network Protocol, por sus palabras en inglés)
Protocolo utilizado en las comunicaciones entre estaciones maestras, unidades remotas (UTR) y otros dispositivos electrónicos inteligentes (DEI), que son componentes de un sistema SCADA.
3.57. Puerto de comunicación
Interfaz del equipo con otros aparatos o con el operador, para tener intercomunicación directa o remota.
3.58. 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.
3.59. Rango de operación nominal
Rango de valores de una sola cantidad de influencia que forma parte de la condición de operación nominal
NOTA: La incertidumbre requerida deben encontrarse dentro de las condiciones del rango de operación nominal
3.60. Registro
Localidad de memoria en la que se almacena un dato.
3.61. Registro auditable
Archivo de datos continuo que incluye un registro de información histórica de sucesos, modificaciones en los valores de los parámetros de un medidor o actualizaciones del software, así como otras actividades legalmente relevantes que influyen en las características metrológicas.
3.62. Reloj interno
Base de tiempo del medidor.
3.63. Sellos
Medios físicos o electrónicos que impiden la modificación no autorizada del instrumento o sistema de medición.
NOTA 1: Los medios físicos pueden ser medios mecánicos, electrónicos (incluido programas o software) o una combinación de ambos.
NOTA 2: Las entidades responsables del mantenimiento y actualización de los sistemas de medición instalados en sitio, pueden hacer uso de sellos.
3.64. Sistema de sincronía de tiempo
Funcionalidad del medidor para sincronizarse con la referencia de tiempo que rige las liquidaciones del mercado.
3.65. SNTP
(simple network time protocol, por sus palabras en inglés) 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.
3.66. Socket
Base con mordazas para recibir las terminales de un medidor enchufable el cual tiene terminales de conexión para la línea de suministro eléctrico.
3.67. Software legalmente relevante
Software o parte del mismo que interviene en las características metrológicas de un instrumento de medición.
3.68. Software propietario
Aplicaciones de software cuyo diseño está orientado a la explotación de hardware y el firmware del medidor. Generalmente este software es producido por el mismo fabricante del medidor.
3.69. Tarifa horaria
Función del medidor para contener los registros de memoria necesarios para registrar y almacenar valores de energía asociados a una estructura tarifaria.
NOTA: La estructura tarifaria aplicable será definida por la autoridad competente.
3.70. Tensión eléctrica
Diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos o conductores cualesquiera pertenecientes a un circuito.
NOTA: El o los valores(es) de tensión en esta norma, se refiere al valor raíz cuadrática media RCM (r.m.s root mean square por sus siglas en inglés.)
3.71. Tensión nominal (Unom)
Valor de la raíz cuadrática media (RCM) de tensión especificado por el fabricante para el funcionamiento normal del medidor.
NOTA: los medidores diseñados para funcionar en un intervalo de valores de tensión, se pueden denominar como medidores multirango.
3.72. Transformador de medida
Transformador que se diseña para transmitir una señal de información (tensión o corriente eléctrica) a instrumentos de medición, medidores y dispositivos de protección o control, o aparatos similares.
3.73. Transformador de corriente
Transformador de medida en el cual la corriente secundaria es, en las condiciones normales de empleo, prácticamente proporcional a la corriente primaria y desfasada con relación a ésta, en un ángulo próximo a cero grados eléctricos, para un sentido apropiado de las conexiones.
3.74. Transformador de potencial, transformador de potencial inductivo
Transformador de medida en el cual se asume que la tensión secundaria, en condiciones normales de uso, es proporcional a la tensión primaria y difiere de ella en fase por ángulo de aproximadamente a cero grados eléctricos, en el caso de conexiones específicas.
3.75. Transformador de potencial capacitivo
Transformador de potencial que incluye un divisor capacitivo y una magnitud electromagnética que se diseña e interconecta, de forma que la tensión secundaria de la unidad electromagnética es proporcional a la tensión primaria y nominalmente difiere de ella en fase por ángulo de cero grados eléctricos en el caso de conexiones específicas.
3.76. Transformador combinado de medida:
Transformador de medida que consiste de un transformador de corriente y un transformador de potencial en la misma envolvente.
3.77. Transformador de baja potencia (transformador óptico, LPIT):
Arreglo consistente de uno o más transformadores de corriente o tensión, los cuales pueden ser conectados a sistemas de trasmisión y convertidores secundarios, todos con el propósito de transmitir baja potencia análoga o señal digital de salida a instrumentos de medición, medidores o dispositivos de control, protección o equipos similares.
3.78. Visualización de valores instantáneos
Despliegue del promedio del valor eficaz de la variable medida, obtenido para un intervalo de 1 segundo o menor.
3.79. Autoridad competente
La Comisión Reguladora de Energía o la Secretaría de Economía, dentro de sus respectivas atribuciones.
4. Términos abreviados
grados eléctricos (a menos que se indique otra cosa)
análisis de la documentación y validación del diseño.
Ángulo de prueba
ángulo de desfasamiento entre la tensión y corriente de calibración.
sistema de medición que no incluye transformadores de corriente y de potencial.
unidad de medida de cantidad de información.
carga conectada en el secundario de un TC o un TP.
error máximo permisible expresado como porcentaje.
International Special Committee on Radio Interference, por sus palabras en inglés.
inspección del código y revisión.
coeficiente de temperatura promedio.
grados Celsius (también conocidos como grados centígrados).
factor de distorsión.
análisis de flujo metrológico de datos.
demanda promedio del periodo cincominutal..
Protocolo para Red Distribuida (Distributed Network Protocol, por sus palabras en inglés).
Equipo combinado de medición.
compatibilidad electromagnética (Electromagnetic compatibility, por sus palabras en inglés).
error en la temperatura inferior en el intervalo de temperatura de interés.
error en la temperatura superior en el intervalo de temperatura de interés.
número de armónicas.
clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4.
International Electrotechnical Commission, por su nombre en inglés.
Inter-Range Instrumentation Group-Format B, por sus palabras en inglés.
International Organization for Standardization, por sus palabras en inglés.
corriente en la fase a.
corriente en la fase b.
corriente de base en medidores que se conectan directamente.
corriente en la fase c.
Corriente de referencia en medidores conectados a través de transformador
corriente mínima.
corriente promedio de las fases a, b y c.
corriente de arranque.
corriente de transición.
componente fundamental de la señal de corriente.
grado de protección conforme a la IEC 60529.
número de pulsos por el dispositivo de salida del medidor.
watthoras por pulso del medidor.
kilovolt-ampere reactivo hora.
kilowatt hora.
línea eléctrica 1.
línea eléctrica 2.
línea eléctrica 3.
error máximo permisible (máximum permissible error, por sus palabras en inglés).
militesla.
Protocolo de Tiempo de Red (Network Time Protocol, por sus palabras en inglés).
fluctuación de tensión.
terminal primaria 1.
terminal primaria 2.
resolución aparente del registro de energía básico expresado en Wh.
raíz cuadrática media.
clase de exactitud S.
Ensayo del módulo de software.
Protocolo Simple de Tiempo de Red (Simple Network Time Protocol, por sus palabras en inglés).
terminal secundaria 1.
Protocolo de Control de Transmisión/Protocolo de Internet (Transmission Control Protocol/Internet Protocol, por sus palabras en inglés).
Distorsión Armónica Total (Total Harmonic Distortion, por sus palabras en inglés).
transformador integrado de medición TC-TP (transformador combinado).
transformador de potencial o tensión.
temperatura más baja en el intervalo de temperatura de interés.
temperatura más alta en el intervalo de temperatura de interés.
Tiempo Universal Coordinado (Universal Time Coordinated, por sus palabras en inglés).
Unidad Terminal Remota (RTU, por sus siglas en inglés).
tensión entre fase c y el neutro.
tensión entre fases a y b.
tensión entre fase b y c.
tensión entre fase b y el neutro.
tensión entre fases c y a.
tensión entre la fases c y el neutro.
valor de la tensión nominal de suministro eléctrico obtenido por un transductor de relación.
tensión nominal (también citado como voltaje nominal).
componente fundamental de la señal de tensión.
5ª componente armónica de la señal de tensión.
validación mediante ensayo funcional de las funciones metrológicas.
validación mediante prueba funcional de las funciones de software.
potencia reactiva en la fase a
potencia reactiva en la fase b.
potencia reactiva en la fase c.
volt-ampere reactivo hora.
watthora.
potencia activa en la fase a.
potencia activa en la fase b.
potencia activa en la fase c.
representa una cantidad dada como una fracción en 100 partes iguales.
Para mayor información referente a los requisitos y pruebas para medidores de energía eléctrica, véanse los capítulos 6,7,8,10,11, 12 y 13, además de los apéndices B, D, I y J. En relación a los transformadores de medida, véase el capítulo 9, adicionalmente se deberán consultar los apéndices A, B, I y J y sobre el procedimiento de la evaluación de la conformidad, véase el capítulo 14 y los apéndices C, E, F y G según se señale en el capítulo correspondiente.
6. Selección de los medidores según su uso destinado
Las funciones y características que deben tener los medidores, se definen de acuerdo a las necesidades de la instalación donde serán utilizados, ya sea en el punto de interconexión de centrales eléctricas, en punto de conexión de centros de carga o puntos de intercambio entre redes eléctricas, considerando el nivel de tensión de operación y en su caso, las necesidades de monitoreo de calidad de la potencia.
6.1. Funcionalidades.
El medidor debe ser capaz de realizar las funcionalidades, así como la característica (s) de la función, dentro de la clase de exactitud declarada por el fabricante del medidor, sin alterar los registros de medición y la transmisión de éstas. La descripción de las funciones requeridas son las siguientes:
a) Medición instantánea para monitoreo.
Capacidad de medir en un instante de tiempo tensión, corriente, frecuencia, potencia eléctrica y factor de potencia, con las características señaladas en las Tablas 1.1 y 1.4.
b) Medición para liquidación y facturación.
Capacidad para medir energía eléctrica con las características señaladas en la Tabla 1.1 en intervalos de medición de cinco minutos o cincominutal.
c) Registros de medición acumulada en el intervalo de medición de cinco minutos o cincominutal.
Capacidad para almacenar internamente las mediciones del intervalo de medición cincominutal durante un tiempo determinado.
El tiempo mínimo es de 35 días. El almacenamiento debe mantenerse aún con la pérdida de alimentación.
d) Medición de calidad de la potencia Clase A
Capacidad de medir en tiempo real, parámetros de calidad de la potencia Clase A.
La Tabla 1.1 indica las características requeridas para la calidad de la potencia sujeta a medición.
e) Puerto de comunicación
Interfaz del medidor con otros aparatos, sistemas o con el operador. El medidor es capaz de mantener intercomunicación por medios físicos, electrónicos de manera local o remota.
El puerto de comunicación debe ser un elemento que permita la interoperabilidad entre dispositivos.
f) Protocolo de comunicación.
Capacidad del medidor para manejar y administrar correctamente las reglas de un formato determinado, así como la transmisión y recepción de datos.
Los protocolos de comunicación cubren aspectos como autenticación, detección y corrección de errores, señalizaciones y sincronización en formatos digitales y analógicos.
El protocolo debe ser un elemento que permita la interoperabilidad entre dispositivos y sistemas.
Los protocolos no definidos en esta norma, el Transportista o Distribuidor, debe especificar o definir al menos, las características asociadas a la capa física o capa 1 y la capa de enlace de datos o capa 2 o equivalentes, respecto a la norma oficial mexicana o norma mexicana y en ausencia de éstas, la norma internacional o norma extranjera del protocolo de comunicación, para la extracción de datos.
NOTA: Las capas mencionadas, se encuentran definidas en la norma internacional ISO / IEC 7498 -1: 1994 Tecnología de la información. Interconexión de sistemas abiertos. Modelo de referencia básico: el modelo básico, Information technology -- Open Systems Interconnection -- Basic Reference Model: The Basic Model).
g) Registros y reportes
Es la capacidad del medidor para alojar, en el número necesario de localidades de memoria (registros), la información de las mediciones: para liquidación y facturación, instantánea y las de calidad de la potencia. La información almacenada en los registros de medición debe ser accesible mediante el software de extracción de datos con los permisos y niveles de acceso correspondiente a la protección de las propiedades metrológicas (pudiendo ser a través de hardware o software o ambos) tal que, permita generar: reportes de datos continuos, información histórica y consultas de información, todas asociadas con una estampa de tiempo.
Los registros de medición para liquidación y facturación, deben incluir la configuración de las mediciones asociadas a una estructura tarifaria. Ver registro de tarifa horaria.
Pueden generarse otros tipos de reportes, por ejemplo: acerca del funcionamiento del medidor.
h) Registro de tarifa horaria.
Es la capacidad del medidor para configurar y asociar con la estampa de tiempo, uno o varios intervalos de tiempo asociados a una estructura tarifaria.
NOTA: Por ejemplo, la estructura tarifaria puede requerir cuatro tarifas y cuatro estaciones meteorológicas.
i) Reinicio de demanda
Es la capacidad del medidor para restaurar el registro de demanda a "ceros". Se deberán proveer los medios, a través de los niveles de acceso, para que solo el Transportista o Distribuidor, tengan acceso a esta función.
NOTA: En el contexto de esta norma, se entenderá que son las empresas productivas subsidiarias del Estado que presten el servicio público de Transmisión y Distribución quienes administran los medidores para liquidación y facturación objeto de esta norma.
j) Despliegue de datos en pantalla
Es la capacidad del medidor para desplegar y permitir la lectura de información, en una pantalla con caracteres alfanuméricos, la pantalla deberá cumplir con las características de legibilidad de los resultados (7.7.1) de esta norma.
La información que se despliegue debe ser visible al usuario final. No debe ser posible la modificación de esta información.
Puede presentarse el despliegue de menús de navegación o de configuración, siempre que se tengan con los niveles de acceso correctos que no vulneren la protección de los datos de medición y funciones metrológicas.
k) Estampa de tiempo
La estampa de tiempo se usa para indicar un momento en el tiempo. La información mínima requerida son la fecha y hora; el tiempo se especifica en una marca de tiempo que incluye horas, minutos y segundos. La estampa de tiempo que genere el medidor, debe ser funcionalmente compatible con los husos horarios en los Estados Unidos Mexicanos, el horario de verano y la legislación aplicable.
l) Sincronía de tiempo
La sincronización y formato deben permitir la interoperabilidad con los sistemas informáticos del Transportista, Distribuidor y CENACE.
m) Montaje
Característica física del medidor que permite el acoplamiento con una base, soporte, u otro componente según su diseño, en una instalación de propósito específico.
El montaje debe ser el adecuado con la instalación y aplicación del usuario final. Las especificaciones técnicas que emita la autoridad o las especificaciones técnicas autorizadas al CENACE, definirán la aplicación específica del tipo de montaje.
NOTA: Los Apéndices informativos H e I, sirve de orientación respecto a la aplicación del montaje.
n) Alimentación.
Característica del medidor para operar normalmente con tensión de corriente alterna o corriente continua.
Los medidores denominados autocontenidos, tienen la capacidad de operar con la tensión del circuito de suministro de corriente alterna, sin la necesidad de sensores, transformadores de medida o fuentes de alimentación externas.
Se debe cumplir con alguno de los intervalos de tensión definidos en la Tabla 1.2.
o) Modo de medición.
Capacidad del medidor para medir energía y parámetros de calidad de la potencia en sistemas eléctricos de una, dos o tres fases (monofásico, bifásico o trifásico) o polifásico, el registro de la energía debe ser bidireccional.
p) Otras funciones.
Los medidores pueden tener capacidades funcionales adicionales; cuando existan estas, no deben modificar los datos de las mediciones o funciones legalmente relevantes.
Son aquellas necesarias que permiten el adecuado funcionamiento y administración del medidor, distintas a las metrológicas.
Otras funciones requeridas:
1. General para todos los tipos de medición.
a) Software propietario para la extracción, almacenamiento, procesamiento y análisis de los registros de energía y de calidad de la potencia según corresponda.
2. Medición con transformadores de medida.
a) Compensación por pérdidas en líneas de transmisión o distribución.
b) Compensación por pérdidas por transformadores de medida.
3. Medición en devanado secundario de un transformador de distribución (devanado primario en media tensión y secundario en baja tensión).
a) Compensación por transformación.
Las funciones distintas a las metrológicas, pueden ser solicitadas o configuradas por el Transportista o Distribuidor como una característica particular, para efectos de esta norma la Tabla 1.1, las funciones distintas a las metrológicas requeridas, son las siguientes:
1. Conexión / desconexión. Es la capacidad del medidor para conectar o desconectar el circuito de la instalación del usuario final con la red general de distribución; la instrucción puede ser vía remota o local, a través de un puerto y protocolo de comunicación, o configuradas, Esta función está destinada a Centros de Carga.
2. Modos de operación. Es la capacidad del medidor para configurar uno o más modos de operación, éstos pueden ser operación normal, modo prueba o verificado, Esta función está destinada para Centros de Carga, el medidor debe tener la capacidad para almacenar y configurar información relacionada a montos económicos tales como saldos (prepago por consumo de energía en kWh) o monto asociado a un consumo de energía (postpago por consumo de energía en kWh). El Transportista o Distribuidor definirán a través de una característica particular o especificación técnica autorizada, el requisito especifico de comunicación, (puerto de comunicación y protocolo de comunicación) además de las características de interoperabilidad.
No se permiten otras funciones que alteren, modifiquen los datos de las mediciones o funciones legalmente relevantes.
6.2. Tipos de medición.
Los tipos de medición corresponden con las capacidades funcionales con las que debe cumplir el medidor. De forma particular, esta norma define 5 tipos de medición, las cuales aplican a Centrales Eléctricas y Centros de Carga de acuerdo con la Tabla 1.1.
6.2.1. MB1: Medición básica uno.
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh) y reactiva (kvarh), clase de exactitud 0,5; capaz de registrar y almacenar el consumo de energía eléctrica, con estampa de tiempo.
6.2.2. MB2: Medición básica dos.
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh), reactiva (kvar) y demanda máxima (kW), clase de exactitud 0,5; capaz de registrar y almacenar el consumo de energía eléctrica en intervalos de medición de cinco minutos, con estampa de tiempo.
6.2.3. MSCP ST: Medición sin calidad de la potencia sin transformador.
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2, clase de exactitud 0,2S, capacidad de almacenamiento, estampa de tiempo, extracción de datos, con comunicación y capacidad de sincronización.
6.2.4. MSCP CT: Medición sin calidad de la potencia con transformador de medida.
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2, capacidad de almacenamiento, estampa de tiempo, extracción de datos, con comunicación y capacidad de sincronización.
6.2.5. MCCP CT: Medición con calidad de la potencia con transformador de medida.
La que se realiza con un medidor de energía activa (kWh) y reactiva (kvarh) clase de exactitud 0,2 y de calidad de la potencia Clase A, capacidad de almacenamiento, estampa de tiempo, extracción de datos, con comunicación y capacidad de sincronización.
6.3. Medidores para utilización en centrales eléctricas.
Todos los medidores que se instalan en centrales eléctricas deben cumplir con los requisitos de las funciones y características que se indican en la Tabla 1.1. Adicionalmente, de acuerdo con su uso destinado (medidor de energía activa, medidor de energía reactiva y activa y de parámetros de calidad de la potencia), deben cumplir con el capítulo correspondiente del Título Tercero. Consultar el Apéndice I informativo.
6.4. Medidores para utilización en centros de carga.
Los medidores que se instalan en centros de carga, deben cumplir con los requisitos de las funciones y características que se indican en la Tabla 1.1. Adicionalmente, de acuerdo con 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. Consultar el Apéndice I informativo.
Tabla 1.1 Funcionalidades, características y tipo de medición para Centrales Eléctricas y Centros de Carga .
MCCP CT
MSCP CT
MSCP ST
Medición instantánea para monitoreo a), l)
Exactitud en %
Potencia activa instantánea
Donde θ=0°
Potencia reactiva instantánea
Donde θ=90°
Factor de potencia instantáneo
Para 60° en atraso o adelanto
Para Unom
±0.15 Hz
Medición para liquidación y facturación a)
Energía activa en kWh
Clase 0.2
Energía reactiva sin transformador de medición en kvarh
Energía reactiva con transformador de medición en kvarh
Demanda rolada en kW
Registros de medición acumulada en el intervalo de medición de cinco minutos o cincominutal. a)
Potencia activa, reactiva y aparente. Registros máximos, mínimos y promedios i)
Corrientes máximas, mínimas y promedio i)
üb)
Tensiones máximas, mínimas y promedio i)
Factor de potencia promedio de cinco minutos
Medición de calidad de la potencia Clase A a)
Eventos de decremento repentino de la tensión (Sag)
Eventos de incremento repentino de la tensión (Swell)
Parpadeo de tensión (flicker)
Interrupción momentánea, temporal y sostenida
Armónicas de tensión y corriente
Inter-armónicas de tensión y corriente
Distorsión armónica de subgrupo (tensión y corriente)
Puerto de comunicación c)
Puerto óptico k)
üb), c)
Puerto de radiofrecuencia (RF), incluye tecnologías de datos móviles. g)
Puerto serial digital
üb), h)
DNP3 sobre puerto RS485 a), e)
DNP3 sobre puerto TCP/IP a), e)
serial digital interno h), j)
ü b), h)
Protocolo para el puerto óptico j)
Lo que se establece en la Norma Internacional IEC 61850 d)
Registro de almacenamiento de perfil de carga a)
Registros horarios de parámetros eléctricos a)
Registro de valores promedio ,
Registro de parámetros de calidad de la potencia a)
Reportes de eventos de calidad de la potencia a)
Registro de tarifa horaria a)
Reinicio de demanda a)
Alternativa 1: Botón manual
Alternativa 2: Local puerto óptico
Alternativa 3: Remoto por puertos de comunicación
Despliegue de datos en pantalla a)
Alternativa 1: Pantalla integrada en el medidor con botones de navegación
Alternativa 2: Pantalla integrada en el medidor sin botones de navegación
Sincronía de tiempo a)
Vía sistema de adquisición de datos del medidor
Vía IRIG-B
Vía DNP3
Vía NTP/SNTP
Estampa de tiempo a)
Montaje f), h)
Tipo tablero Extraíble
Alimentación externa de Corriente continua/Corriente alterna (C.C./C.A.) g)
Modo de medición a)
Otras funciones g)
Compensación de transformadores de medida
Compensación por pérdidas por transformación
Compensación por pérdidas en líneas de transmisión o distribución
Dispositivo de conexión / desconexión
Software propietario para extracción, procesamiento y análisis de registros de energía y donde aplique, calidad de la potencia. a)
Funcionalidad o característica sujeta a la validación de software legalmente relevante.
Funcionalidad o característica opcional. Corresponde a la autoridad o entidad facultada para definir infraestructura para medición de energía eléctrica, determinar la funcionalidad o característica aplicable. Ver apéndice I como referencia de aplicación.
El puerto óptico es obligatorio para todos los tipos de medición. Se debe incluir otro puerto de comunicación, el cual puede ser puerto ethernet. Por excepción, para los medidores tipo MB2 con montaje tipo gabinete, corresponde a la entidad facultada para definir infraestructura para medición de energía eléctrica o Transportista o Distribuidor señalar el requerimiento de esta característica o funcionalidad alternativa como característica particular.
Requerido para medición en Centrales Eléctricas. En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se debe cumplir los requisitos que se establecen en la norma internacional IEC 61850 partes 6; 7-1; 7-2; 7-3; 7-4 y 8-1.
Véase el Apéndice D, Parámetros para el protocolo DNP3.
El tipo de montaje será el adecuado con las características de la instalación, como es el nivel de tensión y de corriente, seguridad de la instalación, así como la especificación técnica autorizada aplicable. Para mayor referencia, ver el Apéndice H.
Otras funciones o características no señaladas podrán ser indicadas como características particulares, tal y como lo define esta norma (Ver 3.7). Las características particulares de la tecnología RF, serán las definidas por cada Transportista o Distribuidor.
Ver Apéndice J.
Los valores máximos, mínimos y promedios se refieren a los valores en el periodo de cinco minutos, los valores de tensión y corriente deben ser por fase y los valores de potencia deben ser totales y por fase.
Protocolo para el intercambio de datos. En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se debe cumplir con los requisitos que se establecen en la norma internacional IEC 62056, partes 5-3, 6-2 y 21 o con el estándar ANSI C12.18 (ver bibliografía número 2). Corresponde a la entidad facultada, transportista o distribuidor la administración del servicio, seguridad y de acceso a los datos de acuerdo a las características requeridas por el tipo de medición.
Características del puerto óptico. En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se debe cumplir con los requisitos que se establecen en el estándar ANSI C12.18 (Ver bibliografía número 2)
Los límites de error para la medición instantánea se encuentran definidas en la Tabla 1.4
7. Requisitos metrológicos para los medidores
7.1. Unidades de medida
Las unidades de medición de los medidores, deben ser las establecidas en la NOM-008-SCFI-2002,
Las unidades para medición de energía eléctrica activa deben ser al menos una de las siguientes: Wh, kWh, MWh o GWh.
7.2. Condiciones nominales de operación
Las condiciones nominales de operación de los medidores son las que se especifican en la tabla 1.2.
7.3. Requisitos de exactitud
En el instructivo o manual de uso del medidor debe especificarse la clase de exactitud del mismo.
El error del medidor no debe exceder el error máximo permisible para la clase especificada, bajo condiciones nominales de operación.
Cuando el medidor se exponga a perturbaciones, no deben producirse fallas significativas.
Una falla no se considera una falla significativa si es detectada y alertada por medio de un dispositivo de detección. En caso de que se produzca tal evento, el medidor debe indicarlo claramente.
NOTA: Una indicación de una falla significativa puede, ser una luz intermitente durante el evento o falla.
7.3.2. Dirección del flujo de energía
Cuando en las características del equipo se especifique que un medidor es capaz de medir el flujo de energía de forma bidireccional, el medidor deberá 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 polaridad del flujo de energía debe estar definida en las instrucciones de conexión del medidor.
El flujo de energía media, se refiere a la potencia activa integrada durante al menos un ciclo de la frecuencia nominal.
El medidor, debe ser capaz de medir en alguna de las formas siguientes:
a) Bidireccional con dos registros: medidor especificado como capaz de medir el flujo de energía tanto positivo como negativo y colocar los resultados en diferentes registros (registros independientes). Cuando el flujo cambia de dirección, el registro de energía debe ocurrir en el registro correcto.
Tabla 1.2 Condiciones nominales de operación del medidor
Condición o magnitud
Valores, intervalos
fnom ± 2 %;
en donde: fnom = 60 Hz.
Unom ± 10 %;
en donde: Unom debe estar dentro de los siguientes intervalos:
intervalo 1: 69 a 120 V, tensión fase a neutro para medidores conectados a través de transformador de potencial.
intervalo 2: 120 a 277 V, tensión fase a neutro conectados directamente.
intervalo 3: 120 V, tensión fase a neutro, conectado directamente.
Itr, Imin, e Ist se determinan en las especificaciones del medidor y deben cumplir con lo que se indica a continuación:
Relación entre Imax / Itr
Sin transformador de medida, conectado directamente
Imax / Itr
Imax / Ist
> 1 250
Con transformador de medida
Conectados directamente
0.05 a)
0.15 b)
0.1 a)
0.3 b)
Conectados a través de transformador de medida
De 0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto;
Para los medidores bidireccionales, los límites del intervalo de factor de potencia son válidos en ambas direcciones.
Temperatura (valores para medidores de uso interior y exterior)
Límite inferior de temperatura:-25 ºC;
Límite superior de temperatura: + 70 ºC.
En el manual o instructivo del medidor, debe definirse el grado de protección del mismo, de acuerdo a la clase de medio ambiente a que está destinado, considerando lo siguiente:
H1, lugares cerrados en donde los instrumentos no están sometidos a condensación de agua, precipitación o formaciones de hielo: Protección IP51; (ver referencia Tabla 1.7).
H2, lugares cerrados en donde los instrumentos pueden estar sometidos a agua condensada, agua de fuentes distintas a la lluvia y/o formaciones de hielo: Protección IP54;
H3, lugares abiertos con condiciones climáticas promedio: Protección IP54.
El medidor puede ser de conexión directa, a través de transformadores de corriente o a través de transformadores de corriente y de potencial, lo cual debe indicarse en su instructivo o manual.
El modo de conexión debe ser polifásico y las configuraciones se apegarán a los manuales regulatorios expedidos para este fin (monofásico de dos hilos, 1 elemento (1F-2H-1E); bifásico de tres hilos, 2 elementos (2F-3H-2E); trifásico de cuatro hilos, 3 elementos (3F-4H-3E).
Se permite que la tensión y la corriente se desvíen de la forma sinusoidal, tal como se especifica en la Tabla 1.6, en Armónicas en circuitos de tensión y corriente.
El balance de carga debe permitir variar desde las condiciones totalmente balanceadas hasta a la corriente en un solo circuito de corriente para medidores polifásicos y para medidores monofásicos de 3 hilos.
a) Ist acorde a OIML R 46-1/-2. Ver referencia bibliográfica 26.
b) Imin acorde a IEC 62053-22, Tabla 4
7.3.3. Errores base máximos permisibles (mpe)
El error intrínseco (expresado en porcentaje) debe estar dentro del error base máximo permisible establecido en las tablas 1.3 y 1.4, cuando se varíe la corriente y el factor de potencia dentro de los límites indicados en esa tabla (intervalo de operación), y cuando el medidor esté operando en condiciones diferentes a las condiciones de referencia.
NOTA: para efectos de una Verificación, la Tabla 1.3 establece los errores base máximos permisibles para la prueba de dependencia de la corriente. (Ver 10.8.1)
Tabla 1.3 Errores base máximos permisibles al completar los requisitos de la prueba sin carga
Errores base máximos permisibles
Clase 0,2 S
Para instantáneos de tensión, corriente y potencia
0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.5, en adelanto
0.5 a 1, en atraso; de 1 a 0.8, en adelanto
± 1.0 Imin/I
± 0.4 Imin/I
Tabla 1.4 Limites de error de valores instantáneos en un segundo o menos
Magnitud leída
Límites de error en porciento
Valor de Tensión (V)
Angulo de fase (θ)
Tensión V a)
0.9 Unom
1.1 Unom
Intensidad de corriente por fase (A)
Inom o Ib
Potencia activa por fase W b)
60° en atraso
Potencia reactiva por fase var b)
30° en adelanto
90° en adelanto
Factor de potencia por fase b)
Inom/Ib
Límite de desviación (Hz)
Para medidores multirango esta prueba debe realizarse a 0.9 del límite bajo del rango y 1.1 del límite alto del rango.
Evaluar los cuadrantes en los cuales el medidor debe operar.
7.3.4. Prueba de estado sin carga
Los medidores deben someterse a la prueba de estado sin carga, conforme al método de prueba establecido en 10.3.4. La prueba se considera satisfactoria cuando no se registre ningún valor de energía significativa en condiciones sin carga.
Se permite que el medidor se detenga para corrientes inferiores a Ist. (Véase definición 3.16).
7.3.5. Efectos permitidos de las magnitudes de influencia
Cuando el medidor opera en condiciones diferentes a las condiciones de referencia, el coeficiente de temperatura del medidor debe cumplir los requisitos que se establecen en la Tabla 1.5.
Tabla 1.5 Límites para el error del coeficiente de temperatura
Límites para el coeficiente de temperatura (%/K) para medidores de clase
0,2 S a)
Coeficiente de temperatura (%/K), sobre cualquier intervalo, dentro del intervalo de temperatura, el cual no sea inferior a 15K ni superior a 23K, para la corriente
Itr ≤ I ≤ Imáx
0.5 en atraso
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 operación, 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 1.6, la variación de error debe ser tal que el error porcentual adicional, esté dentro del límite de error de cambio indicado en la Tabla 1.6. El medidor debe continuar funcionando después de la finalización de cada una de estas pruebas.
7.3.6. Efectos permitidos en perturbaciones
7.3.6.1. Generalidades
El medidor debe resistir las perturbaciones que puedan presentarse en condiciones de uso normal. Como se indica en 7.3.1, no deben presentarse fallas significativas para cualquier perturbación de los que se indican en la Tabla 1.7. El efecto de las perturbaciones en parámetros instantáneos de la Tabla 1.1, se determina comprobando el desempeño del medidor de energía de acuerdo con la Tabla 1.7.
7.3.6.2. Perturbaciones
7.4. Requisitos para intervalos y tarifas
Los medidores deben ser capaces de medir y almacenar los datos de al menos las mediciones establecidas en la Tabla 1.1 , según corresponda. El período mínimo de almacenamiento de esos datos debe ser de treinta y cinco días. Asimismo, la suma de los datos de intervalos debe ser equivalente al valor acumulado del registro durante el mismo período. Los relojes internos de los medidores de intervalos y de tarifas múltiples (estructura tarifaria), deben cumplir con la IEC 62054-21, en tanto no exista norma mexicana.
En el caso de los medidores de tarifas múltiples, sólo un registro único (además del registro acumulativo), debe estar activo en cualquier momento. La suma de los valores registrados en cada registro asociado a una estructura tarifaria, será igual al valor registrado en el registro acumulado.
7.5. Marcado de la placa de datos del medidor
La placa de datos del medidor debe contener al menos la información siguiente:
b) Modelo del medidor.
d) Año de fabricación
e) Tensión nominal
f) Corriente máxima
g) Frecuencia nominal
h) Clase de exactitud;
i) Número de serie;
j) Número de fases;
k) Número de hilos;
l) Multiplicador de registro (si es distinto de uno);
m) kh (constante del medidor en watthoras por pulso del medidor);
n) Dirección del flujo de energía, si el medidor es bidireccional o unidireccional. No se requiere ninguna indicación si el medidor es capaz de medir solamente el flujo de energía de dirección positiva;
o) El (los) modo(s) de conexión para los que se especifica el medidor;
p) Identificación unívoca de las terminales de conexión para distinguir cada una de ellas;
q) Código de barras o código bidimensional, el cual debe contener la información correspondiente al número del medidor, código de medidor y código de lote. El código de lote será el que asigne el fabricante o comprador según acuerden;
NOTA: El Transportista o Distribuidor, definirá la información que debe contener el código de barras.
r) Tipo de uso (interior o exterior) / grado de protección IP;
s) Tipo de medidor (de acuerdo con la Tabla 1.1)
Si el número de serie está fijado a piezas desmontables, el número de serie también debe proporcionarse en una posición en la que no se disocie fácilmente de las partes que determinan las características metrológicas.
Tabla 1.6 Límite de cambio de error debido a las magnitudes de influencia
Valor de la corriente
Límite de cambio de error (%) para medidores de clase
Auto calentamiento
Corriente continua en
Balance de carga a)
Corriente en un solo circuito de corriente
Variación de tensión b), h)
Armónicas en circuitos de tensión y corriente
Variaciones severas de tensión
Interrupción de una o dos fases d)
Remoción de una o dos fases
Sub-armónicas en el circuito de corriente de C.A.
Señal de corriente de igual potencia con presencia de sub-armónicas
Armónicas en el circuito de corriente de C.A.
Control de fase en 90 grados
Secuencia de fase invertida
Dos fases cualquiera intercambiadas
Inducción magnética de C.C. de origen externo e)
de la superficie del núcleo e)
Campo magnético (de C.A., frecuencia de alimentación) de origen externo
Campos electromagnéticos de RF radiados
Perturbaciones conducidas, inducidas por campos de radiofrecuencia f)

References: artículo 38
 artículo 12
 artículo 44
 artículo 31
 artículo 22
 artículo 73
 artículo 33
 artículo 40
 artículo 113
 artículo 91
 artículo 97
 artículo 47
 artículo 47
 artículo 69
 artículo 38
 artículo 12
 artículo 44
 artículo 31
 artículo 22
 artículo 91
 artículo 97
 artículo 47
 resolución 

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