Source: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5510602&fecha=15/01/2018
Timestamp: 2019-08-23 07:33:01
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Matched Legal Cases: ['artículo 41', 'artículo 42', 'artículo 22', 'artículo 33', 'artículo 40', 'artículo 113', 'artículo 38', 'artículo 44', 'artículo 31', 'artículo 73', 'Artículo 1', 'artículo 47', 'artículo 33']

ACUERDO por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de instrumento-Especificaciones metrológic
ACUERDO Núm. A/063/2017
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, SISTEMAS DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA-MEDIDORES Y TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO-ESPECIFICACIONES METROLÓGICAS, MÉTODOS DE PRUEBA Y PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD
La Comisión Reguladora de Energía y la Secretaría de Economía, por conducto del Órgano de Gobierno y de la Dirección General de Normas, respectivamente, con fundamento en los artículos 14, 16 y 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III, 34, fracciones II, XIII y XXXIII, y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1, 2, fracción II, 3, 4, párrafo primero, 5, 17, párrafo primero, 22, fracciones I, II, III, XXIV, XXVI, inciso a), y XXVII, 41, fracción III, y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, 3, 12, fracciones XXXIX, XL, XLVII, LII y LIII, 18, 26, 33, 37, 46, 126, fracción V, 132, 133 y 134 de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, 13, 16, fracciones VII y X, y 69-H de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 10, 38, fracciones II, V, VI, VII y IX, 40, fracción IV, 41, 43, 47, fracción I y penúltimo párrafo, 52, 62, 68, 70 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 15, 28, 30, 31, 33 y 80 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 17 y 37 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica; 1, 2, 4, 7, fracción I, 12, 16 y 18, fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía, y; 22, fracciones I, IV, IX, X y XXV del Reglamento Interior de la Secretaría de Economía, y
SEGUNDO. Que, de conformidad con los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF), y 2, fracción II y 3 de la LORCME, la Comisión Reguladora de Energía (Comisión) es una Dependencia del Poder Ejecutivo Federal con autonomía técnica, operativa y de gestión, y con carácter de Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética.
TERCERO. Que de acuerdo al artículo 41, fracción III de la LORCME, la Comisión tiene la atribución de regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades de generación de electricidad, los servicios públicos de transmisión y distribución eléctrica, la transmisión y distribución eléctrica que no forma parte del servicio público y la comercialización de electricidad.
CUARTO. Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 42 de la LORCME, la Comisión es un Órgano que tiene entre sus finalidades, la de fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, así como propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.
QUINTO. Que de conformidad con el artículo 22, fracciones II, X y XVI de la LORCME, corresponde a la Comisión: i) emitir los actos administrativos vinculados con las materias reguladas; ii) supervisar y verificar las normas oficiales mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas en el ámbito de su competencia, y iii) participar con las dependencias competentes en la formulación de normas oficiales
mexicanas relativas o relacionadas con las actividades reguladas.
SEXTO. Que de conformidad con el artículo 33 de la LIE, las interconexiones y conexiones que los Transportistas y los Distribuidores deberán realizar, se encuentran sujetas tanto al cumplimiento de las obras específicas determinadas por el Centro Nacional de Control de Energía, como al cumplimiento de las normas oficiales mexicanas y los demás estándares y especificaciones que le sean aplicables a dichas instalaciones.
SÉPTIMO. 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.
OCTAVO. Que el artículo 113 del Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica señala que los Transportistas y Distribuidores deberán usar e instalar únicamente instrumentos de medición que hayan obtenido una aprobación de modelo prototipo conforme a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN) y la norma oficial mexicana que corresponda.
NOVENO. Que el 8 de septiembre de 2015, la Secretaría de Energía publicó en el DOF las Bases del Mercado Eléctrico, que establecen los principios de diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista.
DÉCIMO. Que la Base 8 de las Bases del Mercado Eléctrico señala que el modelo de la red física es procesado mediante mediciones de voltaje, flujos de potencia, entre otros, para calcular su estado eléctrico (voltajes complejos y distribución de flujos de potencia por la red), el cual es insumo del resto de aplicaciones en líneas de flujos de potencia, análisis de contingencias y estabilidad de la red. Lo anterior, con el fin de que se utilicen para mantener la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en la operación y control de tiempo real.
UNDÉCIMO. Que el 8 de abril de 2016, la Comisión expidió las Disposiciones Administrativas de carácter general que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red (Código Red), el cual establece los requerimientos técnicos mínimos que los Integrantes de la Industria Eléctrica están obligados a cumplir con relación a las actividades de planeación y operación del SEN, así como las reglas para la medición, el control, el acceso y uso de la infraestructura eléctrica.
DUODÉCIMO. Que el Código de Red es de cumplimiento obligatorio para los integrantes de la industria eléctrica, y que incluye criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, los cuales tienen como objetivo permitir e incentivar que el SEN se desarrolle, mantenga, opere, amplíe y modernice de manera coordinada con base en requerimientos técnicos-operativos, y de la manera más eficiente y económica, bajo los principios de acceso abierto y trato no indebidamente discriminatorio.
DECIMOTERCERO. Que el Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la conexión de centros de carga y el Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la interconexión de centrales eléctricas al sistema eléctrico nacional (ambos parte del Código de Red), establecen requerimientos técnicos de tensión, frecuencia, factor de potencia y calidad de la energía, tales como los requisitos de distorsión armónica total y requerimientos de control de tensión y potencia activa entre otros.
DECIMOCUARTO. Que en su capítulo 5, el Código de Red señala que la ubicación del punto de medición entre dos o más participantes deberá permitir el cálculo del balance de energía para las centrales eléctricas, la Red Nacional de Transmisión, las Redes Generales de Distribución y los Centros de Carga pertenecientes a un participante del mercado eléctrico mayorista, lo cual requiere de instrumentos de medición tales como medidores y transformadores de instrumento (transformadores de potencial y transformadores de corriente) que permitan la correcta y adecuada medición de las magnitudes eléctricas y su asociación a productos del mercado eléctrico mayorista.
DECIMOQUINTO. Que en atención a lo dispuesto por los artículos 34, fracción XIII, de la LOAPF, y 15, 17, 39, fracción V, y 40, fracción IV, de la LFMN, corresponde a la Secretaría de Economía establecer y vigilar las normas de pesas y medidas necesarias para la actividad comercial; así como expedir normas oficiales mexicanas cuya finalidad sea establecer las características y/o especificaciones relacionadas con los instrumentos para medir, los patrones de medida y sus métodos de medición, verificación, calibración y trazabilidad.
DECIMOSEXTO. Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 38, fracciones II y V, de la LFMN, corresponde a las dependencias expedir normas oficiales mexicanas en las materias relacionadas con sus
atribuciones, según su competencia, y verificar que los procesos, instalaciones o actividades cumplan con dichas normas.
DECIMOSÉPTIMO. Que el artículo 44 de la LFMN establece que, para la elaboración de normas oficiales mexicanas, las dependencias cuyo ámbito de competencia sea concurrente deberán coordinarse para elaborar de manera conjunta una sola norma oficial mexicana por sector o materia; asimismo, el artículo 31 del Reglamento de la LFMN indica cómo se coordinarán las dependencias para la elaboración, expedición y publicación conjunta de esas normas oficiales mexicanas.
DECIMOCTAVO. Que, de conformidad con el artículo 73 de la LFMN, las dependencias competentes establecerán, tratándose de normas oficiales mexicanas, los procedimientos para la evaluación de la conformidad, cuando para fines oficiales requieran comprobar el cumplimiento con las mismas; asimismo, dichos procedimientos se publicarán para consulta pública en el DOF antes de su publicación definitiva, salvo que los mismos estén contenidos en la norma oficial mexicana correspondiente.
DECIMONOVENO. Que el 13 de marzo de 2017, la Comisión publicó en el DOF la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica. Especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento (NOM-EM-007-CRE-2017), con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de marzo de 2017, fecha de su entrada en vigor.
VIGÉSIMO. Que la vigencia de seis meses de la NOM-EM-007-CRE-2017 inició al día siguiente de su publicación en el DOF y concluyó el 14 de septiembre de 2017.
VIGÉSIMO PRIMERO. Que el 26 de septiembre de 2017 se publicó en el DOF el Acuerdo por el que la Comisión emite el aviso de prorroga y expide por segunda vez consecutiva la NOM-EM-007-CRE-2017, con una vigencia de seis meses contados a partir del 14 de septiembre de 2017.
VIGÉSIMO SEGUNDO. Que el Artículo 1 del Acuerdo por el que se definen los efectos de los Dictámenes que emite la Comisión Federal de Mejora Regulatoria respecto de las normas oficiales mexicanas y su respectiva Manifestación de Impacto Regulatorio, establece que no será necesario que las dependencias acrediten ante la Secretaría de Gobernación contar con alguna de las resoluciones emitidas por la Comisión Federal de Mejora Regulatoria previstas por dicho artículo, para efecto de la publicación en el DOF de los proyectos de normas oficiales mexicanas.
VIGÉSIMO TERCERO. Que de acuerdo a lo dispuesto por el 47, fracción I de la LFMN, la Manifestación de Impacto Regulatorio del Proyecto de Norma Oficial Mexicana, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de instrumento-Especificaciones, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, (el Proyecto), estará a disposición del público para su consulta en los plazos establecidos.
VIGÉSIMO CUARTO. Que el 30 de noviembre de 2017, el Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico (Comité) aprobó el PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, para ser publicado en el DOF a efecto de que dentro de los siguientes 60 días naturales los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico, de conformidad con el artículo 47, fracción I de la LFMN y 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
VIGÉSIMO QUINTO. Que el presente Proyecto contiene las especificaciones y métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento, continuará estableciendo las definiciones, características, especificaciones técnicas y métodos de prueba necesarias para establecer reglas claras, efectivas y eficientes de operación confiable del SEN, además de los elementos técnicos de cumplimiento de los participantes del Mercado Eléctrico Mayorista para efectos de liquidación o facturación.
Que, en razón de lo anterior, esta Comisión Reguladora de Energía
PRIMERO. Se ordena la publicación en el DOF del Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, Sistemas de medición de energía eléctrica-Medidores y transformadores de instrumento-Especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad, a efecto de que, dentro de los 60 días naturales siguientes a su publicación, los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico. El Proyecto de Norma Oficial Mexicana referido se anexa al presente acuerdo.
SEGUNDO. Con fundamento en el artículo 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, los interesados deberán entregar sus comentarios al Proyecto al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de esta Comisión, en sus oficinas ubicadas en Boulevard Adolfo López Mateos 172, Colonia Merced Gómez, Benito Juárez, Código postal 03930, Ciudad de México, o a los correos electrónicos jvidal@cre.gob.mx y mgarcia@cre.gob.mx, en idioma español y dentro del plazo de 60 días naturales señalado en el Acuerdo Primero anterior.
TERCERO. Inscríbase el presente Acuerdo con el número A/063/2017, en el registro al que se refieren los artículos 22, fracción XXVI, 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 7 de diciembre de 2017.- El Presidente, Guillermo Ignacio García Alcocer.- Rúbrica.- Los Comisionados: Marcelino Madrigal Martínez, Neus Peniche Sala, Luis Guillermo Pineda Bernal, Cecilia Montserrat Ramiro Ximénez, Jesús Serrano Landeros, Guillermo Zúñiga Martínez.- Rúbricas.
PROYECTO DE NORMA OFICIAL 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
Este 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, fue aprobado por el Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico de la Comisión Reguladora de Energía y por la Secretaría de Economía a través de la Dirección General de Normas; en su elaboración participaron las instituciones siguientes:
- Electrometer de las Americas;
- Iusa;
Aprobación de modelo prototipo
Requisitos universales para los medidores
Requisitos para medidores de energía activa y reactiva
Requisitos para medidores de parámetros para calidad de la potencia
Controles metrológicos y pruebas de desempeño para transformadores
Requisitos adicionales para transformadores de corriente
Informe del sistema de gestión del proceso de producción.
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017 está estructurado conforme a la Norma Mexicana NMX-Z-013-SCFI-2015, Guía para la estructuración y redacción de normas; asimismo, se divide en títulos que facilitan la lectura, comprensión y aplicación de las disposiciones establecidas en éste.
Este PROY-NOM-001-CRE/SCFI-2017, se divide en los siguientes títulos:
TÍTULO PRIMERO. Disposiciones generales;
TÍTULO SEGUNDO. Requisitos generales para medidores de energía eléctrica;
TÍTULO TERCERO. Requisitos particulares para medidores de energía eléctrica;
TÍTULO CUARTO. Transformadores de medida;
TÍTULO QUINTO. Aprobación de modelo o prototipo;
TÍTULO SEXTO. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad;
TÍTULO SÉPTIMO. Vigilancia;
TÍTULO OCTAVO. Bibliografía;
TÍTULO NOVENO. Concordancia con Normas Internacionales;
TÍTULO DÉCIMO. Apéndices normativos.
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, establece las especificaciones metrológicas, métodos de prueba y procedimiento para la evaluación de la conformidad que deben cumplir los medidores y transformadores de medida que se emplean en el Mercado Eléctrico Mayorista y Suministro Básico.
El presente Proyecto de 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 calidad de la potencia, que intervienen en:
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, establece los requisitos mínimos para regular las características metrológicas de los medidores de energía eléctrica y transformadores de instrumento, así como las funciones básicas que impacta en las mediciones según su aplicación; no considera otras especificaciones o características funcionales particulares, tales como diseño, tecnologías, algoritmos, entre otras.
Por lo anterior, para la correcta utilización y desempeño de los medidores y transformadores de instrumento, adicional al cumplimiento con este Proyecto, deben observarse otras regulaciones técnicas aplicables autorizadas por la autoridad competente.
Para los fines de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, es indispensable aplicar las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y Normas Internacionales que se indican a continuación, o las que las sustituyan:
NMX-Z-12/1-1987 Muestreo para la inspección por atributos-Parte 1: Información general y aplicaciones, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de octubre de 1987.
NMX-J-109-ANCE-2010 Transformadores de corriente-Especificaciones y métodos de prueba (Cancela a la NMX-J-109-1977), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de mayo de 2010.
NMX-J-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-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-2014 Compatibilidad Electromagnética (EMC)-Parte 4-30: Técnicas de prueba y medición-Métodos de medición y estudio de calidad de la energía eléctrica (Cancela a la NMX-J-610/4-30-ANCE-2011), declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de noviembre de 2014.
NMX-J-615/1-ANCE-2009 Transformadores de medida-Parte 1: requisitos generales, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 2 de febrero de 2010.
NMX-J-615/3-ANCE-2013 Transformadores de medida-Parte 3: Requisitos adicionales para transformadores de potencial inductivo, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 15 de mayo de 2014.
NMX-J-615/5-ANCE-2014 Transformadores de medida-Parte 5: Requisitos adicionales para transformadores de potencial capacitivo, declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación el 8 de septiembre de 2014.
IEC 61850-7-3:2010 Communication networks and systems for power utility automation-Part 7-3: Basic communication structure-Common data clases.
IEC 61850-7-4:2010 Communication networks and systems for power utility automation-Part 7-4: Basic communication structure-Compatible logical node classes and data object clases.
Para los propósitos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se aplican los términos y definiciones establecidos en la Ley de la Industria Eléctrica, en el Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica, en las Bases del Mercado, y las siguientes:
3.1 autenticidad: resultado del proceso de autenticación.
3.2 autenticación: comprobación de la identidad declarada o presunta de un usuario o sujeto.
3.3 bidireccional: cualidad de un instrumento que tiene capacidad de medir el flujo de energía, en un punto determinado y en ambos sentidos, almacenando los datos de medición de forma separada.
3.4 broadcast: forma de transmisión de información donde un nodo emisor envía información a una multitud de nodos receptores de manera simultánea, sin necesidad de reproducir la misma transmisión nodo por nodo.
3.5 calidad de la potencia o calidad de la energía: características de la electricidad en un punto específico en un sistema eléctrico y evaluado en relación a un conjunto de parámetros técnicos de referencia. Estos 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.
3.6 cambios rápidos de tensión: transición rápida en tensión eficaz (tensión raíz cuadrática media) que ocurre entre dos condiciones de estado estable y durante las cuales la tensión raíz cuadrática media no excede los puntos de disparo de abatimiento o incremento.
3.7 características particulares: son aquellas funciones adicionales de los medidores que el Cenace podrá solicitar a los participantes del mercado. Estos requerimientos deben realizarse por escrito y ser notificados al usuario solicitante del medidor y forman parte de la infraestructura requerida para la
interconexión de la central eléctrica o la conexión del centro de carga, según corresponda.
3.8 carga: es la potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo instante por una instalación eléctrica o por un elemento específico de cualquier instalación.
3.9 clase de exactitud: el dato que indica, en los medidores, los límites del porcentaje de error permisible a la lectura, para todos los valores descritos en las gráficas de las "figuras x y x" de esta norma oficial mexicana, cuando el medidor se prueba bajo condiciones de referencia
3.10 clase a: método de medición de parámetros cuando son necesarias mediciones exactas para aplicaciones contractuales, comprobación de conformidad con normas, resolución de disputas y/o similares.
3.11 clase s: método de medición de parámetros para aplicaciones estadísticas, posiblemente, con un subconjunto limitado de parámetros. Esta clase utiliza intervalos de medición equivalentes a los de la clase a, los requisitos de procesamiento de la clase s son menores.
3.12 compensación de pérdidas: función que adiciona o resta, en las integraciones de energía del medidor, un valor de pérdidas en transformadores de potencia y pérdidas de conducción en las líneas de transmisión. Este valor se establece en un modelo desarrollado para cada aplicación.
3.13 compensación de pérdidas en transformadores de instrumento: es la aplicación primaria de la corrección en transformadores de instrumento. Se da cuando se aplican los factores de corrección para errores de relación y de ángulo de fase de los transformadores de instrumento. Esta corrección reduce o elimina la necesidad de reemplazar los transformadores de instrumento, en instalaciones donde se requiera mejorar la exactitud, conforme al apéndice b.
3.14 contratista: persona que tiene celebrado un contrato con la Secretaría de Energía, el transportista o el distribuidor, para llevar a cabo el financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación, ampliación, modernización, vigilancia y conservación de la infraestructura necesaria para la transmisión o distribución de energía eléctrica.
3.15 corriente de arranque (ist): es el valor mínimo de corriente en el cual el medidor debe empezar a integrar pulsos en la memoria masiva o energía en kilowatt hora en pantalla.
3.16 corriente máxima (imax): es el valor máximo de corriente marcada en la placa de datos que admite el medidor en régimen permanente. Debe satisfacer los requerimientos de exactitud establecidos en esta norma oficial mexicana. Este valor es normalmente igual a la corriente de clase.
3.17 corriente mínima (imin): es el valor mínimo de corriente que admite el medidor en régimen permanente y que debe satisfacer los requerimientos de exactitud establecidos en esta norma oficial mexicana.
3.18 corriente nominal (inom): es la corriente existente en condiciones normales de operación del equipo de medición y corresponde con la corriente marcada en la placa de datos por el fabricante.
3.19 demanda: valor del promedio móvil de la potencia activa evaluado en intervalos de 15 minutos mediante series de tres registros cincominutales. Se refiere a la potencia que se necesita aplicar en el punto de entrega, medido en kilowatt (kw).
3.20 decremento repentino de tensión: es la disminución entre el 10% y 90%, de la tensión nominal a la frecuencia del sistema, con intervalos de duración de desde 0.5 ciclos y hasta 3 600 ciclos en un sistema de 60 hz.
3.21 energía: cantidad de flujo energético, expresada en kilowatt hora (kwh).
3.22 error máximo permisible: valor extremo del error de medición con respecto al valor conocido de la magnitud de referencia, permitido por especificaciones o regulaciones para una medición, instrumento o sistema de medición.
3.23 estampa de tiempo: registro de la fecha y hora de acuerdo al huso horario (con referencia al tiempo
universal coordinado utc, por sus siglas en inglés) en que se ubica el medidor. La estampa de tiempo proviene del reloj interno del medidor.
3.24 ethernet: estándar de redes de área local para computadoras.
3.25 evento: es un dato que se genera al cumplir una condición preestablecida y que cuenta con una estampa de tiempo.
3.26 firmware: programa informático que establece la lógica de más bajo nivel que controla los circuitos electrónicos de un dispositivo de cualquier tipo.
3.27 fluctuación de tensión: oscilaciones en el nivel de tensión, debidas a la conexión de cargas cíclicas o por oscilaciones subarmónicas.
3.28 hardware: conjunto de elementos físicos de una computadora.
3.29 incremento repentino de tensión: incremento entre el 110% y 180%, de la 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.
3.30 integrado de consumo: es el valor de la integral de la variable, medida con respecto al tiempo, para un intervalo de tiempo cualquiera.
3.31 integridad de los datos: garantía de que los programas, datos y parámetros no han sido modificados o alterados sin autorización durante su uso, transferencia, almacenamiento, reparación o mantenimiento.
3.32 interoperabilidad: 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.
3.33 IRIG-270: (Inter-Range Instrumentation Group â Format B, por sus palabras en inglés), es un formato estándar para hacer referencia al tiempo que utiliza una señal portadora de 1 kHz; este formato codifica 100 pulsos por segundo (resolución de 1 ms para señal modulada y 10 ms para señal demodulada).
3.34 laboratorio de calibración acreditado y aprobado: laboratorio de calibración reconocido por una entidad de acreditación para la evaluación de la conformidad y aprobado por la dependencia correspondiente.
3.35 lenguaje xml (extensible markup language, por sus palabras en inglés): lenguaje de programación para el intercambio de información entre el medidor y los sistemas de facturación.
3.36 liquidación: cálculo de pagos y cobros para definir en cantidad líquida las operaciones realizadas en el mercado eléctrico.
3.37 medidor: instrumento que mide y registra la integral de la potencia eléctrica con respecto al tiempo del circuito eléctrico al cual está conectado.
3.38 medidor autoalimentado: medidor que toma la alimentación auxiliar directamente del circuito de medición de tensión.
3.39 medidor autocontenido: medidor en el que las terminales están arregladas para conectarse directamente al circuito que está siendo medido sin el uso de transformadores de instrumento externos, para aplicaciones que no requieren el uso de transformadores de instrumento externo.
3.40 medidor no autoalimentado: medidor que toma la alimentación auxiliar de una fuente alterna ajena al circuito de medición de tensión.
3.41 medidor tipo enchufe (socket, por su palabra en idioma inglés): medidor que cuenta con terminales, tipo bayoneta, dispuestas en su parte posterior para insertarse en las mordazas de una base tipo enchufe.
3.42 medidor tipo tablero: medidor que tiene sus dispositivos de conexión en su parte posterior sin requerir accesorios adicionales para su conexión. El montaje es de tipo embutido en el tablero.
3.43 memoria circular: espacio de memoria para almacenamiento de datos secuenciales en que el dato nuevo reemplaza al más antiguo.
3.44 multimedición: capacidad de medir dos o más parámetros eléctricos en forma integrada, instantánea o totalizada.
3.45 operación en modo de prueba: modo de operación para calibración en el que se verifica la respuesta del medidor sin alterar los valores integrados hasta el momento de cambio a otro modo.
3.46 perfil de carga: son los valores de demanda correspondientes a todos los intervalos consecutivos del lapso especificado, para un periodo determinado.
3.47 protocolo DNP3 (distribuited network protocol, por sus palabras en inglés): protocolo utilizado en las comunicaciones entre estaciones maestras, unidades remotas (utr) y otros dispositivos electrónicos inteligentes (dei), que son componentes de un sistema scada.
3.48 protocolo propietario: protocolo del diseño particular del equipo que utiliza de forma exclusiva las aplicaciones de explotación, configuración y diagnóstico del medidor del propio fabricante.
3.49 puerto de comunicación: interfaz del equipo con otros aparatos o con el operador, para tener intercomunicación directa o remota.
3.50 punto de entrega - recepción: lugar específico de la red en donde se mide y registra la energía entregada o recibida por cada una de las partes.
3.51 registro: localidad de memoria en la que se almacena un dato.
3.52 registro de valores de medición: es el registro de parámetros eléctricos almacenados en intervalos de tiempo, en la memoria del medidor.
3.53 reloj interno: base de tiempo del medidor.
3.54 salidas adicionales: duplicidad de parámetros integrados o de señales de tiempo, a través de contactos de relevador de estado sólido o de relevador de mercurio; los cuales cambian de estado a una frecuencia proporcional a la variable correspondiente. Para la salida de fin de intervalo, se proporciona un cierre de contactos con duración desde 0.3 segundos hasta 30 segundos, a cada subintervalo de demanda.
3.55 sellado: medios para impedir la modificación no autorizada del instrumento o sistema de medición. Consisten de elementos adicionales, software o una combinación de ambos.
3.56 sistema de medición: los elementos de un sistema de medición de energía eléctrica son i) medidor de energía eléctrica, ii) transformadores de instrumento (tp, tc, tim, ecm, conforme al numeral 4, símbolos y abreviaturas), iii) sincronía de tiempo, iv) instalaciones inherentes al sistema de medición, y v) interoperabilidad de los sistemas de comunicación con los instrumentos de medición.
3.57 sistema de sincronía de tiempo: funcionalidad del medidor para sincronizarse con la referencia de tiempo que rige las liquidaciones del mercado.
3.58 SNTP (simple network time protocol, por sus palabras en inglés): protocolo simple de tiempo de red. Protocolo de internet utilizado para sincronizar los relojes de sistemas informáticos a través de ruteo de paquetes de redes con latencia variable. El sntp es una adaptación del ntp (network time protocol, por sus palabras en inglés) y se utiliza en dispositivos que no requieren de gran precisión.
3.59 socket: enchufe.
3.60 software: término genérico que comprende código de programa, datos y parámetros.
3.61 software propietario: aplicaciones de software cuyo diseño está orientado a la explotación de hardware y el firmware del medidor. Generalmente este software es producido por el mismo fabricante del medidor.
3.62 tarifa horaria: tarifa empleada para facturación de consumos y demandas, aplicando diferentes cargos, en distintos horarios de utilización.
3.63 tensión: valor de la tensión eléctrica suministrada al medidor.
3.64 transformadores de medida: se refiere a los transformadores de potencial o de tensión y a los transformadores de corriente.
NOTA - El término "tensión" en esta norma oficial mexicana indica el valor cuadrático medio (RCM) a menos que se especifique lo contrario.
3.65 tensión nominal (Unom): es el valor de tensión especificado por el fabricante para el funcionamiento normal del medidor.
NOTA - los medidores diseñados para funcionar en una gama de valores de tensión, pueden tener más de un valor de tensión nominal.
3.66 terminal portátil: unidad para el acceso y extracción de datos y programación de medidores que es sencilla de trasladar y que, por lo tanto, se lo puede calificar como móvil.
3.67 tiempo de grabación: es la capacidad mínima que debe tener la memoria interna del equipo de medición, para grabar el perfil de carga.
3.68 valor integrado de demanda: es el valor promedio de la variable medida en un intervalo definido de tiempo.
3.69 valor integrado de demanda máxima: es el valor máximo de demanda que se presenta en un periodo determinado (normalmente un mes) considerando valores de la demanda con intervalos del mismo tamaño.
3.70 valor integrado de demanda promedio móvil o rolada: es el valor más alto seleccionado de una serie de promedios, obtenidos a su vez, de valores intercambiados de demanda (promedio móvil o rolado); bajo el criterio de obtener el promedio aritmético de "n" subintervalos de tiempo consecutivos, de manera que al dividir el tiempo total entre "n", el resultado sea un número entero.
3.71 visualización de valores instantáneos: despliegue del promedio del valor eficaz de la variable medida, obtenido para un intervalo de 1 segundo o menor.
3.72 visualización en pantalla - modo alterno: modo de visualización en pantalla para desplegado cíclico de variables preseleccionadas para verificación funcional, de puesta en servicio, revisión y mantenimiento.
3.73 visualización en pantalla - modo normal: modo de visualización en pantalla para desplegado cíclico de variables preseleccionadas para uso continuo.
3.74 error significativo: error que excede el valor del error límite aplicable.
3.75 verificación de instalaciones: instalación que se incorpora en un instrumento de medición y que permite detectar y actuar fallos significativos.
NOTA - "actuar" se refiere a cualquier respuesta adecuada por el instrumento de medicación (señal luminosa, señal acústica, prevención del proceso de medición, etc.).
% Representa una cantidad dada como una fracción en 100 partes iguales.
%ERCA Error relativo carga alta.
%ERCB Error relativo carga baja.
%ERCI Error relativo carga inductiva.
%ERkVA Error relativo de kVA expresado en porcentaje.
%ERkvar Error relativo de kvar expresado en porcentaje.
%ERkW Error relativo de kW expresado en porcentaje.
%ERprom Error relativo promedio.
%ERRTC Error relativo de la relación de transformación de corriente.
%ERRTP Error relativo de la relación de transformación de potencial.
%ERvarh Error relativo varh C1.
%ERvarh Error relativo varh C3.
%RRCA Registro relativo carga alta.
%RRCB Registro relativo carga baja.
%RRCI Registro relativo carga inductiva.
%RRkVA Registro relativo de kVA expresado en porcentaje.
%RRkvar Registro relativo de kvar expresado en porcentaje.
%RRkW Registro relativo de kW expresado en porcentaje.
%RRRTC Registro relativo de la relación de transformación de corriente.
%RRRTP Registro relativo de la relación de transformación de potencial.
%RRvarh Registro relativo varh C1.
%RRvarh Registro relativo varh C3.
°C Grados Celsius (también conocidos como grados centígrados).
A/D Analógico-Digital.
ABC Secuencia de fases positiva (A-B-C) en un sistema trifásico.
ACB Secuencia de fases negativa (A-C-B) en un sistema trifásico.
AD Análisis de la documentación y validación del diseño.
AM Amplitud modulada.
Ángulo de prueba Ángulo de desfasamiento entre la tensión y corriente de calibración.
ascii Formato electrónico de American Standard Code for Information Interchange, por sus palabras en inglés.
Autocontenido Sistema de medición que no incluye transformadores de corriente y de potencial.
AWG American Wire Gauge, por sus palabras en inglés.
b Error máximo permisible expresado como porcentaje.
Bit Unidad de medida de cantidad de información.
Block Bloque, grupo.
BNC Bayonet Neill-Concelman, por sus palabras en inglés. Tipo de conector.
Burden Carga conectada en el secundario de un TC o un TP.
Byte Unidad de información compuesta generalmente de ocho bits.
C Número de bobinas o sensores de corriente del medidor bajo calibración conectados en serie.
c Coeficiente de temperatura promedio.
C. A Corriente alterna.
C. C. Corriente continua.
C. D. Corriente directa.
CBTL Certification Body Testing Laboratory, por sus palabras en inglés.
CISPR International Special Committee on Radio Interference, por sus palabras en inglés.
csv Comma-separated values, por sus palabras en inglés.
d Factor de distorsión.
DEI Dispositivo Electrónico Inteligente.
DM Demanda medida en el periodo de prueba.
DNP Distributed Network Protocol, por sus palabras en inglés.
E/S Entrada-Salida.
ECM Equipo combinado de medición.
eI Error en la temperatura inferior en el intervalo de temperatura de interés.
EMC Compatibilidad electromagnética (Electromagnetic compatibility, por sus palabras en inglés).
Emin Energía mínima.
ERD Error relativo de demanda expresado en %.
eu Error en la temperatura superior en el intervalo de temperatura de interés.
f.p. Factor de potencia.
f.p.3f Factor de potencia trifásico.
f.p.a Factor de potencia en la fase a.
f.p.b Factor de potencia en la fase b.
f.p.c Factor de potencia en la fase c.
fnom Frecuencia nominal.
GHz Gigahertz.
GPS Global Position System, por sus palabras en inglés.
h Orden armónico.
H1 Clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4.
H2 Clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4.
H3 Clase de humedad conforme a la IEC 60068-2-78 e IEC 60068-3-4.
I Corriente eléctrica.
I1 Componente fundamental de la señal de corriente.
I5 5 ª componente armónica de la señal de corriente.
Ia Corriente en la fase a.
IABT Corriente en la fase A, en baja tensión.
IAMT Corriente en la fase A, en media tensión.
Ib Corriente en la fase b.
IBBT Corriente en la fase B, en baja tensión.
IBMT Corriente en la fase B, en media tensión.
Ic Corriente en la fase c.
ICBT Corriente en la fase C, en baja tensión.
ICMT Corriente en la fase C, en media tensión.
IEC International Electrotechnical Commission, por su nombre en inglés.
Imax Corriente máxima.
Imin Corriente mínima.
Inom Corriente nominal.
IP51 Grado de protección conforme a la IEC 60529.
IP54 Grado de protección conforme a la IEC 60529.
Ipri Corriente primaria del transformador de corriente.
Iprom Corriente promedio de las fases a, b y c.
IRIG-270 Inter-Range Instrumentation Group-Format B, por sus palabras en inglés.
Isec Corriente secundaria del transformador de corriente.
ISO International Organization for Standardization, por sus palabras en inglés.
Ist Corriente de arranque.
Itr Corriente de transición.
j Unidad imaginaria que puede ser usada para extender formalmente la raíz cuadrada de números negativos.
k Número de pulsos por el dispositivo de salida del medidor.
Ke Constante de integración por pulso.
khmed Watthoras por pulso del medidor bajo calibración.
khmed varh Volt ampere reactivo hora por pulso del medidor bajo calibración.
khpat Watthoras por pulso del medidor patrón.
khpat var Varhoras por pulso del medidor patrón.
khpat varh Volt ampere reactivo hora por pulso del medidor patrón.
kPa kilopascal.
kVAmed Potencia aparente resultante de los kW y kvar registrado por el medidor bajo prueba.
kVAreales Potencia aparente registrada por el analizador de redes expresada en kVA.
kvarh kilovolt ampere reactivo hora.
kvarmed Potencia reactiva registrada por el medidor bajo prueba expresada en kvar.
kvarreales Potencia reactiva registrada por el analizador de redes expresada en kvar.
kWh kilowatt hora.
kWmed Potencia activa registrada por el medidor bajo prueba expresada en kW.
kWreales Potencia activa registrada por el analizador de redes expresada en kW.
L1 Línea eléctrica 1.
L2 Línea eléctrica 2.
L3 Línea eléctrica 3.
m Número de elementos.
MMS Manufacturing Message Specification, por sus siglas en inglés.
MPE Error máximo permisible (máximum permissible error, por sus palabras en inglés).
ms milisegundos.
mT militesla.
Mt Media tensión.
MW megaohm.
N Neutro.
n Número entero mayor que 1.
NCB National Certification Body, por sus palabras en inglés.
NTP Network Time Protocol, por sus palabras en inglés.
P1 Componente fundamental de la señal de potencia activa.
P1 Terminal primaria 1.
P2 Terminal primaria 2.
P5 5 ª componente armónica de la señal de potencia activa.
PC Computadora personal (Personal Computer, por sus palabras en inglés).
PEC Procedimiento para la evaluación de la conformidad.
ppm Partes por millón.
Pst Fluctuación de tensión.
pu En por unidad.
R Resolución aparente del registro de energía básico expresado en Wh.
r.m.s. Raíz cuadrática media (root mean square, por sus palabras en inglés).
RCM Raíz cuadrática media.
reset Reinicio.
revmed Son las revoluciones definidas para el medidor bajo prueba.
revpat Número de revoluciones registradas por el medidor patrón.
RF Radiofrecuencia.
RPA Revisión, pruebas y aseguramiento de la medición.
RS Recommended standard, por sus palabras en inglés.
RTC Relación de transformación de TC.
RTCmed Relación de transformador de corriente medido.
RTCplaca de datos Relación de transformador de corriente de placa de datos.
RTP Relación de transformación de TP.
S Clase de exactitud S.
s Segundo.
S1 Terminal secundaria 1.
S2 Terminal secundaria 2.
SNTP Simple Network Time Protocol, por sus palabras en inglés.
T Periodo.
T Tesla.
Tap Terminal intermedia entre devanados de un transformador con diferentes relaciones de transformación.
TCP/IP Transmission Control Protocol/Internet Protocol, por sus palabras en inglés.
TE Tercero especialista.
THD Total Harmonic Distortion, por sus palabras en inglés.
THD A Distorsión armónica total de corriente.
THD V Distorsión armónica total de tensión.
TIM Transformadores de instrumentación integrados de medición TC-TP.
tl Temperatura más baja en el intervalo de temperatura de interés.
TP Transformador de potencial o tensión.
tu Temperatura más alta en el intervalo de temperatura de interés.
TW Aislante de termoplástico resistente a la humedad y retardante a la flama.
UTC Tiempo Universal Coordinado (Universal Time Coordinated, por sus palabras en inglés).
UTR Unidad Terminal Remota (RTU, por sus siglas en inglés).
U Tensión eléctrica.
U1 Componente fundamental de la señal de tensión.
U5 5 ª componente armónica de la señal de tensión.
Ua Tensión de fase a neutro (fase a).
VAa Potencia aparente en la fase a.
VAb Potencia aparente en la fase b.
UAB Tensión entre fases A y B.
UABT Tensión de la fase A, en baja tensión
VAc Potencia aparente en la fase c.
UAMT Tensión de la fase A, en media tensión
UAN Tensión entre fase A y neutro.
vara Potencia reactiva en la fase a.
varb Potencia reactiva en la fase b.
varc Potencia reactiva en la fase c.
varh Volt-ampere reactivo hora.
varh1 Varhoras registrados por medidor patrón en la primera corrida.
varh2 Varhoras registrados por medidor patrón en la segunda corrida.
varh3 Varhoras registrados por medidor patrón en la tercera corrida.
varhmed Varhoras medidos por el medidor bajo calibración.
varhpat Varhoras medidos por el medidor patrón.
varhprom El promedio de los varhoras medidos en cada una de las tres corridas.
vartot Potencia reactiva total del sistema trifásico.
VAtot Potencia aparente total del sistema trifásico.
Ub Tensión entre fase b y neutro.
UBBT Tensión de la fase B, en baja tensión.
Ubc Tensión entre fases b y c.
UBMT Tensión de la fase B, en media tensión
UBN Tensión entre fase B y el neutro.
Uc Tensión entre fase c y el neutro.
UC.C. Tensión a corriente continua.
Uca Tensión entre fases c y a.
UCBT Tensión de la fase C, en baja tensión
UCMT Tensión de la fase C, en media tensión
UCN Tensión entre la fase C y el neutro.
Unom Tensión nominal (también citado como voltaje nominal).
VPFSw Validación por prueba funcional de las funciones de software
Upri Tensión primaria del transformador de potencial o del transformador de corriente.
Uprom Tensión promedio de las fases a, b y c.
URCM Tensión eficaz.
Usec Tensión secundaria del transformador de potencial o del transformador de corriente.
Wa Potencia activa en la fase a.
Wb Potencia activa en la fase b.
Wc Potencia activa en la fase c.
Wh Whatthora.
Wh1 Watthoras registrados por medidor patrón en la primera corrida.
Wh2 Watthoras registrados por medidor patrón en la segunda corrida.
Wh3 Watthoras registrados por medidor patrón en la tercera corrida.
Whmed Watthoras medidos por el medidor bajo calibración.
Whpat Watthoras medidos por el medidor patrón.
Whprom El promedio de los watthoras medidos en cada una de las tres corridas.
Wtot Potencia activa total del sistema trifásico.e.
xls Microsoft Excel format, por sus palabras en inglés.
XML Extensible Markup Language, por sus palabras en inglés.
Dt Periodo de tiempo.
qA Ángulo de fase A.
qB Ángulo de fase B.
qC Ángulo de fase C.
F Diferencia de fase entre la tensión y la corriente.
W Ohm.
5.1 En la Tabla 1.1 se muestran los tipos de medidores y transformadores de medida que se pueden utilizar en el Mercado Eléctrico Mayorista y Suministro Básico; asimismo se indican los títulos que contienen los requisitos aplicables a cada uno de ellos;
Para mayor información referente a los requisitos particulares de los medidores, véase el capítulo 6.
Tabla 1.1-Medidores y sus transformadores de instrumento para el Mercado Eléctrico Mayorista y
de Corriente a)
Potencial (inductivo o
capacitivo) a)
Medidores de parámetros de calidad de la potencia
Clase 0.2S
Título Cuarto,
Medidores de energía reactiva y activa
Medidores de energía activa
a) Estas columnas indican la Clase de transformador de instrumento permitido para utilizarse con cada medidor.
Las funciones que deben tener los medidores, se definen de acuerdo a las necesidades de la instalación en donde serán utilizados, ya sea en centrales eléctricas o en centros de carga, considerando además el nivel de tensión de operación así como el tipo de carga y en su caso, las necesidades de monitoreo de calidad de la potenica. Véase 6.1 y 6.2.
6.1. Medidores para utilización en centrales eléctricas
Todos los medidores que se instalan en centrales eléctricas, deben cumplir con los requisitos que se indican en la Tabla 1.2, según el tipo de central eléctrica a que se destinan. Adicionalmente, de acuerdo a su uso 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.
6.2. Medidores de utilización en centros de carga
Los medidores que se instalan en centros de carga, deben cumplir con los requisitos que se indican en la Tabla 1.3, según el tipo de centro de carga a que se destinan. Adicionalmente, de acuerdo a su uso destinado (medidor de parámetros de calidad de la potencia, medidor de energía reactiva y activa, o medidor de energía activa), deben cumplir con el capítulo correspondiente del Título Tercero.
Tabla 1.2-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (1 de 6)
Casos Especiales a)
(ejemplo: centrales
variabilidad b))
Directamente modeladas
Tipo A c)
B o C c)
Tipo D c)
Medición instantánea para
eléctrica para liquidación y
Energía activa y aparente
Energía reactiva con
Energía reactiva sin
Reporte: acumulador de
energía cincominutal
Potencia activa, reactiva y
aparente máximas
Tabla 1.2-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (2 de 6)
intermitencia b))
Medición de calidad de
potencia Clase A
Eventos de incremento
repentino de la tensión (swell)
Eventos de decremento
repentino de la tensión (sag)
Interrupciones momentánea,
temporal y sostenida
Cambios rápidos de tensión y
Armónicas de tensión y
Interarmónicas de tensión y
subgrupo (tensión y corriente)
Tabla 1.2 - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (3 de 6)
Casos Especialesa)
intermitenciab))
Puertos de comunicación d)
(incluye tecnología de datos
DNP3 sobre RS485 h)
DNP3 sobre TCP/IP h)
Los que se establecen en la
61850 e)
Reinicio de demanda f)
Local puerto óptico
Remoto puertos de
Tabla 1.2 - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (4 de 6)
Almacenamiento de perfil de
Registros horarios de
Registro de valores promedio
Reportes de eventos de
Registro de Parámetros de
Despliegue de datos en
pantalla g)
Pantalla integrada en el
medidor con botones de
navegación g)
Alternativa 1: Pantalla
integrada en el medidor sin
Alternativa 2: Pantalla remota
Tabla 1.2 - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (5 de 6)
Sincronía de tiempo
Vía IRIG B
Vía DNP3 h)
en línea de transmisión o
Software para extracción,
Tabla 1.2 - Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centrales Eléctricas (6 de 6)
a) Consultar el Código de Red para identificar los casos especiales.
b) Se consideran centrales eléctricas de alta variabilidad, las que son de tecnología solar fotovoltaica, eólica (aerogeneradores), y almacenamiento de energía (ejemplo: baterías o celdas de combustible), por mencionar algunas.
c) Para identificar las características de los tipos de centrales eléctricas A, B, C y D, consultar la clasificación de centrales eléctricas según su capacidad, establecida en el Código de Red.
d) En la funcionalidad de Puertos de comunicación, el puerto óptico, puerto RS 485 y puerto ethernet TCP/IP, son obligatorios en cada caso, de acuerdo con lo que se establece en esta tabla. Adicionalmente, puede incluirse la alternativa Puerto RF.
e) En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se deberán cumplir los requisitos que se establecen en la Norma Internacional IEC 61850 partes 6; 7-1; 7-2; 7-3; 7-4; 8-1.
f) El medidor debe tener al menos una de las tres alternativas.
g) En la funcionalidad de despliegue de datos en pantalla, la pantalla integrada en el medidor con botones de navegación, es obligatoria; adicionalmente, pueden incluirse las alternativas 1 y/o 2.
h) Véase Apéndice D, parámetros para el protocolo DNP3.
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (1 de 9)
Entrega RNT a
RGD y nodos
Carga en media
controlable y baja
Carga en baja y
tensión y nodos
conexos y
distorsionante,
intermitente a)
carga â¥ 1000
75 kW â¤
Media tensión =
demanda de 75
kW a 1000 kW.
Baja tensión =
demanda â¥ 75
0.5 atraso a 0.5 adelanto
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (2 de 9)
demanda de 75 kW
a 1000 kW.
demanda â¥ 75 kW
periodo de cinco
Energía activa,
promedio de cinco
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (3 de 9)
repentino de la
tensión (swell)
tensión (sag)
Armónicas de
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (4 de 9)
nodos PML
y centros de carga
Interarmónicas de
(tensión y corriente)
Puertos RS 485
Puerto RF (Incluye
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (5 de 9)
de carga â¥
DNP3 sobre RS485 f)
DNP3 sobre TCP/IP f)
Los que se establecen
61850 c)
de calidad de energía
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (6 de 9)
Registro de formas de
demandad)
Pantalla integrada en
el medidor con
el medidor sin botones
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (7 de 9)
Sincronía de
tiempo o estampa
Vía sistema de
Vía DNP3 f)
Tipo Tablero Fijo
(para media y baja
(para alta, media y
baja tensión)
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (8 de 9)
perdidas en línea de
Tabla 1.3-Aplicaciones y funcionalidades del medidor para Centros de Carga (9 de 9)
a) Ejemplos de centros de carga con demanda fluctuante o intermitente son: fundidoras y procesos electrolíticos.
b) Para las cargas en baja y media tensión, demanda del centro de carga < 75 kW, el puerto óptico es obligatorio; adicionalmente, se debe incluir otro puerto de comunicación, el cual puede ser puerto ethernet TCP/IP o puerto RF.
c) En tanto no exista Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana, se deberán cumplir los requisitos que se establecen en la Norma Internacional IEC 61850 partes 6; 7-1; 7-2; 7-3; 7-4; 8-1.
d) El medidor debe tener al menos una de alternativas que se indican.
e) Para los casos señalados con el superíndice e), el medidor debe incluir alguna de las dos opciones señaladas.
f) Véase Apéndice D, Parámetros para el protocolo DNP3.
7.1 Unidades de medida
7.2 Condiciones nominales de operación
En la Tabla 1.4 se especifican las condiciones nominales de operación de los medidores.
7.3 Requisitos de exactitud
Cuando el medidor se exponga a disturbios o perturbaciones, no deben producirse fallas significativas.
Una falla no se considera falla significativa si es detectada y alertada por medio de un dispositivo de detección. En caso de que se produzca tal evento, el medidor debe indicarlo claramente.
NOTA-Una indicación de falla significativa puede ser una luz intermitente durante el evento o falla.
7.3.2 Dirección del flujo de energía
El flujo de energía media se refiere a la potencia activa integrada durante al menos un ciclo de la frecuencia nominal.
a) Bidireccional con dos registros: medidor especificado como capaz de medir el flujo de energía tanto positivo como negativo y colocar los resultados en diferentes registros. Cuando el flujo cambia de dirección, el registro de energía debe ocurrir en el registro correcto; o
b) Unidireccional con un único registro: medidor especificado como capaz de medir el valor absoluto del flujo de energía media. Este medidor, registra toda la energía como energía consumida, independientemente de la dirección verdadera del flujo de energía o de cómo está conectado el mismo.
NOTA-Los términos "único registro" y dos registros", se refiere a los registros de energía. Pueden existir otros registros, por ejemplo, para almacenamiento de tarifas o fases.
Tabla 1.4-Condiciones nominales de operación
en donde: Unom debe ser la que se especifica en la NMX-J-098-ANCE.
Imax=: 10 A, 20 A, 100 A, 200 A, 320 A, 480 A;
Para los directamente conectados, Inom = Ib = 2.5 A, 5 A, 15 A, 30 A, 50 A;
Para los conectados a través de transformador, Inom= 1 A, 1.5 A, 2 A, 2.5 A, 5 A;
Clase de exactitud 0.2 y 0.5
(conectado directamente)
â¥ 250
â¥ 1 250
â¥ 120
â¥ 1 200
Temperatura (valores para
medidores de uso interior y
Límite inferior de temperatura: - 25 ºC;
H1, lugares cerrados en donde los instrumentos no están sometidos a condensación de agua, precipitación o formaciones de hielo: Protección IP51;
El modo de conexión debe ser polifásico y las configuraciones se apegarán a los manuales regulatorios expedidos para este fin (monofásico de dos hilos, 1 elemento; bifásico de tres hilos, 2 elementos; trifásico de cuatro hilos, 3 elementos).
Se permite que la tensión y la corriente se desvíen de la forma sinusoidal, tal como se especifica en los requisitos de 7.3.5 y de la Tabla 1.7, magnitud de influencia "Armónicos en circuitos de tensión y corriente".
7.3.3 Errores base máximos permisibles
El error intrínseco (expresado en porcentaje) debe estar dentro del error base máximo permisible establecido en la Tabla 1.5, cuando se varíe la corriente y el factor de potencia dentro de los límites indicados en esa tabla (intervalo de operación), y cuando el medidor esté operando en condiciones diferentes a las condiciones de referencia.
Tabla 1.5-Errores base máximos permisibles y requisitos sin carga
7.3.4 Sin carga
No debe registrarse ningún valor de energía significativa en condiciones sin carga. Lo anterior se
comprueba mediante el método de prueba que se indica en el 10.3.4.
Se permite que el medidor se detenga para corrientes inferiores a Ist.
7.3.5 Efectos permitidos de las magnitudes de influencia
Cuando el medidor opera en condiciones diferentes a las condiciones de referencia, el coeficiente de temperatura del medidor debe cumplir los requisitos que se establecen en la Tabla 1.6.
Tabla 1.6- Límites para el error del coeficiente de temperatura
Límites para el coeficiente de temperatura (%/
K) para medidores de clase
0.2 a)
Coeficiente de temperatura (%/K), sobre cualquier intervalo, dentro del intervalo de temperatura, el cual no sea inferior a 15 K ni superior a 23 K, para la corriente
Itr â¤ I â¤ Imáx
a) Estos valores se duplican por debajo de -10 °C.
Cuando la corriente de carga y el factor de potencia se mantienen constantes en un punto dentro del intervalo de las condiciones nominales de 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 1.7, la variación de error debe ser tal que el error porcentual adicional, esté dentro del límite de error de cambio indicado en la Tabla 1.7. El medidor debe continuar funcionando después de la finalización de cada una de estas pruebas.
7.3.6 Efectos permitidos en disturbios
7.3.6.1 Generalidades
El medidor debe resistir los disturbios que puedan presentarse en condiciones de uso normal. Como se indica en 7.3.1, no deben presentarse fallas significativas para cualquier disturbio de los que se indican en la Tabla 1.8.
7.6 Protección de propiedades metrológicas
7.6.1.1 El medidor debe contar con medios de protección que imposibiliten intervenciones no autorizadas al hardware o al software del mismo, así como cualquier modificación o alteración de las propiedades metrológicas y de los registros de información.
7.6.1.2 Todos los medios de protección metrológica de un medidor destinado a utilizarse en exteriores, deben soportar la radiación solar.
7.6.1.3 El Transportista o Distribuidor debe administrar y resguardar los sellos mecánicos para evitar el acceso no autorizado al software, parámetros y registro de comprobación de evento de la instalación.
7.6.2 Identificación del software
El software legalmente relevante de un medidor debe estar claramente identificado con la versión del software u otra señal. La identificación puede consistir de más de una parte, pero al menos una parte debe ser
dedicada a propósitos legales.
La identificación debe ser parte del propio software, es decir, debe ser imposible separarla del mismo; debe presentarse mediante comando o desplegarse visualmente durante la operación.
Como excepción, una impresión de la identificación del software en el medidor, debe considerarse una solución aceptable si satisface las tres condiciones siguientes:
a) La interfaz de usuario no tiene ninguna capacidad de control para activar la indicación de la identificación del software en la pantalla;
b) El medidor no tiene una interfaz para comunicar la identificación del software, y
c) Después de la fabricación del medidor no es posible un cambio del software, o sólo es posible si el hardware o un componente de hardware también se cambia.
Es responsabilidad del fabricante del medidor, asegurar que la identificación del software se encuentre marcada correctamente en el medidor.
La identificación del software y los métodos de identificación deben estar establecidos en el certificado de aprobación de modelo o prototipo.
7.6.3 Protección del software
7.6.3.1 Prevención contra uso indebido
El medidor debe estar construido de forma que las posibilidades de uso involuntario, accidental o intencional sean mínimas.
7.6.3.2 Prevención contra fraude
7.6.3.2.1 El software legalmente relevante debe estar protegido contra modificaciones, cargas o cambios no autorizados ocasionados por el intercambio el dispositivo de memoria. El medidor debe contar con medios de seguridad, tal como sello mecánico o electrónico; asimismo, debe protegerse el medidor con la opción para cargar software o parámetros.
7.6.3.2.2 Se permite que, sólo las funciones que se encuentran claramente documentadas, de conformidad 10.2.1, sean activadas por la interfaz de usuario, las cuales deben ser realizadas de forma que no permitan el uso fraudulento.
7.6.3.2.3 La protección del software comprende un sellado apropiado, ya sea por medios mecánicos, electrónicos y/o medios criptográficos, que impida una intervención no autorizada.
1. Cuando un software se almacena en un dispositivo de memoria de solo lectura que mecánicamente no sea posible remover.
2. Cuando se usan métodos criptográficos simples, como el cifrado de la transferencia de datos entre el medidor y el software de explotación de datos instalado en una computadora, únicamente este programa conoce la clave y puede leer, descifrar y utilizar los registros de la medición. Se debe imposibilitar el acceso con cualquier otro software que intente acceder de forma no autorizada.
3. Los parámetros específicos del medidor únicamente se pueden ajustar o elegir en un modo operativo concreto del medidor. Se pueden clasificar como aquellos que deberían estar protegidos (inalterables) y aquellos accesibles para una persona autorizada (parámetros configurables), por ejemplo, el propietario del medidor o el proveedor del producto. Los parámetros específicos del
modelo tienen valores idénticos para todos los ejemplares de un modelo. Se fijan en la aprobación de modelo del medidor.
7.6.4 Protección de parámetros
7.6.4.1 Los parámetros que fijen las características legalmente relevantes del medidor deben estar protegidos contra modificaciones no autorizadas. Para fines de verificación, se deben visualizar o imprimir los parámetros de ese momento.
Los parámetros específicos del dispositivo son ajustables o seleccionables sólo en un modo de funcionamiento específico del medidor. Se clasifican como aquellos que deben estar protegidos (inalterables) y aquellos que son accesibles (parámetros ajustables) por una persona autorizada, por ejemplo, el propietario del instrumento, Unidad de Verificación o reparador.
Los parámetros específicos tienen valores idénticos para todos los especímenes de un modelo de medidor. Estos parámetros se establecen en la aprobación de modelo o prototipo del medidor.
Una contraseña simple no es una solución técnicamente aceptable para proteger parámetros.
Las personas autorizadas deben tener acceso a un conjunto limitado de parámetros específicos del medidor. Este conjunto de parámetros específicos del dispositivo y sus limitaciones o reglas de acceso deben estar claramente documentadas.
7.6.4.2 La puesta a cero del registro que almacena la energía total medida es considerada como una modificación de un parámetro específico del dispositivo.
El Transportista o Distribuidor únicamente realizará la puesta a cero aplicable a los parámetros específicos del medidor.
7.6.4.3 Al modificar un parámetro específico del dispositivo, el medidor debe dejar de registrar la energía.
7.6.4.4 El medidor debe contar con un mecanismo para registrar automáticamente y de forma inalterable cualquier ajuste del parámetro específico del dispositivo, por ejemplo, un registro auditable. El instrumento debe ser capaz de presentar los datos registrados.
Los medios de trazabilidad y los registros son parte del software legalmente relevante y deben ser protegidos como tales. El software empleado para mostrar registros auditables pertenece al software legalmente relevante.
Un contador de eventos no es una solución técnicamente aceptable.
7.6.5 Separación de dispositivos electrónicos y subconjuntos o módulos
Las partes metrológicamente críticas de un medidor, ya sean partes de software o de hardware, no deben ser influenciadas inadmisiblemente por otras partes del medidor.
7.6.5.1 Los subconjuntos o dispositivos electrónicos del medidor que desempeñen funciones legalmente relevantes deben estar identificados, definidos y documentados. Éstos constituyen la parte legalmente relevante del sistema de medición. Cuando no esté identificado el subconjunto que desempeña funciones legalmente relevantes, se considerará que todos los subconjuntos cumplen funciones con implicaciones legales.
Un medidor que está equipado con una interfaz óptica para conectar un dispositivo electrónico para leer valores de medición. El medidor almacena todas las cantidades relevantes y mantiene los valores disponibles
para su lectura durante un periodo de tiempo suficiente. En este sistema sólo el medidor es el dispositivo legalmente relevante. Pueden existir otros dispositivos legalmente no relevantes y pueden estar conectados a la interfaz del instrumento siempre que se cumpla el requisito para ello.
7.6.5.2 Durante las pruebas de modelo o prototipo, se debe demostrar que las funciones y datos relevantes de los subconjuntos y dispositivos electrónicos no son influenciados inadmisiblemente por los comandos recibidos a través de la interfaz.
Esto implica que hay una asignación inequívoca de cada comando para todas las funciones iniciadas o cambios de datos en el subconjunto o dispositivo electrónico.
Si los subconjuntos o dispositivos electrónicos "legalmente relevantes" interactúan con otros subconjuntos o dispositivos electrónicos "legalmente relevantes", debe consultarse 7.6.7.
1. El software del medidor se encuentra habilitado para recibir órdenes o comandos para seleccionar las magnitudes requeridas. Combina el valor de medición con información adicional (por ejemplo, estampa de tiempo, unidad) y envía este conjunto de datos al dispositivo solicitante. El software sólo acepta comandos para la selección de cantidades permitidas válidas y descarta cualquier otro comando, enviando sólo un mensaje de error.
2. En el interior de la carcasa que puede estar sellado, hay un interruptor que define el modo de operación del medidor: una posición del interruptor indica el modo verificado y en la otra el modo no verificado (puede haber sellos mecánicos u otros). Al interpretar los comandos recibidos, el software comprueba la posición del interruptor: en el modo no verificado el conjunto de comandos que acepta el software es extendido en comparación con el modo descrito anteriormente, por ejemplo, puede ser posible ajustar el factor de calibración por un comando que se descarta en el modo verificado.
7.6.6 Separación de partes de software
7.6.6.1 Todos los módulos del software (programas, subrutinas, objetos, entre otros), que desempeñan funciones con implicaciones legales o que contienen dominios de datos legalmente relevantes forman la parte del software legalmente relevante de un medidor, lo cual se identifica como se describe en 7.6.2. Si no se identifican los módulos de software que desempeñan funciones con implicaciones legales, todo el software se debe considerar legalmente relevante.
7.6.6.2 Si la parte del software legalmente relevante se comunica con otras partes de software, se debe definir una interfaz del software. Toda la comunicación se debe realizar exclusivamente a través de esa interfaz. La parte legalmente relevante del software y la interfaz deben estar claramente documentados. Todas las funciones legalmente relevantes y los dominios de datos del software deben estar descritos para permitir que la autoridad encargada de la aprobación de modelo o prototipo decida la separación correcta del software.
7.6.6.3 El dominio de datos que forma la interfaz del software, incluyendo el código que exporta desde la parte legalmente relevante al dominio de datos de interfaz y el código que importa desde la interfaz a la parte legalmente relevante debe estar definido y documentado. La interfaz de software declarada no debe eludirse.
7.6.6.4 Debe haber una asignación inequívoca de cada comando a todas las funciones iniciadas o cambios de datos en la parte legalmente relevante del software. Los comandos que se comuniquen a través de la interfaz de software deben declararse y documentarse. Sólo se permite que los comandos documentados sean activados a través de la interfaz de software. El fabricante, importador o similar, debe
declarar íntegramente la documentación de los comandos.
7.6.7 Almacenamiento de datos, transmisión a través de sistemas de comunicación
7.6.7.1 Generalidades
Los valores de los registros de medición, así como los datos integrados y almacenados en el medidor,