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MÉXICO

SISTEMA INTERACTIVO Y DE INFRAESTRUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (SIIAMEE)

ESPECIFICACIÓN CFE GWH00-09

ENERO 2015 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE FEBRERO 2012

9AJB9

Cuadro de texto

Se anexa fe de erratas del 150907

SISTEMA INTERACTIVO Y DE INFRAESTRUTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

(SIIAMEE)

ESPECIFICACIÓN

CFE GWH00-09

120216 Rev 150121

C O N T E N I D O

1 OBJETIVO _________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ____________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN ____________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES ____________________________________________________________________ 2

4.1 Base de Tiempo ___________________________________________________________________ 2

4.2 Calibración _______________________________________________________________________ 2

4.3 Carga ____________________________________________________________________________ 2

4.4 Carga Baja ________________________________________________________________________ 3

4.5 Carga Inductiva ____________________________________________________________________ 3

4.6 Carga Nominal _____________________________________________________________________ 3

4.7 Clase de Exactitud _________________________________________________________________ 3

4.8 Clase de Medidor __________________________________________________________________ 3

4.9 Constante de Energía (Kh o Ke) _______________________________________________________ 3

4.10 Contante de Prueba (Kt) _____________________________________________________________ 3

4.11 Consumo _________________________________________________________________________ 3

4.12 Corriente de Arranque ______________________________________________________________ 3

4.13 Corriente Máxima (Imáx) ____________________________________________________________ 3

4.14 Corriente Mínima (Imín) ______________________________________________________________ 3

4.15 Corriente Nominal (Im) ______________________________________________________________ 4

4.16 Deslizamiento ______________________________________________________________________ 4

4.17 Dispositivo de Recarga ______________________________________________________________ 4

4.18 Distorsión Armónica ________________________________________________________________ 4

4.19 Elemento __________________________________________________________________________ 4

4.20 Energía Activa _____________________________________________________________________ 4

4.21 Escalabilidad ______________________________________________________________________ 4

4.22 Exactitud _________________________________________________________________________ 4

4.23 Factor de Distorsión o Distorsión Total de Armónicas ____________________________________ 4

4.24 Firmware _________________________________________________________________________ 4

4.25 Forma del Medidor __________________________________________________________________ 4

4.26 Interfaz ___________________________________________________________________________ 5


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ESPECIFICACIÓN

CFE GWH00-09

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4.27 Medidor Autocontenido _____________________________________________________________ 5

4.28 Medidor de Energía _________________________________________________________________ 5

4.29 Medidor Patrón _____________________________________________________________________ 5

4.30 Medidor Tipo “S” (Shocket) __________________________________________________________ 5

4.31 Medidor para Sistema Interactivo de Medidor ___________________________________________ 5

4.32 Medios de Comunicación ____________________________________________________________ 5

4.33 Operación de Modo Normal __________________________________________________________ 5

4.34 Operación en Modo Postpago ________________________________________________________ 5

4.35 Operación en Modo Prepago _________________________________________________________ 5

4.36 Operación en Modo solo Energía ______________________________________________________ 5

4.37 Pantalla ___________________________________________________________________________ 6

4.38 Por Ciento de Error _________________________________________________________________ 6

4.39 Por Ciento de Registración ___________________________________________________________ 6

4.40 Pruebas de Aceptación ______________________________________________________________ 6

4.41 Pulso _____________________________________________________________________________ 6

4.42 Punto de Acceso ___________________________________________________________________ 6

4.43 Registración _______________________________________________________________________ 6

4.44 Registro Electrónico ________________________________________________________________ 6

4.45 Repetibilidad ______________________________________________________________________ 6

4.46 Salidas Adicionales ________________________________________________________________ 6

4.47 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición (AMI) __________________________________ 6

4.48 Sistema Interactivo de Medición ______________________________________________________ 7

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS _______________________________________________________ 7

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES ______________________________________ 7

6.1 Sistema Interactivos de Medición _____________________________________________________ 7

6.2 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición ______________________________________ 16

7 CONDICIONES DE OPERECIÓN ______________________________________________________ 24

8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTEABLE _____________________________________ 24

9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL __________________________________________ 24

10 CONTROL DE CALIDAD ____________________________________________________________ 24

10.1 Condiciones de Prueba _____________________________________________________________ 25


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ESPECIFICACIÓN

CFE GWH00-09

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10.2 Pruebas Prototipo _________________________________________________________________ 25

10.3 Pruebas de Rutina _________________________________________________________________ 37

10.4 Pruebas en sitio (Destino final) ______________________________________________________ 41

10.5 Verificación de Medidores en Campo _________________________________________________ 41

11 MARCADOR ______________________________________________________________________ 42

11.1 Placa de Datos ___________________________________________________________________ 42

11.2 Marcado de la Caja ________________________________________________________________ 43

12 EMPAQUE, EMBAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACION, DESCARGA, RECEPCIÓN

ALMACENAJE Y MANEJO __________________________________________________________ 44

12.1 Empaque _________________________________________________________________________ 44

12.2 Embarque ________________________________________________________________________ 44

13 BIBLIOGRAFÍA ___________________________________________________________________ 44

14 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES _________________________________________________ 45

APÉNDICE A DEFINICIÓN DEL CÓDIGO DE BARRAS EN MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA _________ 46

APENDICE B REQUERIMIENTOS PARA LA INTERACCIÓN CON LA INTERFAZ DEL SISTEMA

COMERCIAL DE CFE ____________________________________________________________ 48


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1 OBJETIVO Establecer de características, pruebas y condiciones que deben satisfacer las necesidades del sistema interactivo y de infraestructura avanzada de medición de energía eléctrica. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Aplica al sistema interactivo y de infraestructura avanzada de medición de energía, eléctrica, integrado por los medidores eléctricos para el consumo de energía, monofásicos, bifásicos y trifásicos de corriente alterna de clase de exactitud 2.2 y 0.5 la interfaz entre el centro de control y el medidor, así como el control. 3 NORMAS QUE APLICAN NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida MNX-D-122-1973 Determinación de las Propiedades de Resistencia a la Corrosión de

Partes Metálicas con Recubrimientos, Empleadas en Vehículos Automotores- Método de Niebla Salina.

NMX-Z-012-2-1987 Muestro para la Inspección por Atributos- Parte 2: Método de

Muestreo, Tablas y Gráficas. IEC 60068-2-1-2007 Evironmental Testing – Part 2-1: Tests- Test A: Cold. IEC 60068-2-2-2007 Evironmental Testing – Part 2-2: Tests- Test B: Dry Heat. IEC 60068-2-5-2010 Evironmental Testing – Part 2-5: Tests- Test Sa: Simulated Solar

Radiation at Ground Level and Guidance for Solar Radiation Testing.

IEC 60068-2-6-2007 Environmental Teting- Part 2-6: Tests. Test Fc: Vibration

(Sinusoidal). IEC 600068-2-27-2008 Environmental Tenting – Part 2-6: Tests. Test Ea anda Guidance:

Shock. IEC 60068-2-30-2005 Environmental Testing – Part 2-30: Tests – Test Db: Damp Heat

Cyclic (12 h + 12 h Cycle). IEC 60068-2-75-1997 Environmental Testing – Part 2-75: Tests – Test Eh: Hammer Tests. IEC 60529-2013 Degrees of Protection- Part 2-75: Tests- Test Eh: Hammer Tests. IEC 60695-2-11-2014 Degrees of Protection Provided By Enclosures (IP Code). IEC 61000-4-2-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC)–Part 4-2: Testing and

Measurement Techniques - Electrostatic Discharge Immunity Test.


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IEC 61000-4-3-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-3: Testing and Measurement Techniques – Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test.

IEC 61000-4-4-2012 Electromagnetic Compatibility (EMC) –Part 4-4:Testing and

Measurement Techniques - Electrical Fast Transient/Burst Immunity Test.

IEC 61000-4-5-2014 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-5: Testing and Measurement Techniques – Surge Immunity Test.

IEC 61000-4-6-2013 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-6: Testing

and Measurement Techniques – Immunity to Conducted Disturbances, Induced by Radio-Frequency Fields.

IEC 61000-4-12-2006 Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4-12: Testing and

Measurement Techniques – Ring Wave Immunity Test. IEC 62052-11-2003 Electricity Metering Equipment (AC) – General Requirements,

Tests and Test Conditions – Part 11: Metering Equipment. 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). ISO/IEC 14443-4-2008 Identification Cards – Contactless Integrated Circuit Cards –

Proximity Cards – Part 4: Transmission Protocol. NRF-001-CFE-2007 Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga,

Recepción y Almacenamiento de Bienes Adquiridos por CFE. CFE G0000-94-2008 Aros de Seguridad, Perno – Candado y Perno –

Receptáculo para Watthorímetro. NOTA: En caso de que los documentos anteriores sean revisados o modificados, debe tomarse en cuenta la edición en vigor en la

fecha de la convocatoria de la licitación, salvo que la CFE indique otra cosa. 4 DEFINICIONES A continuación se definen algunos términos que son aplicables al contenido de esta especificación. 4.1 Base de Tiempo Un sistema de tiempo basado en la frecuencia de la línea u otra fuente de tiempo de referencia. 4.2 Calibración Comparación de la indicación del medidor bajo prueba, contra la obtenida en un patrón de referencia. 4.3 Carga Es la potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo instante por una instalación eléctrica o por un elemento específico de cualquier instalación.


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4.4 Carga Baja Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 10 % de la corriente nominal y FP unitario. 4.5 Carga Inductiva Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 100 % de la corriente nominal y FP 0,5 atrasado. 4.6 Carga Nominal Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 100 % de la corriente nominal y FP unitario. 4.7 Clase de Exactitud El número que indica, los límites del por ciento de error permisible a la lectura, para todos los valores de corriente descritos en la tabla correspondiente a factor de potencia unitario, cuando el medidor se prueba bajo condiciones de referencia. 4.8 Clase del Medidor La corriente máxima en amperes a la cual el medidor debe operar en forma continua. 4.9 Constante de Energía (Kh o Ke) Es la expresión de la relación entre la energía aplicada al medidor y un pulso, expresada en Watthora por pulso. 4.10 Constante de Prueba (Kt) Una Kh específica determinada por el usuario para realizar una prueba que determine el por ciento de registración y por ciento de error del medidor. 4.11 Consumo Es el valor de la integral de la variable medida con respecto al tiempo para un intervalo cualquiera. 4.12 Corriente de Arranque Es el valor mínimo al cual el medidor debe empezar a integrar la energía en kWh en pantalla y/o emitir pulsos por el LED de prueba. 4.13 Corriente Máxima (Imáx) Es el valor máximo de la corriente marcado en la placa de datos, que admite el medidor en régimen permanente, y que debe satisfacer los requerimientos de exactitud de esta especificación; este valor es normalmente igual a la corriente de clase y se anota generalmente entre paréntesis. 4.14 Corriente Mínima (Imín) Es el valor mínimo de corriente que admite el medidor en régimen permanente y que debe satisfacer los requerimientos de exactitud de esta especificación.


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4.15 Corriente Nominal (In) Es el valor de la corriente marcada en la placa de datos, utilizada para el ajuste y calibración del medidor, y debe satisfacer los requerimientos de exactitud de esta especificación.

4.16 Deslizamiento Acumulación continúa de energía en un medidor aplicando solamente la tensión. 4.17 Dispositivo de Recarga Dispositivo de proximidad o contacto de dos vías o medio remoto, cuya finalidad es almacenar información y transportarla del medidor al punto de acceso del sistema interactivo de medición y viceversa, así como reconfigurar la programación del medidor. 4.18 Distorsión Armónica Representación matemática de la distorsión de la onda senoidal. 4.19 Elemento Es la combinación de señales de tensión y corriente de entrada sensadas, resultando que la salida es proporcional a las cantidades medidas. Si una señal de entrada es tensión y la otra señal de entrada es corriente, entonces la salida es potencia. El termino elemento es también referido como estator. 4.20 Energía Activa Es la integral, de la potencia activa con respecto al tiempo. 4.21 Escalabilidad Consiste en la modificación o ampliación de software con la finalidad de actualizar la versión existente y/o en la modificación o ampliación de hardware para incrementar las funciones. 4.22 Exactitud Aptitud del medidor para dar indicaciones próximas al valor verdadero de la magnitud medida. 4.23 Factor de Distorsión o Distorsión Total de Armónicas (T.H.D.) Es la razón de la raíz media cuadrática del contenido de armónicas excluyendo la fundamental, a la raíz media cuadrática de la cantidad fundamental (tensión o corriente), expresado como un porcentaje. 4.24 Firmware Programa de control almacenado en una memoria de solo lectura (ROM), considerado a ser parte integral de un dispositivo electrónico, que no se puede cambiar de su medio ambiente de operación. 4.25 Forma del Medidor Es la designación alfanumérica, denotando el arreglo del circuito para el cual es aplicable el medidor y su arreglo específico de terminales.


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4.26 Interfaz El medio para transmitir información o registros entre el medidor y los equipos periféricos 4.27 Medidor Autocontenido Medidor en el cual las terminales están arregladas para conectarse directamente al circuito que está siendo medido, sin el uso de transformadores de instrumento externos. 4.28 Medidor de Energía Es el que mide y registra la integral de la potencia activa con respecto al tiempo del circuito al cual está conectado. La unidad de medida es el kilo Watthora. 4.29 Medidor Patrón Se utiliza de referencia, cuyos valores son tomados como base para determinar el por ciento de error de un medidor de energía bajo prueba. 4.30 Medidor Tipo “S” (Socket) Medidor que cuenta con terminales tipo bayoneta dispuestas en su parte posterior, para insertarse en las mordazas de una base enchufe (socket). 4.31 Medidor para Sistema Interactivo de Medición Medidor de energía con capacidad de configuración, almacenamiento de parámetros y eventos relativos al suministro del servicio de energía eléctrica, así como funciones de conexión y desconexión del servicio. 4.32 Medios de Comunicación Interfaz del equipo con otros aparatos y/o con el operador, para tener comunicación remota. 4.33 Operación en Modo Normal Modo de operación del medidor para mostrar en pantalla los valores de energía y las alarmas correspondientes. 4.34 Operación en Modo Postpago El medidor registra el consumo de mes calendario, el cual debe ser “leído” por el usuario por medio del dispositivo de recarga y presentarlo en el punto de venta o internet para realizar el pago. 4.35 Operación en Modo Prepago El medidor tiene la capacidad de cargar “saldo” comprado previamente a través de un dispositivo de recarga. 4.36 Operación en Modo sólo Energía El medidor solamente muestra la energía acumulada en el “display” y queda deshabilitado el módulo lector de dispositivos de recarga.


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4.37 Pantalla Medio para presentar en forma visual, la cantidad medida o calculada; o cualesquier otra información. 4.38 Por Ciento de Error La diferencia entre el por ciento de registración y 100 %. 4.39 Por Ciento de Registración Es la relación de registro del medidor al valor verdadero de la cantidad medida en un tiempo específico, expresado como porcentaje. 4.40 Pruebas de Aceptación Pruebas para demostrar la conformidad del medidor, con los requerimientos de CFE. 4.41 Pulso Cambio de estado de una señal eléctrica que manifiesta un evento o información. 4.42 Punto de Acceso Lugar de acceso al sistema interactivo de medición para adquirir energía a través del dispositivo de recarga. 4.43 Registración La cantidad de energía eléctrica registrada por el medidor. 4.44 Registro Electrónico Un circuito electrónico donde se almacenan datos para su presentación en pantalla o recuperación de datos a través de una interfaz. 4.45 Repetibilidad Valores medidos expresados en términos de desviación estándar. 4.46 Salidas Adicionales Duplicidad de parámetros integrados o 0de señales de tiempo, a través de contactos de relevador de estado sólido o de relevador de mercurio, tipo A (KY) o C (KYZ); 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 de 0.3 s a 30 s, a cada sub-intervalo de demanda. 4.47 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición (AMI) Conjunto de medidores, equipos de comunicación, servidores y programas, que permiten efectuar, como mínimo, las siguientes funciones:

a) Medir los parámetros de la energía eléctrica para fines de facturación y/o análisis.


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b) Registrar eventos relacionados con el uso de la energía y la detección de fraudes.

c) Obtener las mediciones y registros del medidor en forma remota.

d) Contar con comunicación bidireccional entre los medidores y el centro de control de la empresa.

e) Efectuar de forma remota, cuando se requiera, la conexión/desconexión del suministro. 4.48 Sistema Interactivo de Medición Sistema de administración y control de los medidores de autogestión

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS FP Factor de potencia. AMI Sistema de infraestructura avanzada de medición. SiCom Sistema comercial de CFE. Vn Tensión nominal. rcm Raíz cuadrática media. 6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES En esta sección se describen las características, condiciones generales y particularidades que deben cubrir los medidores para sistema interactivo de medición y los medidores para sistemas de infraestructura avanzada de medición. Las unidades de medida utilizadas en esta especificación son basadas en la norma NOM-008-SCFI. 6.1 Sistemas Interactivos de Medición El diagrama esquemático del sistema se muestra en la figura 1. 6.1.1 Características del medidor

a) Debe ser de estado sólido, tipo “S” (socket), autocontenido, con uno, dos o tres elementos, con pantalla de cristal líquido, clase de exactitud 0.2 ó 0.5.


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b) Las dimensiones deben ser de acuerdo a las figuras 2, 3A, 3B y 4, las formas y conexiones

1S, 12S y 16S, de acuerdo a las figuras 5, 6 y 7.

c) Las dimensiones de la pantalla de acuerdo a las dimensiones de los dígitos, de tal forma que los muestre totalmente descubiertos. La pantalla debe poseer condiciones apropiadas para permitir su lectura de forma completa sin interferencia en la línea visual de cualquier componente del medidor.

d) La altura mínima de los dígitos debe ser de 7.62 mm, con un ángulo visual vertical y horizontal

de ± 15 ° y ± 10 ° respectivamente, desde el centro de la pantalla (display). La condición de visualizar la pantalla hasta una distancia de 2 m al exterior y con luz de día.

e) Los desplegados deben contar con indicación de la variable y dimensión (V, A, W entre otros)

del valor mostrado. f) Los parámetros mostrados en la pantalla deben ser programables y debe ser seleccionable

el número de dígitos que se requieran después de la coma o punto decimal. Esta configuración aplica para los registros de memoria de las variables de medición.

g) En tarifas horarias, cuando se establezca en Características Particulares:

- éstas deben ser programables para mostrar en pantalla: los parámetros de consumos y demandas parciales y totales de al menos 4 tarifas y 4 estaciones,

- éstas deben ser programables para mostrar en pantalla: lecturas al momento del último

reset” y lecturas de la estación anterior.

h) La placa de datos debe contener la información indicada en el punto 11.1 y debe ser autorizada por el área usuaria, antes de la entrega de los medidores.

i) Con un “LED” infrarrojo para realizar la prueba de exactitud (calibración), cuya frecuencia

este función de la Kt de prueba. j) Provisto con puerto óptico ANSI tipo 2, el cual no debe tener interferencia con rayos solares. k) Cubierta de policarbonato, acrílico o lexán. El proveedor debe presentar un reporte de pruebas

de intemperismo o radiación solar efectuadas a las cubiertas, ya sea con lámpara ultravioleta o lámpara de Xenón, en el que se evalúe el cambio en la coloración por medio de los parámetros L*, a* y b* del método “CIELAB”, ciclo 2 con 1 000 h de exposición, de acuerdo a las referencias bibliográficas [8] y [9] de esta especificación. Las cubiertas deben cumplir con los siguientes valores:

DL≤2 Da≤2 Db≤8

l) La corriente de prueba debe ser de 15 A o 30 A. m) La corriente máxima o de clase debe ser 100 A o 200 A. n) La tensión debe ser de 120 V o de autorango 120 V – 480 V.


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o) La frecuencia debe ser de 60 Hz. p) La pantalla debe tener un medio para indicar en forma visual el sentido del flujo de la energía.

q) El medidor debe permitir la colocación del sello entre la base y el arillo de la cubierta. Se

debe entregar con un sello de seguridad seriado, marcado con caracteres alfanuméricos proporcionados por CFE, conforme a lo establecido en el Apéndice A. El sello debe tener también un código de barras conforme a lo establecido en el mismo Apéndice A.

r) El medidor se debe entregar con un arillo de seguridad con doble lengüeta para fijar el medidor a

la base enchufe, o con aro de seguridad para perno-receptáculo así como el perno-receptáculo, que cumplan con la especificación CFE G0000-94, según se indique en Características Particulares.

s) Las cantidades medidas se deben indicar en la pantalla con al menos 5 dígitos, configurables

para cada cantidad. t) Designaciones de la forma típica. Las designaciones de la forma típica de los medidores se

indican en la tabla 1. u) Capacidad de registrar energías en forma bidireccional, según se establezca en

Características Particulares, configurable para las siguientes opciones:

- registro de energía recibida y registro de energía entregada o, - integración de la energía como entregada al cliente, independientemente del sentido en

que fluya.

v) El medidor debe realizar en forma automática la prueba de segmentos de pantalla y el diagnóstico de fallas.

w) El medidor debe funcionar totalmente como máximo en 10 s después de ser energizado. x) Temperatura de operación de -20 °C a 70 °C. y) Provisto de un reloj de tiempo real con un cristal de cuarzo, con un error máximo aceptable

de ± 30 ppm por cada 30 días. z) El medidor debe efectuar una prueba de autodiagnóstico de las funciones primarias y estar

provisto de alarma indicadora de falla de alguno de sus componentes. aa) Capacidad para colocar el medidor en modo de prueba ya sea por software o hardware;

realizando la prueba sin desconectar del medidor las señales, sin pérdida y sin modificación de los valores acumulados y registrados en operación.

bb) Cambiar su hora en forma automática de acuerdo a las zonas horarias oficiales, el cual debe

ser configurable. cc) Sincronización de tiempo por medio del puerto óptico o por otro medio. dd) Reinicio total de la configuración por medio del puerto óptico o por otro medio.


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ee) Las interfaces desarrolladas para permitir la interactuación de los sistemas de CFE con el sistema informático de gestión, deben cumplir con el Apéndice B.

ff) El dispositivo de desconexión/reconexión, que debe incluir el medidor para cada una de las

fases, debe tener una capacidad interruptiva de al menos la corriente de clase (100 A o 200 A), sin que presente arco eléctrico que pueda dañar al propio medidor o a los dispositivos adyacentes al mismo, debe ser capaz de realizar un mínimo de 10 000 operaciones con carga durante su vida útil.

gg) El medidor debe estar diseñado en secciones modulares de tal forma que permita su escalabilidad.

hh) Los parámetros mostrados en la pantalla, debe ser:

- valores acumulados:

. kWh (Consumo acumulado y consumo mensual), . kvarh si se establece en Características Particulares, . demanda máxima mensual kW (mes anterior y actual), . número de desconexiones, . saldo actual en kWh (para la modalidad de prepago).

- valores instantáneos:

. potencia activa (W), . potencia reactiva (var), . tensión (V), . intensidad de corriente (A), . frecuencia (Hz), . factor de potencia (indicando si es capacitivo ó inductivo).

- otros:

. prueba de segmentos, . fecha y hora, . estado del dispositivo de corte (Conectado, desconectado o suspendido), . mensaje de transacción realizada con éxito, o fallida, al momento de realizar

una descarga o pago, . alarmas, tanto en pantalla como en “LED”, por:


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. saldo bajo, . desconexión por fecha de corte programado, . desconexión por falta de saldo, . desconexión por superar la demanda programada, . desconexión por tensión superior a la programada,

. desconexión por tensión inferior a la programada,

. por fecha próxima de corte, posterior a la fecha de congelamiento.

ii) Si el medidor se encuentra en operación, debe efectuar la desconexión del suministro si se retira

de su base. En tal caso, la reconexión solo se podrá llevar a cabo a través del puerto óptico. Si el medidor se encuentra en modo prueba, no debe efectuar la desconexión del suministro si se retira de su base. Después de 30 min de permanecer el medidor en modo prueba, debe regresar automáticamente al modo de operación normal.

jj) El medidor debe ser capaz de realizar las siguientes funciones:

- operar en la modalidad de prepago o postpago o solo energía, - llevar la contabilidad de un saldo, definido en kWh, y actuar sin necesidad de órdenes

externas, en base a la cantidad disponible en dicho saldo, - reconocer y leer un dispositivo de recarga cuando este asociado al propio medidor,

ignorando los dispositivos de recarga que no estén asociados al mismo, - aceptar cantidades discretas de saldo por elección del cliente (pasos de descarga parciales). Estos pasos deben ser configurables, - desconectar el servicio por falta de saldo en energía (kWh), - desconectar el servicio por falta de pago en fecha programada, - desconectar y conectar el servicio a voluntad del cliente por medio del dispositivo de recarga, - desconectar el servicio por superar la demanda máxima programada (kW), - desconectar el servicio cuando la tensión sea inferior o superior a los límites de corte

programados, y restablecimiento del servicio cuando la tensión regrese a los límites normales de operación. Ambos límites deben ser configurables,

- conectar el servicio por restitución del saldo de energía (kWh), por pago de energía

consumida, y regreso al límite de demanda máxima programada (kW), - en medidores configurados con el modo postpago, retener en memoria la lectura o

consumo mensual (congelamiento de lecturas o consumos) en el día natural del mes que se le programe al medidor para esta función y presentar una alarma por fecha próxima de corte, posterior a la fecha de congelamiento,


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- llevar la contabilidad de un saldo, definido en kWh por el medidor, y realizar una

revalorización por equivalencia por cambio de estación. El periodo de la estación debe ser configurable,

- incluir un sistema de autodiagnóstico de las funciones primarias y estar provisto de

alarma indicadora de falla de alguno de sus componentes o módulos.

kk) El medidor debe ser capaz de registrar al menos 30 de cada uno de los siguientes parámetros y eventos, con fecha y hora de ocurrencia:

- consumo de energía activa, - consumo de energía reactiva, si se establece en Características Particulares, - demanda máxima en kW, para el mes anterior y para el mes actual, - saldo actual kWh, - número de colocaciones del medidor de forma invertida, - desconexión por falta de saldo, - conexión por restablecimiento de saldo,

- desconexión y conexión a voluntad del cliente, - interrupciones por falla del suministro eléctrico, y restablecimiento al regresar las

condiciones normales de suministro, - desconexión por superar la demanda máxima programada y reconexión por el cliente,

con dispositivo de recarga, - desconexión efectuada por retirar el medidor de su base, - desconexión por falta de pago al llegar a la fecha de corte programada y reconexión al

pago de la energía consumida, - desconexión cuando la tensión sea inferior o superior a los límites de corte programados,

y restablecimiento del servicio cuando la tensión regrese a los límites normales de operación,

- reporte de fallas en el medidor detectadas en el autodiagnóstico, - eventos de recarga de saldo al medidor, - monto de las recargas en kWh, - las inversiones de posición y el flujo inverso de energía.

ll) Memoria no volátil. En ausencia de alimentación el medidor debe ser capaz de mantener

las siguientes condiciones:


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- todos los registros de medición, - todos los eventos registrados, - los parámetros de programación, - la programación de las diferentes pantallas, - secuencia de lecturas en la pantalla, - las calibraciones y ajustes del medidor, de manera permanente.

6.1.2 Sistema de gestión Está constituido por el software necesario para la programación, explotación, lectura, configuración, cobro y facturación de la autogestión del medidor (prepago y post-pago) de acuerdo a las tarifas vigentes de CFE o similares y deben ser configurables; vía una computadora (lap top o hand held), con un sistema operativo compatible a PC o servidor. El sistema de gestión debe estar diseñado en secciones modulares de tal forma que permita su escalabilidad. 6.1.2.1 Condiciones de programas Los requerimientos del sistema (software) comprenden, las siguientes características:

a) Para la parte de metrología.

- operar en una computadora personal compatible bajo sistema operativo MS windows: XP, vista y versión 7 (sistema gráfico a base de ventanas),

- proporcionar el formato de los archivos que contengan las bases de datos creados por

el sistema a nivel PC,

- programar y leer parámetros de operación de acuerdo al tipo de medidor mediante terminal manual y computadora personal, para dar acceso de forma selectiva: lecturas, actualización de fecha y hora, suspensión, reconexión y restablecimiento de las demandas,

- programación en sitio del medidor y pruebas de exactitud y funcionales.

b) Para la parte de autogestión.

- mantener y administrar la base de datos recibida de los puntos de venta a través de

un archivo plano y “webservices”, - interactuar con la base de datos del sistema comercial (SiCom) y el sistema de control

de solicitudes de servicio (SiCoSS),

. enviando la información comercial de la base de datos, . recibiendo solicitudes de nuevos suministros, registro permanente de usuario

(RPU), bajas de suministros, costos de tarifas,


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. recibir un archivo de enlace entre los datos de fábrica del medidor y los datos de CFE del medidor.

- reposición de la última venta de energía por pérdida del dispositivo de recarga,

- emitir duplicados del dispositivo de recarga extraviado o dañado.

6.1.2.2 Reportes Reportes de explotación de datos actuales y/o históricos por periodos específicos de:

a) Lecturas registradas en cada recarga y pagos y fecha de las mismas. b) Reporte de eventos del medidor por periodo, por cliente o por grupo de clientes.

c) Reporte de tensiones máximas y mínimas por periodo, por fecha y hora, por cliente o por grupo de

clientes.

d) Reportes de los eventos indicados en el inciso ll) del punto 6.1.1.

e) Por cliente, por grupo de clientes y por punto de venta:

- número de recargas y pagos, - días transcurridos entre recargas, - montos recargados, - cantidad de reposición del dispositivo de recarga, - consumos mensuales.

f) Reporte de ventas por punto de venta. g) Historial de consumo. h) Historial de demandas.

6.1.2.3 Salidas Salidas a otros paquetes comerciales de todos los datos:

a) En formato hoja de cálculo. b) Formato ASCII. c) Base de datos opcional (Oracle, Informix, MySQL). d) Archivos planos.


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6.1.2.4 Módulo de programas de lectura El conjunto de instrucciones de lectura y programación (software) debe tener un módulo compatible con una computadora personal portátil y una terminal manual y residir en ellas, para operación en campo. 6.1.2.5 Operación del sistema

El sistema debe permitir la operación de 3 000 puntos de venta simultáneas y concurrentemente. Debe tener capacidad de operar al menos 4 millones de Watthorímetros por división de distribución en CFE, sin necesidad de software o hardware adicional. 6.1.2.6 Almacenamiento El sistema debe poder almacenar al menos 24 meses de todos los registros de cada uno de los medidores. 6.1.2.7 Puntos de venta El sistema debe ser capaz de interactuar con puntos de venta, que son lugares en donde el cliente puede recargar el dispositivo y depositar la información grabada por el medidor. Los puntos de venta estarán constituidos por hardware y software. Estos puntos de venta pueden estar localizados en instalaciones de CFE, por lo que la comunicación entre el sistema y los puntos de venta se realizará en línea o a través de archivos planos. 6.1.2.8 Respaldo El sistema debe contar con al menos un dispositivo periférico de uso común que permita guardar la información de la base de datos en medio magnético. Lo anterior permite que en caso de que el sistema sufra un daño en su base de datos, se garantice la recuperación de la información disponible en los dispositivos mencionados. A esta última acción se le denomina "la capacidad de recuperar información de respaldos externos". 6.1.3 Dispositivo de recarga Debe ser capaz de realizar las siguientes funciones mínimas:

a) Reconocimiento mutuo con el medidor asociado. b) Almacenar información y transportarla del medidor al punto de venta y viceversa. c) Obtener la información registrada en el medidor asociado, indicada en el inciso al) del punto

6.1.1, incluyendo la fecha en que dichos datos fueron leídos del medidor. d) Transferir al sistema, ya sea en el punto de acceso o en los puntos de recarga, la

información obtenida. e) Grabar información de saldos adquiridos. f) Transferir al medidor, la información de saldos adquiridos. g) Efectuar la reconfiguración del medidor.

- obtener del sistema, programas para reconfigurar el medidor,


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- transferir al medidor asociado la información obtenida.

h) Efectuar la desconexión/conexión por voluntad del usuario.

- transferir al medidor la instrucción de desconectar el suministro de energía eléctrica, - transferir al medidor la instrucción de conectar el suministro de energía eléctrica.

i) Seguridad.

- la información contenida en el dispositivo debe estar encriptada, - el dispositivo debe contar cuando menos con cuatro medidas de seguridad para evitar

su falsificación.

j) Características de manufactura del dispositivo de recarga: Si se trata de un dispositivo de radiofrecuencia de aproximación debe cumplir con la norma ISO/IEC 14443-4 para comunicaciones sin contacto. Si se trata de un dispositivo de recarga por Puerto ANSI tipo 2, debe de cumplir con el protocolo de la especificación ANSI C12.18-2006. Si se trata de un dispositivo con una tecnología diferente a las indicadas, debe cumplir con los estándares internacionales.

6.1.4 Lector/grabador del dispositivo de recarga Si el sistema propuesto para el dispositivo de recarga se trata de dispositivos de radiofrecuencia, de aproximación éste debe cumplir con la norma ISO/IEC 14443-4 y se podrá utilizar con esta tecnología cualquier lector-grabador disponible en el mercado. Si el Sistema propuesto para el dispositivo de recarga se trata de un dispositivo de recarga por Puerto ANSI tipo 2, debe de cumplir con el protocolo de la especificación ANSI C12.18-2006. Si se trata de un dispositivo con una tecnología diferente a las indicadas, debe cumplir con los estándares internacionales.

6.2 Sistemas de Infraestructura Avanzada de Medición El diagrama esquemático del sistema se muestra en la figura 8. El sistema de infraestructura avanzada de medición, el cual en lo sucesivo se denominará “el sistema AMI”, está conformado por una serie de medidores, un centro de control y sus respectivos equipos periféricos de comunicación, los cuales se deben suministrar y, si se indica en Características Particulares, instalar, en la red eléctrica y en un número determinado de suministros proporcionados por CFE en un sector geográfico específico. Los medidores a suministrar se clasifican de acuerdo a las tarifas que factura CFE, o a los transformadores de distribución que forman parte del sistema AMI. Para el diseño de un sistema AMI, CFE indica las características de los transformadores de potencia y circuitos de media tensión que alimentan al grupo de suministros. De la misma forma, desglosa los suministros por tipo de medición y por su concentración. El sistema AMI completo, una vez instalado, debe permitir que con el mismo centro de control y medios de comunicación:

a) Se efectúe remotamente la adquisición de lecturas, alarmas y parámetros registrados de todos los medidores del sistema AMI.

b) Se realice remotamente la conexión y la desconexión de los medidores que se indique en

Características Particulares.


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El sistema AMI debe contemplar la incorporación de elementos de red inteligente (smart grid) en base a componentes de infraestructura avanzada de redes de distribución (AGI). Debe mostrar al menos, a través de folletos, elementos actuales compatibles con la red inteligente. 6.2.1 Características de los medidores

a) El medidor debe ser de estado sólido, tipo “S” (socket), autocontenido o conexión a través de transformadores de instrumento, con uno, dos o tres elementos, con pantalla de cristal líquido.

b) Clase de exactitud 0.2 ó 0.5.

c) Las dimensiones deben ser de acuerdo a las figuras 2, 3A, 3B y 4, las formas y conexiones 1S, 12S, 9S y 16S, de acuerdo a las figuras 5, 6 y 7. d) Las dimensiones de la pantalla de acuerdo a las dimensiones de los dígitos, de tal forma que

los muestre totalmente descubiertos. La pantalla debe poseer condiciones apropiadas para permitir su lectura de forma completa sin interferencia en la línea visual de cualquier componente del medidor.

e) La altura mínima de los dígitos debe ser de 7.62 mm (0.300 pulgadas), con un ángulo

visual vertical y horizontal de ± 15 ° y ± 10 ° respectivamente, desde el centro de la pantalla (display). La condición de visualizar la pantalla hasta una distancia de 2 m al exterior y con luz de día.

f) Los desplegados deben contar con indicación de la variable y dimensión (ejemplos: V, A, W

entre otros) del valor mostrado. g) Los parámetros mostrados en la pantalla, deben ser programables para ser presentados

en unidades o en kilos y poder seleccionar el número de dígitos que se requieran después de la coma o punto decimal. Esta configuración aplicará para los registros de memoria de las variables de medición y únicamente para medidores formas 9S y 16S.

h) Los parámetros mostrados en la pantalla, deben ser:

- para medidores clase 100 y clase 200:

. energía recibida y entregada (kWh), . energía reactiva (kvarh), . demanda (W).

- para medidores clase 20:

. energía recibida y entregada (kWh y kvarh), . demanda (W y var), . opcionalmente, valores instantáneos rcm (V, A, W, var, VA, FP, Hz).

i) En tarifas horarias, cuando se establezca en Características Particulares.


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- éstas deben ser programables para mostrar en pantalla: los parámetros de consumos y demandas parciales y totales de 3 ó 4 diferentes cuotas autorizadas para las tarifas (según se indique en Características Particulares), 4 diferentes días de la semana, 4 diferentes periodos, 4 temporadas y horario estacional,

- éstas deben ser programables para mostrar en pantalla: lecturas al momento del último

reset y lecturas de la estación anterior.

j) La placa de datos debe contener la información indicada en el punto 11.1 de la presente especificación y debe ser autorizada por el área usuaria, antes de la entrega de los medidores.

k) Con un “LED” infrarrojo para realizar la prueba de exactitud (calibración), cuya frecuencia este función de la Kt de prueba.

l) Provisto con puerto óptico ANSI tipo 2, el cual no debe tener interferencia con rayos solares.

m) Cubierta de policarbonato, acrílico o lexán. El proveedor debe presentar un reporte de pruebas

de intemperismo o radiación solar efectuadas a las cubiertas, ya sea con lámpara ultravioleta o lámpara de xenón, en el que se evalúe el cambio en la coloración por medio de los parámetros L*, a* y b* del método “CIELAB”, ciclo 2 con 1 000 h de exposición de acuerdo a las referencias bibliográficas [8] y [9] de esta especificación. Las cubiertas deberán cumplir con los siguientes valores:

DL≤2 Da≤2 Db≤8

n) La corriente de prueba debe ser de 2.5 A, 15 A o 30 A.

o) La corriente máxima o de clase debe ser 20 A, 100 A o 200 A.

p) La tensión debe ser de 120 V o de autorango 120 V – 480 V.

q) La frecuencia debe ser de 60 Hz.

r) Los medidores formas 9S y 16S deben tener la capacidad de medir correctamente, independientemente de si el suministro tiene configuración estrella o delta.

s) La pantalla debe tener un medio para indicar en forma visual el sentido del flujo de la energía.

t) El medidor debe permitir la colocación del sello entre la base y el arillo de la cubierta. Se

debe entregar con un sello de seguridad seriado, marcado con caracteres alfanuméricos proporcionados por CFE, conforme a lo establecido en el Apéndice A. El sello debe tener también un código de barras conforme a lo establecido en el mismo Apéndice A.

u) El medidor se debe entregar con un arillo de seguridad con doble lengüeta para fijar el medidor a

la base enchufe, o con aro de seguridad para perno-receptáculo así como el perno-receptáculo, según se indique en Características Particulares, que cumplan con la especificación CFE G0000-94.

v) Las cantidades medidas se deben indicar en la pantalla con al menos 5 dígitos para las formas

1S y 12S, y al menos 6 dígitos para las formas 16S y 9S.


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w) Designaciones de la forma típica. Las designaciones de la forma típica de los medidores se indican en la tabla 2.

x) En ausencia de alimentación debe ser capaz de mantener las siguientes condiciones:

- las calibraciones y ajustes del medidor, de manera permanente, - los parámetros de programación, - todos los registros de medición.

y) Capacidad de registrar energías en forma bidireccional, configurable en sitio o remotamente, según se establezca en Características Particulares, para las siguientes opciones:

- registro de energía recibida y registro de energía entregada,

- integración de la energía como entregada al cliente, independientemente del sentido en

que fluya.

z) El medidor debe realizar en forma automática la prueba de segmentos de pantalla y el diagnóstico de fallas.

aa) El medidor debe funcionar totalmente como máximo en 10 segundos después de ser energizado. bb) Temperatura de operación de -20 °C a 70 °C. cc) Provisto de un reloj de tiempo real con un cristal de cuarzo, con un error máximo aceptable de

+/- 30 ppm por cada 30 días.

dd) El medidor debe efectuar una prueba de autodiagnóstico de las funciones primarias y estar provisto de alarma indicadora de falla de alguno de sus componentes.

ee) Los medidores forma 9S y 16S deben tener capacidad para colocar el medidor en modo de

prueba ya sea por software o hardware; realizando la prueba sin desconectar del medidor las señales, sin pérdida y sin modificación de los valores acumulados y registrados en operación.

ff) Cambiar su hora en forma automática de acuerdo a la hora oficial de los Estados Unidos

Mexicanos para el inicio y termino del horario de verano en sus diferentes usos horarios, el cual debe ser configurable.

gg) Sincronización de tiempo por medio del puerto óptico o por otro medio. hh) Reinicio total de la configuración por medio del puerto óptico o por otro medio, en sitio y/o por

vía remota, según se indique en Características Particulares. ii) Capacidad de reportar alarmas al sistema por:

- flujo inverso de energía con respecto al flujo normal, a más tardar 1 h después de ocurrido

el evento, - errores fatales del medidor, a más tardar 1 h después de ocurrido el evento,


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- ausencia de tensión, en el momento en que sucedan, - restablecimiento de tensión, en el momento en que sucedan, - cuando la tensión supere el valor de 110 % respecto al valor de la tensión nominal de la

red, en el momento en que sucedan, - cuando la tensión sea inferior al valor de 90 % respecto al valor de la tensión nominal de

la red, en el momento en que sucedan.

jj) Capacidad de reiniciar en cero las lecturas y operar los dispositivos de corte, ambas en sitio. kk) Capacidad de ser programado y leídos sus registros en sitio. ll) Capacidad de ser programado y leídos sus registros por vía remota. mm) Capacidad de ser actualizado su firmware por vía remota. nn) Capacidad de comunicación remota bidireccional, a través de módem interno. oo) Capacidad de dar acceso remotamente, a través de claves de comunicación con encriptación de

al menos 128 bits, en cualquier momento, desde el sistema de administración de datos. pp) El medidor debe tener la capacidad de recibir y ejecutar, de manera programada y a

petición, instrucciones de conexión y desconexión. qq) Debe incluirse el software propietario para la configuración de los medidores.

rr) Para los medidores formas 16S y 9S, deben ser programables para que cada fin de mes

y temporada realicen un reinicio de demanda, reteniendo en memoria las lecturas de tarifas horarias (congelamiento de lecturas), para su acceso tanto en pantalla, como mediante el software propietario.

ss) Los medidores formas 1S y 12S deben contar con:

- perfil de carga kWh quinceminutal, - capacidad de registro de demanda en intervalos de 15 min, - registro de consumo de energía activa para cada tarifa.

tt) Los medidores formas 16S y 9S deben contar con:

- perfil de carga kWh y kvarh cincominutal, - capacidad de registro de demanda en intervalos de 15 min con subintervalos de 5 min, - registro de consumo de energía activa y reactiva para cada tarifa, - dispositivo para el reinicio de la demanda.

uu) Capacidad de almacenamiento mínimo (35 días), basado en los dos incisos anteriores.


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vv) Con memoria no volátil para almacenar los datos de programación, configuración y tarifas horarias. ww) Consumo de energía activa y reactiva para cada tarifa. xx) Valores totales por tarifa y total de totales. yy) Compatible con computadora personal portátil. zz) Como parte del equipo se debe proporcionar, el software para programación e interrogación de los

valores actuales y congelados de tarifas horarias vía el puerto óptico, utilizando una terminal portátil (hand held) y/o una “lap top”. La grabación de la información debe ser del tipo abierto, proporcionando el formato de grabación y el protocolo de comunicaciones. Asimismo, proporcionar el formato de los archivos que contengan los datos creados por el sistema a nivel de la terminal portátil (hand held) y/o la “lap top”.

aaa) Cuando se pierde la alimentación de energía eléctrica al medidor, éste debe ser capaz

de mantener indefinidamente su calibración, ajustes y programación. Cuando la energía se restablezca, el medidor debe ser capaz de volver a operar normalmente, por sí solo, sin necesidad de reinicialización por parte del administrador del sistema.

bbb) Los medidores forma 1S, 12S y 16S, invariablemente deben contar con dispositivo de

desconexión/reconexión del suministro, para cada una de las fases. Si se indica en Características Particulares, los medidores forma 16S se podrán solicitar sin dispositivo desconexión/reconexión del suministro. El dispositivo de desconexión/reconexión debe estar ubicado en el interior del medidor. Los medidores forma 9S no contarán con dispositivo interno de desconexión/reconexión del suministro.

ccc) El dispositivo de desconexión/reconexión debe tener una capacidad interruptiva de al menos la

corriente de clase del medidor (100 A o 200 A), sin que presente arco eléctrico que pueda dañar al propio medidor o a los dispositivos adyacentes al mismo. Debe ser capaz de realizar un mínimo de 10 000 operaciones con carga durante su vida útil.

6.2.2 Comunicaciones

La comunicación entre los componentes del sistema está conformada por todos los dispositivos de hardware, programas de software y protocolos de comunicación, necesarios para efectuar la transmisión y recepción de datos y comandos, entre los componentes del sistema de infraestructura avanzada de medición (AMI). La transmisión de información entre los diferentes componentes del sistema debe cumplir con los requerimientos que se indican:

a) La tecnología a utilizar puede ser cualquiera (con las excepciones establecidas en el inciso h) del punto 6.2.2, siempre y cuando se cubran los requerimientos de esta especificación y lo que se debe establecer en Características Particulares.

b) Debe incluir los permisos, licencias y en su caso, rentas mensuales, de las comunicaciones

entre los componentes del sistema AMI, por el lapso de tiempo que se establezca en Características Particulares, a partir de su puesta en servicio.

c) En caso de soluciones que utilicen radiofrecuencia, se debe incluir los certificados vigentes de

los equipos ante la COFETEL. d) Se debe entregar la descripción técnica del tipo de tecnología utilizada para las comunicaciones

en cada uno de los componentes del sistema, que incluya:


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- protocolos de comunicaciones, - rangos de frecuencias a utilizar, - si las frecuencias son de libre uso o si se deben solicitar permisos ante la autoridad

de comunicaciones competente para la autorización de su uso. e) Se debe incluir planos y diagramas del diseño del sistema, tanto eléctricos, como de

control, protecciones y comunicaciones, en papel y en archivo electrónico. f) Se debe incluir una descripción detallada de los equipos y sistemas que componen el sistema

AMI, así como la operación del mismo. g) Si para la operación del sistema se requiere un sistema de transferencia de datos de un tercero,

se debe indicar el nombre del mismo, así como las condiciones técnicas y económicas de los contratos que se tendrían que celebrar con dicha empresa.

h) El uso de tecnologías celular GPRS, celular GSM o red pública de telefonía conmutada,

estará sujeto a la aprobación de CFE, en base al análisis que ésta realice para determinar la viabilidad técnica y económica. No se aceptan sistemas de infraestructura avanzada de medición conformados por comunicaciones individuales medidor–centro de control, a menos que así se indique en Características Particulares.

i) Debe existir comunicación entre el medidor y el centro de control, aún y cuando el medidor

se encuentre instalado en cualquier parte del interior del inmueble del servicio cuyo consumo de energía eléctrica se esté midiendo.

j) Se debe indicar qué sucede con las comunicaciones si se realiza algún cambio de configuración

en la red eléctrica en la que se encuentra instalada la red de comunicaciones. k) Para los equipos que forman parte de la comunicación entre los componentes del sistema y

que se deban conectar en la red eléctrica y en las subestaciones, se debe incluir lo siguiente:

- descripción de los equipos, - características eléctricas de los equipos y componentes (nivel de tensión al que

operan, clase y nivel de aislamiento, frecuencia de operación, consumo de energía eléctrica, peso en kilogramos, dimensiones),

- pruebas de laboratorio correspondientes, - diagramas de conexión, eléctrico y esquemático, - detalles de montaje (si son varias opciones, mencionarlas todas).

l) La tecnología de comunicaciones que se utilice debe permitir que la información que se

transmita sea segura, confiable y que no pueda ser modificada. Asimismo, la transmisión de datos debe ser blindada, de manera que no sea alterada por algún otro dispositivo de comunicaciones.


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m) La comunicación entre los componentes del sistema debe permitir una disponibilidad mínima de 98 % en todas sus partes. La estadística de comunicación entre componentes del sistema debe ser realizada por el sistema de cada fabricante y proporcionada a CFE. El fabricante debe indicar a CFE la forma en que su sistema reporta la información de disponibilidad.

n) CFE podrá poner a disposición del proveedor su red intranet, lo cual, junto con las

características de la conexión y alcances del suministro, se especifica en Características Particulares.

o) Todos los equipos de comunicaciones adicionales al medidor, requeridos para la operación

del sistema deben tener marcado claramente el número de serie asignado por el fabricante y un código de barras formato 39 o formato 128 con dicho número.

6.2.3.2 El sistema informático de gestión (SIG) debe:

a) Ser capaz de soportar el acceso de al menos 20 operadores simultáneamente, así como de garantizar óptimamente su funcionamiento.

b) Ser capaz de almacenar los datos de lecturas, alarmas y eventos de los medidores por lo

menos de 2 años en línea. c) Contar con mecanismos de respaldo automático y recuperación de la información almacenada. d) Debe soportar lenguaje estructurado de consulta (structured query language "SQL"). e) Ser capaz de contar con niveles de seguridad (password) para la protección de los datos. f) Expedir reportes, con salida para pantalla, impresora y medio magnético que contenga los

valores de energía consumida de cada uno de los intervalos. Este perfil es para muestreo y se podrá seleccionar cualquier medidor.

g) Ser capaz de guardar en línea los perfiles de por todos los medidores, por un periodo mínimo

de dos años, en intervalos de 15 min. h) Ser capaz de proporcionar un informe. i) Ser capaz de proporcionar un informe de estado de fallas del medidor. j) Ser capaz de administrar un mínimo de 200 000 medidores sin necesidad de software adicional. k) Ante una interrupción del suministro de energía eléctrica, el SIG se debe reiniciar en

forma automática y funcionar totalmente en un tiempo máximo de 15 min después de reanudado el suministro eléctrico.

l) Tener la capacidad de realizar automáticamente el cambio de horario estacional y de

manejar distintas zonas horarias. m) Ser capaz de proporcionar los siguientes informes:

- lecturas tomadas por periodo diario, semanal, quincenal, mensual, bimestral y anual,


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- lecturas que no se pudieron adquirir y estadística de ocasiones en las que no se pudieron adquirir,

- informe de estado de fallas del medidor, - cantidad de interrupciones de tensión de cada uno de los medidores.

n) Ser compatible y capaz de incorporar, a través de la red de medidores de electricidad, lecturas

de medidores de agua y gas. Debe mostrar al menos, elementos actuales compatibles para agua y gas.

o) Para las alarmas mencionadas en el inciso ii) del punto 6.2.1, se debe especificar claramente

cuál es la forma de operar del SIG, tanto cuando se presentan alarmas individuales en servicios dispersos como cuando se presentan múltiples alarmas simultáneas procedentes de múltiples medidores que se encuentran agrupados en una misma red de distribución en media o baja tensión. Se debe indicar qué porcentaje de las alarmas y en cuanto tiempo es posible que el SIG las notifique.

p) Capaz de realizar balances de energía que permitan comparar la energía que fluye por

los transformadores de distribución ubicados dentro del sistema AMI, contra la energía registrada por los medidores de los servicios en baja tensión que estén alimentados por cada uno de dichos transformadores.

7 CONDICIONES DE OPERACIÓN

a) La temperatura de operación es de -20 °C a 70 °C. b) La tensión debe ser de 120 V o de autorango 120 V – 480 V. c) La frecuencia debe ser de 60 Hz.

8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE No aplica. 9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL No aplica. 10 CONTROL DE CALIDAD El fabricante debe solicitar la evaluación de su diseño mediante pruebas prototipo, y realizar las pruebas de rutina de sus suministros, siendo responsabilidad del LAPEM verificar lo anterior.


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Los medidores deben de cumplir las pruebas de prototipo establecidas en las normas IEC 62052-11 e IEC 62053-22, aplicando sus criterios y los procedimientos generales de prueba y ajustándose a los valores de referencia y tolerancias indicadas en las tablas de esta especificación. De acuerdo con el fabricante se elige uno de los siguientes tamaños de muestra y criterios de aceptación, tomados de un lote de fabricación mayor de 50 medidores:

a) De 3 a 5 medidores deben ser sujetos a todas las pruebas y cumplir con todos los valores especificados en las mismas.

b) Para 9 medidores (3 grupos de 3), el total de las pruebas debe ser cubierto por los tres grupos

y deben cumplir con todos los valores especificados en las mismas.

Asimismo los medidores deben ser evaluados mediante pruebas de rutina y pruebas de aceptación. Antes de iniciar las pruebas de prototipo, el proveedor debe tener los planos aprobados por el área usuaria. Además debe obtener la aprobación del área usuaria de las placas de datos de los medidores. 10.1 Condiciones de Prueba El medidor debe ser estabilizado a la temperatura ambiente antes de realizar las pruebas y estar colocado en una mesa de prueba firme y libre de vibración. Todas las pruebas de corriente alterna deben ser realizadas con las condiciones de referencia indicadas en la tabla 3. 10.2 Pruebas Prototipo 10.2.1 Pruebas dieléctricas 10.2.1.1 Pruebas de impulso al medidor La prueba se debe efectuar de acuerdo con la norma IEC 62052-11, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de no operación. b) El valor pico debe ser de 6 kV. c) 10 impulsos positivos y 10 impulsos negativos. d) Tiempo mínimo entre impulsos 3 s. e) Después de las pruebas de impulso, el medidor no debe presentar daños ni cambios en

la información y debe de operar correctamente. 10.2.1.2 Prueba de potencial aplicado La prueba se debe efectuar de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de no operación. b) Las entradas y salidas de los circuitos del medidor en cortocircuito. c) Tensión de prueba = 2 500 V rcm, 60 Hz, 1 min, del cortocircuito contra tierra


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10.2.2 Requisitos de exactitud 10.2.2.1 Verificación de la constante del medidor La prueba se debe efectuar de acuerdo con la norma IEC 62053-22. La constante del medidor debe ser tal que la relación entre la prueba de salida del patrón y la indicación en la pantalla cumple con lo marcado en la carátula del medidor. 10.2.2.2 Corriente de arranque La prueba debe ser realizada de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de operación.

b) El medidor se energiza con Vn, FP unitario y un valor de corriente de acuerdo a la tabla 4.

c) El medidor debe empezar a integrar pulsos en memoria masiva o kWh en pantalla. Esta prueba se efectúa con un valor de Ke adecuado para integrar un mínimo de 1 pulso en memoria y su equivalente en kWh en pantalla. 10.2.2.3 Deslizamiento La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de operación. b) El medidor se energiza con 115 % de la Vn o 115 % de la Vmáx. y FP unitario. c) Sin carga en los circuitos de corriente.

El medidor no debe registrar un pulso en un tiempo de 10 min, y si lo registrara no debe haber ningún pulso adicional dentro de los 20 min siguientes. 10.2.2.4 Pruebas de cantidades de influencia La prueba debe ser ejecutada de acuerdo a la norma IEC 62053-22. Se debe de comprobar los límites de porcentajes de error en cada una de las variables del medidor de acuerdo a los intervalos que se indican en la tabla 5 de esta especificación. 10.2.2.5 Prueba de coeficiente de temperatura ambiente La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62053-22, y no debe exceder los límites dados en la tabla 6. El coeficiente de temperatura media se debe determinar para todo el rango de operación (-20 ºC a 70 ºC). Las temperaturas de prueba para determinar el coeficiente de temperatura son: -20 ºC, 0 ºC, 15 ºC, 25 ºC, 35 ºC, 50 ºC, 60 ºC y 70 ºC. Para cada una de las temperaturas, se deben estabilizar 2 h antes de hacer la prueba. Se determina el coeficiente de temperatura a las pruebas de corriente indicada en la tabla 6.


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10.2.2.6 Prueba de exactitud en presencia de armónicas La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) Corriente fundamental I1 = 0.5 Imax. b) Tensión fundamental V1=Vn. c) Factor de potencia= 1. d) Contenido de 5ª armónica en tensión V5 = 10 % Vn. e) Contenido de 5ª armónica en corriente I5 = 40 % de la corriente fundamental. f) Armónica factor de potencia 1,0. g) La fundamental y armónica de tensión deben estar en fase cruzando de positivo a cero. h) Resultando armónica de potencia de la 5ª armónica P5=0.1 V1 x 0.4 I1=0.04 P1 o total de

potencia activa = 1.04 P1 (fundamental + armónicas). 10.2.2.7 Prueba de influencia de subarmónicas La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) La prueba de influencia de subarmónicas debe ser hecha con los circuitos mostrados en la figura 9 ajustados a 60 Hz o con otro equipo disponible para generar las formas de onda requeridas.

La variación de error cuando el medidor esté sujeto a las pruebas de la forma de onda dadas en las figuras y cuando está sujeta la forma de onda de referencia, no debe exceder los límites de variación de la tabla 3. 10.2.2.8 Prueba de exactitud En cada uno de los intervalos de corriente indicados en las tablas 7, 8 y 9 de esta especificación, se debe comprobar el cumplimiento con los límites de porcentaje de error establecidos en las tablas 10 a la 14, para cada una de las variables de los medidores. Cualquiera de estas mediciones, se realizan con patrones con una relación de exactitud de 4 a 1. 10.2.3 Pruebas eléctricas Durante y después de cada una de las pruebas de interferencia, el medidor debe estar libre de daños. 10.2.3.1 Pérdidas en el medidor La prueba debe ser realizada de acuerdo con la norma IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de operación.


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b) El medidor se debe energizar con Vn e In. c) Medir la corriente que circula en los circuitos de tensión. d) Medir la caída de tensión en los circuitos de

corriente.

Los límites de las pérdidas se muestran en la tabla 15.

10.2.3.2 Prueba de interrupciones a la fuente de alimentación La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con la norma IEC 62052-11. Se debe de comprobar por medio de software que el medidor no debe grabar un cambio de registro de más de X unidades y la salida de pulsos no debe producir una señal a más de X unidades:

X = 10-6 yVn Imáx Dónde: y: Es el número de elementos del medidor. Vn: Es la tensión nominal del medidor. Imáx: Es la corriente máxima del medidor. El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades. La prueba se debe realizar bajo las siguientes condiciones: los circuitos de tensión de alimentación y auxiliar con su tensión de referencia. Los circuitos de corriente desenergizados.

a) El equipo en condiciones de operación. Interrupción de tensión en 100 % Vn.

- tiempo de interrupción igual a un segundo, - total de interrupciones: 3, - tiempo de restablecimiento de 50 ms entre interrupciones.

b) El equipo en condiciones de operación. Interrupción de tensión en 100 % Vn

- tiempo de interrupción igual a 16.67 ms, - total de interrupción 1.

c) El equipo en condiciones de operación. Interrupción de tensión en 50 % Vn

- tiempo de interrupción igual a un minuto, - total de interrupción 1.


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10.2.3.3 Pruebas de influencia de sobrecorriente de corto tiempo La prueba debe ser realizada de acuerdo con la norma IEC 62053-22. El medidor para conexión con transformadores de instrumento debe estar habilitado para soportar en 0.5 s una corriente igual a 20 Imáx. El medidor autocontenido debe estar habilitado para soportar en 0.1 s una corriente igual a 7 000 A pico. La prueba se debe realizar fase por fase, después de una hora de energizado el medidor a tensión nominal, el error a corriente y tensión nominal y factor de potencia unitaria no debe de exceder de 0.05 % del error que se tenía antes de la prueba. 10.2.3.4 Prueba de influencia de autocalentamiento La prueba debe ser realizada de acuerdo con la norma IEC 62053-22. El límite de variación en el por ciento de error no debe exceder los valores de la tabla 16 tomando lecturas cada 10 min. 10.2.3.5 Prueba de influencia de calentamiento Esta prueba se debe realizar al medidor de acuerdo con la norma IEC 62052-11 y cumplir con lo indicado en dicha prueba, al término de esta prueba realizar las pruebas dieléctricas y exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.2.4 Pruebas de compatibilidad electromagnética Durante y después de cada una de las pruebas de interferencia, el medidor debe estar libre de daños, se debe comprobar que el medidor no presente cambios en la información y debe operar correctamente realizando al término de cada prueba se debe realizar las pruebas exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.2.4.1 Inmunidad a descargas electrostáticas La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-2, bajo las siguientes condiciones: El medidor en condiciones de operación:

a) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia. b) Las terminales de corriente abiertas.

Descarga en contacto:

- tensión de prueba: 8 kV, - número de descargas: 10 (en cada polaridad).

Si la descarga en contacto no es posible por no tener partes metálicas en la parte exterior, entonces se aplican 15 kV en descarga en aire. La aplicación de la prueba no debe producir cambios en el registro de más de X unidades y la salida de pulsos no debe producir una señal a más de X unidades.

X = 10-6 yVn Imáx


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Dónde: y: Es el número de elementos del medidor. Vn: Es la tensión nominal del medidor. Imáx: Es la corriente máxima del medidor.

El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades. Después de aplicar las descargas electrostáticas el medidor no debe mostrar daños, ni cambios en la información y debe estar dentro de los requisitos de exactitud de esta especificación. 10.2.4.2 Inmunidad de campos electromagnéticos de radio frecuencias La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-3. La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones: intervalo de frecuencia 80 MHz a 2 000 MHz.

a) Pruebas con los circuitos de corriente alimentados.

- el medidor en condiciones de operación, - los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia lLs

circuitos de corriente con corriente nominal, - intensidad de campo 10 V/m, - durante la prueba el medidor no debe tener cambios y la exactitud debe estar dentro de los

límites establecidos en la tabla 5.

b) Pruebas con los circuitos de corriente sin alimentación. - el medidor en condiciones de operación, - los circuitos de corriente abiertos, - intensidad de campo 30 V/m.

La aplicación de la prueba no debe producir cambios en el registro de más de X unidades y la salida de pulsos no debe producir una señal a más de X unidades.

X = 10-6 yVn Imáx Donde: y: Es el número de elementos del medidor. Vn: Es la tensión nominal del medidor. Imáx: Es la corriente máxima del medidor.


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El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades

10.2.4.3 Pruebas de transitorios rápidos (fast transient burst) La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-4.

La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones:

a) El equipo en condiciones de operación. b) Los circuitos de tensión, energizados con tensión de referencia. c) Los circuitos de corriente con corriente nominal. d) La longitud del cable entre el aparato de acoplamiento y el medidor de 1 m.

La tensión de prueba debe ser aplicada en modo común (de fase a tierra) a los circuitos de corriente y tensión 4.0 kV, tiempo de la prueba un minuto. Durante la prueba una degradación temporal o pérdida de información es aceptable, sin embargo la exactitud debe estar dentro de los límites establecidos en la tabla 5. 10.2.4.4 Inmunidad de disturbios conducidos y campos inducidos por radio frecuencia La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-6.

a) El equipo en condiciones de operación. b) Los circuitos de tensión, energizados con tensión de referencia. c) Los circuitos de corriente con corriente nominal. d) Intervalo de frecuencia 150 kHz a 80 MHz. e) Intensidad de campo 10 V/m.

Durante la prueba el medidor no debe tener cambios y la exactitud debe estar dentro de los límites establecidos en la tabla 5. 10.2.4.5 Inmunidad al impulso La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-5.

a) El equipo en condiciones de operación. b) Los circuitos de tensión, energizados con tensión de referencia. c) Los circuitos de corriente sin corriente. d) La longitud del cable entre el generador de impulsos y el medidor de 1 m.


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e) La prueba en modo diferencial (de fase a fase). f) Angulo de fase: Los pulsos deben ser aplicados a 60° y 240° relativos al cruce de cero de la fuente

de c.a. g) Tensión de prueba 4 kV para circuitos de tensión y corriente con una impedancia del generador de

2 Ω. h) Tensión de prueba 1 kV para circuitos auxiliares, con una impedancia del generador de 42 Ω. i) Número de impulsos 5 positivos y 5 negativos. j) La repetición máxima entre impulsos de un minuto.

La aplicación de la prueba no debe producir cambios en el registro de más de X unidades y la salida de pulsos no debe producir una señal a más de X unidades.

X = 10-6 yVn Imáx

Dónde: y: Es el número de elementos del medidor.

Vn: Es la tensión nominal del medidor.

Imáx: Es la corriente máxima del medidor. El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades. Durante la prueba una degradación temporal o perdida de información es aceptable.

10.2.4.6 Inmunidad de ondas oscilatorias La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 61000-4-12. Únicamente aplica a medidores operados con transformadores.

a) El medidor en condiciones de operación. b) Los circuitos de tensión, energizados con tensión de referencia. c) Los circuitos de corriente con una corriente nominal.

Aplicar en modo común una tensión de 2.5 kV.

Aplicar en modo diferencial una tensión de 1

kV. Frecuencias de prueba:

- 100 kHz, con repetición de 40 Hz,


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- 1 MHz con repetición de 400 Hz. Duración de la prueba 60 s (15 ciclos con 2 s encendido el medidor y 2 s apagado para cada una de las frecuencias).

Durante la prueba el medidor no debe tener cambios y la exactitud debe estar dentro de los límites establecidos en la tabla 5. 10.2.4.7 Supresión de radio interferencia La prueba debe ser realizada de acuerdo con la norma IEC 62052-11, como clase B.

La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de operación. b) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia. c) Los circuitos de corriente entre 0.1 y 0.2 de la corriente nominal.

Los valores obtenidos no deben exceder los límites establecidos, en la norma IEC 62052-11. 10.2.5 Pruebas de influencia climáticas Después de cada una de las pruebas de influencias climáticas, el medidor no debe presentar daños ni cambios en la información y debe operar correctamente. 10.2.5.1 Pruebas de calor seco La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-2, bajo las siguientes condiciones:

a) Medidor en condiciones de no operación. b) Temperatura: + 70 °C ± 2 °C. c) Duración de la prueba: 72 h.

10.2.5.2 Pruebas a baja temperatura La prueba debe ser realizada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-1, bajo las siguientes condiciones:

a) Medidor en condiciones de no operación. b) Temperatura: -20 °C ± 3 °C. c) Duración de la prueba: 72 h.

10.2.5.3 Prueba de humedad La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-30, bajo las siguientes condiciones:

a) Los circuitos de tensión, energizados con tensión de referencia.


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b) Sin carga en los circuitos de corriente.

c) La variante 1 de la norma IEC 60068-2-30, es decir 6 ciclos con una humedad de 93 % ± 3 % y

una temperatura de 55 °C ± 2 °C. d) Después de 24 h de terminada la prueba, se debe realizar la prueba dieléctrica aplicando un

factor de 0.8 en la tensión. Después de la prueba no debe haber corrosión y el medidor debe operar correctamente. 10.2.5.4 Prueba de protección a la radiación solar La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-5, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de no operación. b) De acuerdo al procedimiento A (8 h de radiación y 16 h de obscuridad). c) Temperatura: 55 °C. d) Duración de la prueba 3 ciclos o 3 días.

Después de la prueba el medidor debe operar correctamente y todas las marcas deben ser legibles. 10.2.5.5 Prueba de intemperismo Los medidores deben ser colocados con su base enchufe con los orificios de la base tapados, en el interior del intemperímetro en su posición de operación, con la carátula dirigida hacia la fuente de luz y rocío de agua. El medidor se debe exponer a una serie de ciclos de 102 min a la luz y 18 min a la luz y rocío de agua por 14 días. La fuente de luz debe ser lámparas de Xenón en cristal de Borosilicato con filtros para semejar la luz de día. La radiación medida a 340 nm debe ser mantenida a 0.35 W/m2 durante la prueba, en los ciclos de luz la temperatura debe ser mantenida a 63 °C. Después de la prueba las terminales del medidor deben ser fácilmente removibles, no debe presentar corrosión ni evidencia de decoloramiento o manchado en los acabados de los materiales y operar correctamente. Después de la prueba el medidor debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.2.5.6 Prueba de rocío salino El medidor debe estar montado en condiciones normales de operación en una cámara salina y se debe exponer durante un período de 500 horas, siendo la solución del cloruro de sodio con una concentración del 5 %, de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-D-122.


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Después de la prueba las terminales del medidor deben ser fácilmente removibles. No debe existir evidencia de corrosión o acción electrolítica en el medidor y operar correctamente. Después de la prueba el medidor debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.2.6 Pruebas Mecánicas Después de cada una de las pruebas mecánicas, los medidores no deben presentar componentes flojos o sueltos, ni presentar daños o cambios de la información y deben operar correctamente, al término de cada prueba se debe realizar la prueba de exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva de acuerdo a los requerimientos de esta especificación. 10.2.6.1 Pruebas de vibración La prueba se debe efectuar de acuerdo a con las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-6, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de no operación, fuera del empaque. b) Intervalo de frecuencia de 10 Hz a 150 Hz. c) Frecuencia de transición: 60 Hz. d) f < 60 Hz la amplitud constante de desplazamiento = 0.075 mm.

e) f > 60 Hz aceleración constante = 9.8 m/s2 (1.0 g). f) Punto de control único. g) La vibración se debe aplicar en los tres ejes (X, Y y Z). h) Número de ciclos por eje = 10.

NOTA: Se consideran 10 ciclos igual a 75 min. 10.2.6.2 Prueba de impacto La prueba debe efectuarse de acuerdo a las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-27, bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de no operación. b) Un pulso de media onda. c) Aceleración pico: 300 m/s². d) Duración del pulso: 18 ms.


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10.2.6.3 Prueba de martillo (Spring hammer) La prueba debe ser ejecutada de acuerdo a las normas IEC 62052-11 e IEC 60068-2-75. El medidor montado en posición normal de trabajo, la prueba debe ser sobre la superficie de la cubierta (incluyendo ventanas) y en las terminales de la cubierta con una energía cinética de 0.2 j ± 0.02 j. Los resultados de las pruebas son satisfactorios si la superficie del medidor y la cubierta no sufren daño que afecte el funcionamiento del medidor. 10.2.6.4 Pruebas de protección contra penetración de polvo y agua La prueba debe ser realizada de acuerdo a las normas IEC 62052-11 e IEC 60529.

Los medidores deben cumplir con IP54.

10.2.6.5 Prueba de resistencia al calor y fuego

La prueba debe ser realizada de acuerdo a las normas IEC 62052-11 e IEC 60695-2-11, con las siguientes temperaturas:

a) En la base 960 °C ± 15 °C.

b) En la cubierta 650 °C ± 10 °C.

Duración de la prueba 30 s ± 1 s.

10.2.6.6 Efecto de vibración durante la transportación El objetivo es asegurar la integridad de los medidores durante su transporte. Consiste en montar los medidores dentro de su caja de empaque sobre una mesa vibratoria en sentido vertical, aplicándole una vibración durante una hora, con un desplazamiento localizado cuando se presenta un rebote entre la caja y la mesa vibratoria de 1.6 mm medido con una laina, registrando así la frecuencia y aceleración. Los medidores no deben sufrir daño después de realizada la prueba. Después de la prueba el medidor debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. Se debe continuar con la prueba indicada en el punto 10.2.6.7, usando el mismo empaque y medidores. 10.2.6.7 Caída durante el transporte La caja de empaque final conteniendo de 1 a 4 medidores deben someterse a 10 caídas a un piso de concreto desde la altura de 760 mm en las posiciones que se indican en la tabla 17 y en la figura 10. Después de la prueba el medidor debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva.


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10.2.6.8 Efecto de temperatura de operación El medidor debe operar continuamente a tensión y corriente nominales, cuando se expone a las temperaturas extremas de 70 °C y -20 °C.

a) El medidor debe tener la cubierta puesta durante toda la prueba. b) El medidor debe estar en condiciones normales de operación a tensión y corriente nominales. c) La duración de la prueba es de 168 h. d) La temperatura se debe cambiar una vez cada 24 h, según se describe en los siguientes puntos. e) El cambio de temperatura debe ser gradual y continuo, con una razón de cambio que no exceda de 20 °C/h.

El ciclo diario de temperatura se debe realizar de la manera siguiente:

- eleve la temperatura desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de operación máxima, Toper-máx (70°C) aproximadamente en 3 h,

- mantenga Toper-máx (70 °C) aproximadamente 11 h, - disminuya la temperatura hasta la temperatura mínima de almacenamiento, Toper-mín (-20 °C) en aproximadamente 6 h, - mantenga Toper-mín -(20 °C) aproximadamente 3 h, - eleve la temperatura hasta la temperatura ambiente en aproximadamente 2 h.

Después de la prueba el medidor debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.3 Pruebas de Rutina 10.3.1 Para sistema interactivo de medición 10.3.1.1 Pruebas en fábrica Las pruebas mencionadas a continuación deben ser realizadas a los medidores, en las instalaciones del fabricante, las de exactitud en forma unidireccional o bidireccional, según se establezca en Características Particulares. 10.3.1.1.1 Al 100 % de los medidores De acuerdo a la tabla 18A. 10.3.1.1.2 Por muestreo inspección normal nivel ll

a) Autodiagnóstico. b) Prueba de corriente de arranque.


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c) Prueba de deslizamiento. d) Pruebas de autogestión:

- prueba de inversiones, - prueba de desconexiones por diferentes causas, - desconexiones por exceso de demanda por 1 min, - prueba de desconexión y conexión a carga máxima, - prueba de interrupciones de tensión, - prueba de desconexión y conexión por alta y baja tensión, - prueba de tensión cero y conexión a tensión nominal, - prueba de agotamiento de saldo, - prueba a los dispositivos de recarga de los eventos que tienen los watthorímetros durante las

pruebas, - pruebas de carga de energía en debito al dispositivo de recarga y de esta a los

watthorímetros, - prueba visual.

10.3.1.1.3 Por muestreo inspección especial S-3

a) Demanda (Con 4 subintervalos de 1 ó 2 minutos) para:

- Watts a corriente y tensión nominal, factor de potencia 1.

b) Pruebas funcionales al firmware (configuración).

- tarifas horarias: 4 estaciones, 4 periodos y cambios de horarios, - tarifas por consumo de energía activa kWh en base a la tarifa asignada, - perfil de carga kWh cada 15 minutos por 30 días.

10.3.1.1.4 Reporte de calibración y pruebas Cada lote que se embarque debe ser entregado con un reporte de pruebas al 100 % de los medidores, en formato de texto, en medio magnético, óptico o electrónico, compatible con el sistema de medidores SIMED-SAS, debiendo contener lo siguiente:

a) Relación de número de medidor, código de medidor, código de lote, número de sello de mecanismo instalado.

b) Valores obtenidos en las pruebas indicadas en la tabla 18A.


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c) Los datos del patrón con el cual se probó su calibración. d) Un juego de documentos que evidencien la trazabilidad y la fecha de vigencia del patrón utilizado. e) Fecha de embarque. f) Número de contrato.

10.3.1.1.5 Reporte de auditoría de producto Cada lote de medidores debe ser sometido por el proveedor a una inspección por muestreo al producto terminado, de acuerdo a la norma NMX-Z-012-2, inspección normal, nivel II y un nivel de calidad aceptable 0.65 %, al producto terminado, realizando las inspecciones y pruebas indicadas en los incisos d) del punto 10.3.1.1.2 y b) del punto 10.3.1.1.3 y las indicadas en las tablas 18B y 18C, antes de su embarque o presentación al LAPEM. El reporte de los resultados obtenidos se debe entregar al LAPEM antes de iniciar las pruebas de aceptación. 10.3.1.2 Pruebas de Aceptación por el LAPEM Son las pruebas indicadas en las tablas 18B y 18C y las pruebas funcionales indicadas en los incisos d) del punto 10.3.1.1.2 y b) del punto 10.3.1.1.3 aplicando una inspección normal, nivel II y un nivel de calidad aceptable de 0.65 %: El lote de medidores se rechaza si la muestra seleccionada por el LAPEM no cumple con las pruebas antes mencionadas. 10.3.2 Pruebas de rutina para sistema de infraestructura avanzada de medición 10.3.2.1 Pruebas en fábrica Las pruebas mencionadas a continuación deben ser realizadas a los medidores, en las instalaciones del fabricante, las de exactitud en forma unidireccional o bidireccional, según se establezca en Características Particulares. 10.3.2.1.1 Al 100 % de los medidores De acuerdo a la tabla 19A. 10.3.2.1.2 Por muestreo inspección normal nivel ll

a) Autodiagnóstico.

b) Integración en pantalla. c) Protocolo de comunicaciones. d) Prueba de inversiones. e) Prueba de desconexión y conexión a carga máxima. f) Prueba de interrupciones de tensión. g) Pruebas de alarmas.


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h) Sincronización de tiempo por medio del puerto óptico. i) Prueba visual. j) Prueba de corriente de arranque. k) Prueba de deslizamiento. l) Pruebas de demanda.

De acuerdo a la tabla 19C y se deben realizar con patrones de una exactitud de 4 a 1. 10.3.2.1.3 Reporte de calibración y pruebas Cada lote que se embarque debe ser entregado con un reporte de pruebas al 100 % de los medidores, en formato de texto, en medio magnético, óptico o electrónico, compatible con el sistema de medidores SIMED-SAS, debiendo contener lo siguiente:

a) Relación de número de medidor, código de medidor, código de lote, número de sello de mecanismo instalado.

b) Valores obtenidos en las pruebas indicadas en la tabla 19A. c) Los datos del patrón con el cual se probó su calibración. d) Un juego de documentos que evidencien la trazabilidad y la fecha de vigencia del patrón utilizado. e) Fecha de embarque. f) Número de contrato.

10.3.2.1.4 Reporte de auditoria de producto Cada lote de medidores debe ser sometido por el proveedor a una inspección por muestreo al producto terminado, de acuerdo a la norma NMX-Z-012-2, inspección normal, nivel II y un nivel de calidad aceptable 0.65 %, al producto terminado, realizando las inspecciones y pruebas indicadas en los incisos del a) a la i) del punto 10.3.2.1 y para exactitud las indicadas en las tablas 19B y 19C, antes de su embarque o presentación al LAPEM. El reporte de los resultados obtenidos debe entregarse al LAPEM antes de iniciar las pruebas de aceptación. 10.3.2.2 Pruebas de Aceptación por el LAPEM Son las pruebas indicadas en las tablas 19B y 19C y las pruebas funcionales siguientes aplicando una inspección normal, nivel II y un nivel de calidad aceptable de 0.65 %. El lote de medidores se rechaza si la muestra seleccionada por el LAPEM no cumple con las pruebas mencionadas

a) Autodiagnóstico. b) Integración en pantalla. c) Protocolo de comunicaciones.


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d) Prueba de inversiones.

e) Prueba de desconexión y conexión a carga máxima. f) Prueba de interrupciones de tensión. g) Pruebas de alarmas. h) Sincronización de tiempo por medio del puerto óptico. i) Prueba visual.

10.4 Pruebas en Sitio (Destino final) La CFE efectuará pruebas en sitio (destino final) de los medidores. En caso de encontrar algún incumplimiento con los requisitos, se procede a efectuar la notificación y las reclamaciones correspondientes para la reposición en sitio de los medidores detectados con incumplimiento, sin ocasionar costo alguno para CFE. 10.5 Verificación de Medidores en Campo La determinación del porcentaje promedio de registración involucra tanto las características del medidor como la carga y el medio ambiente bajo el cual se efectúa la prueba. La registración de los medidores en el campo está sujeta a una serie de condiciones adversas del ambiente que no pueden ser controladas y por ello no se pueden considerar las mismas tolerancias que se establecen para pruebas en el laboratorio. Entre otras, las fuentes de incertidumbre que afectan la registración se tienen las siguientes: Vibración, factor de distorsión de la onda senoidal (armónicas), temperatura ambiente, diferencias en la amplitud de la tensión aplicada con respecto a la tensión nominal, variación de la frecuencia, inclinación del medidor bajo prueba con respecto a la vertical, influencia de campos magnéticos externos, interferencia por radiofrecuencias y humedad relativa. 10.5.1 Objetivo Comprobar la exactitud con la que está operando un medidor en el campo. 10.5.2 Aparatos y equipos Medidor patrón, con certificado de calibración vigente. 10.5.3 Preparación de la muestra Hacer una revisión ocular tanto de la instalación eléctrica en general, como la particular del medidor a verificar. 10.5.4 Procedimiento El método a utilizar para la verificación del medidor, es la comparación contra la registración de un medidor patrón.

a) Determinar el por ciento de error del medidor en carga alta, duración mínima de la prueba de 3 minutos.


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b) Determinar el por ciento de error del medidor en carga baja, duración mínima de la prueba de 3 minutos. c) Determinar el porcentaje promedio de error de acuerdo al método indicado en la

expresión siguiente:

Porcentaje promedio de error = 4* % Error en carga alta + % Error en carga baja

5 10.5.5 Resultado La prueba se considera satisfactoria si el porcentaje promedio de error no excede de ± 0.4 % y 1.0 %, de acuerdo a la exactitud del medidor. 11 MARCADO

11.1 Placa de Datos La placa de datos de los medidores debe contener en forma indeleble y visible desde el exterior lo siguiente, de acuerdo a lo indicado por el área usuaria:

a) Comisión Federal de Electricidad o las siglas “CFE”. b) La palabra “medidor de” seguido de las siglas kWh, kW, kvarh, según corresponda a

las funcionalidades del medidor. c) Corriente nominal. d) Designación de la clase (corriente máxima). e) Número de fases. f) Número de hilos o conductores. g) Números de elementos. h) Circuito de medición.

i) Tensión nominal. j) Frecuencia (Hz). k) Forma del medidor. l) Clase de exactitud. m) Constante del medidor (Kh o Kt). n) Nombre o marca registrada del fabricante. o) Modelo.


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p) Unidades de medición del medidor. q) Leyenda del país de origen. r) Número de medidor asignado por CFE. s) Código de medidor asignado por CFE.

t) Código de lote que asigne el área usuaria. u) Código de barras que contenga la información indicada en el Apéndice A correspondiente

al número de medidor, código de medidor y código de lote. v) Indicación de funciones complementarias:

- tarifas horarias, - memoria masiva, - bidireccional, - salidas KYZ, - calidad de la energía.

11.2 Marcado de la Caja En el marcado de la caja debe llevar como mínimo lo siguiente:

a) La palabra “medidor de” seguido de las siglas kWh, kW, kvarh, según corresponda a las funcionalidades del medidor.

b) Modelo. c) Marca. d) Número de medidor.

e) Código de medidor.

f) Código de lote.

g) Número de contrato.


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12 EMPAQUE, EMBALAJE, EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, ALMACENAJE Y MANEJO

12.1 Empaque

Cada caja debe contener de una a cuatro piezas, con relleno de material que proteja a los medidores a fin de conservar su integridad física y sus características de funcionamiento durante el manejo, transporte, embarque y almacenamiento.

12.2 Embarque

Los lotes pueden ser remitidos a su destino en tarimas, agrupando las cajas, para que cada tarima contenga 192, 96 ó 72 medidores. El lote debe contener medidores cuyos números de medidor sean continuos y pertenecientes a una misma serie, o cuando más a dos series, en este caso la numeración de los medidores deben corresponder a series inmediatas. En lo general el proveedor debe cumplir con la norma de referencia NRF-001-CFE. Cada tarima debe llevar los siguientes datos.

a) La palabra “medidor de” seguido de las siglas kWh, kW, kvarh, según corresponda a

las funcionalidades del medidor. b) Código de medidor y código de lote.

c) Marca o razón social del proveedor.

d) Número de contrato.

e) Fecha de fabricación.

f) Cantidad de piezas.

g) Masa en kilogramos.

h) Volumen en cm3 y dimensiones en cm. i) Número de remisión. j) Lugar de destino. k) Precauciones en el manejo (frágil, máximo de estiba y sentido de estiba).

13 BIBLIOGRAFÏA

[1] ANSI C12.1-2008 Electric Meters Code for Electricity Metering [2] ANSI C12.10-2011 Physical Aspects of Watthour Meters- Safety Standard. [3] ANSI C12.16.1991 American National Standard for Solid- State Electricity Meters [4] ANSI C12-18-2006 Protocol Specification for ANSI Type 2- Optical Port


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[5] IEEE C37.90.1-2002 Surge Withstand Capability (SWC) Test For Relays and Relay Systems Associated with Electric Power Apparatus

[6] ASTM B117-2011 Standard Practice for Operating Salt Spray (Fog) Apparatus [7] UL-50-1995 UL Standard for Safety Enclosures for Electrical Equipment [8] ASTM D2244-2011 Standard Practice for calculation of color Tolerances and Color Differences from

Instrumentally Measured Dolor Coordinates [9] ASTM D4587-2011 Standard Practice for Fluorescent UV- Condensation Exposures of paint and

Related Coatings [10] CISPR 22-2008 Information Technology Equipment- Radio Disturbance chracteristics-Limits and

Methods of Measurement

14 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES Las Características Particulares que la CFE proporciona al solicitar la cotización del SIIAMEE, son complemento de la presente especificación y son las contenidas en el formato CPE-472 anexo a esta especificación.


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APÉNDICE A (Normativo)

DEFINICIÓN DEL CÓDIGO DE BARRAS EN MEDIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA

El código de barras en medidores (CBM) contiene el número de medidor, el código de medidor y el código de lote en simbología 3 de 9. Las tres líneas que se especifican para el código de barras en medidores (CBM) deben contener lo siguiente: Línea 1: Las siglas de la Comisión Federal de Electricidad, dos espacios y el número de medidor.

“CFE XXXXXX”

Línea 2: El código de barras conteniendo lo siguiente

TOTAL 18 Línea 3: La interpretación del código de barras.

“XXXXXX XXXX XXXX” A.1 DEFINICIÓN DEL CÓDIGO DE BARRAS EN SELLOS El código de barras en sellos (CBS) debe contener caracteres alfanuméricos en simbología 39 ó 128 de una densidad no mayor a 9.4 caracteres por pulgada para las simbologías 1D, o simbología Data Matrix. Las líneas para el código de barras en sellos (CBS) deben contener al menos lo

siguiente: La impresión debe contener lo siguiente:

DESCRIPCIÓN CARACTERES

a)

Carácter de inicio (asterisco)

1

b)

Número de medidor

6

c)

Espacio (blanco)

1

d)

Código de medidor

4

e)

Espacio (blanco)

1

f)

Código de lote

4

g)

Carácter de parada (asterisco)

1


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Dato Contenido

1 Las siglas "CFE"

2 El código de barras

3 La interpretación del código de barras (el número de sello) Número de sello (NS).- Es el identificador único, intransferible y no reutilizable que sirve para controlar y dar seguimiento al mismo, está formado por un campo alfanumérico de diez caracteres, será proporcionado por el área usuaria de acuerdo a la siguiente:

Posición Tipo Descripción

1 Alfabético Área de responsabilidad o el que defina el área usuaria 2 y 3 Numérico Año de adquisición4 Alfabético Color de sello/estado del usuario5,6,7,8,9 y 10 Numérico Consecutivo de la serie

Ejemplo: A01V000000 para la División Baja California, año 2001, color verde y numero consecutivo 000000.


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APÉNDICE B (Normativo)

REQUERIMIENTOS PARA LA INTERACCIÓN CON LA INTERFAZ DEL SISTEMA COMERCIAL DE CFE

(SiCom) Se debe proveer una utilería de software escrita en un lenguaje multiplataforma compatible con los sistemas operativos Unix (por ejemplo Java) la cual realice el envío de un archivo de comandos hacia el servidor del sistema informático de gestión, espere un archivo de respuesta con el resultado de la ejecución de los comandos enviados y lo deposite en una ubicación especifica en el servidor del SiCom. El archivo puede contener múltiples comandos. El sistema informático de gestión debe contar con la capacidad de ejecutar al menos los comandos siguientes:

a) Desconexión de medidor. b) Conexión de medidor. c) Alta de medidor. d) Baja de medidor. e) Modificación de medidor. f) Alta de un medidor de un “Schedule”. g) Baja de un medidor de un “Schedule”.

B.1 COMANDOS PARA DAR DE ALTA Y BAJA EL MEDIDOR EN LA INTERFAZ, SU ALTA Y BAJA

DEL PROGRAMA, LA CONEXIÓN Y LA RECONEXIÓN, ASÍ COMO ESTRUCTURA QUE DEBE TENER EL ARCHIVO QUE SALDRÁ DEL SISTEMA INFORMÁTICO DE GESTIÓN DESPUÉS DE LA EJECUCIÓN DE LOS COMANDOS

a) Para el comando de desconexión, se debe enviar como parámetro el número de medidor y en

la respuesta debe indicar si fue exitosa o fallida, la lectura actual del medidor y un texto descriptivo en caso de ser fallida.

b) Para el comando de conexión, se debe enviar como parámetro el número de medidor y en

la respuesta debe indicar si fue exitosa o fallida y la lectura actual del medidor. c) Para el comando de alta y modificación de medidor, se deben enviar como parámetros

los siguientes datos: Número de medidor, clave de la división, nombre del cliente, RPU del cliente, clave de la zona, domicilio del cliente y la fecha de instalación. La respuesta debe indicar si la ejecución fue exitosa o fallida y un texto descriptivo en caso de ser fallida.

d) Para el comando de baja de medidor, se deben enviar como parámetros el número de medidor y

la fecha de baja. La respuesta debe indicar si la ejecución fue exitosa o fallida y un texto descriptivo en caso de ser fallida.


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B.2 ARCHIVO DE LECTURAS DE MEDIDOR POR EL PROGRAMA

a) Para el comando de alta de un medidor en su “Schedule”, se debe enviar como parámetros el número de medidor y el identificador del “Schedule” al cual va a pertenecer. La respuesta debe indicar si la ejecución fue exitosa o fallida y un texto descriptivo en caso de ser fallida.

b) Para el comando de baja de un medidor de un “Schedule”, se debe enviar como parámetro el

número de medidor y el identificador del “Schedule” del cual se va a remover. La respuesta debe indicar si la ejecución fue exitosa o fallida y un texto descriptivo en caso de ser fallida

c) El servidor del sistema informático de gestión, debe contar con el servicio ftp (file transfer protocolo)

mediante el cual el SiCom debe obtener el archivo de lectura de los medidores generado por el “Schedule” programado para la toma de lecturas.

d) El nombre del archivo de lecturas debe incluir el identificador del “Shedule” y la fecha en que se

realizó la ejecución de la toma de lecturas.

e) El archivo de lecturas de los medidores, debe incluir la información siguiente:

- lista de los números de medidor que no pudieron ser leídos - lista de los números de medidor con alguna alarma (falla de medidor o posible manipulación) - lisita de los números de medidor leídos exitosamente los valores de sus lecturas y la fecha

de dichas lecturas y la fecha de dichas lecturas


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FIGURA 1 - Diagrama esquemático de sistemas interactivos de medición


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VISTA FRONTAL NOTA: (1) A menos q.Je se especifique ctro. las tolerancias serán ± 0.4 mm en dimensiones úricas y± 0.8 mm en

dimensiones acumuladas.

FIGURA 2- Montaje y dimensiones determínales para medidores desmontables de un estator y varios Estatores con 4 y 8tec-minales

12.7 MAX. 35.3 ´´24.1 MAX 34.5

BASE

CHAVETA ( ) EQUIVALENTE

151.6 DIAM.MAX --- --- --- --- --- -* SECCIÓN A-A

6.3 OIAM. DE BARRENOS EN TODAS ÑAS BOYONETAS OE CORRIENHTF TODAS LAS TERMINALES BAYONETAS

:u.s 6,

11.1 11.1

36.5

-Lf-1 36.5


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NOTA:

(1) Todas las dimensiones son el milímetros

(2) La simetría tiene que ser supuesta en dimensiones desde las líneas contrales a menos que se especifique

FIGURA 3 A – Conjunto de superficies que se proyectan dentro de la base enchufe para medidores 8 terminales y de 13 y 15 terminales


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FIGURA 3B - Dimensiones sugeridas para biseles de las bayonetas de corriente del medidor


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FIGURA 4- Conjunto de cubiertas redondas para medidores tipo "S" de un elemento y varios elementos

174.6 O1A MIN. 178.8 O1A MAX. DIAM. EXT DE ARILLO DE

QO LA´´´´ ETA

__ __ __ __ __ __ __ __ __ __ __

MEDmDR

160.0 O1A MIN. 165.8 O1A MAX.

OO DIAM. EXT DE LA CUBIERTA PARA ---- ---- ---- ---- ----- LOCALIZACION DELARILLO SELLADOR

TIPICO DE UN ESTATOR

TIPICO DE UN ESTATOR CON DEMANDA Y MULTIESTATOR

11.9 MIN.* 15. J AX.

DIMENSIONES DEL MEDIDOR

TOPE DEL MEDIDOR O ABRAZADERA TIERRA

f´´


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FIGURA 5 - Conexiones internas para medidores formas 1S y 9S (vistas frontales)

2 estatores 3 estatores

3 hilos 4 hilos y estrella Forma 12 S Forma 16 S

NOTA: Estos diagramas son esquemáticos. No implican ninguna dirección específica de movimiento o conexión del eslabón de potencial cuando abre.

FIGURA 6 - Conexiones internas para medidores formas 12S y 16S (vistas frontales)


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FIGURA 7 - Identificación de la posición de las mordazas de la base enchufe (vista frontal de la base)

FIGURA 8 - Diagrama esquemático de sistemas de infraestructura avanzada de medición


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NOTA: El medidor debe medir la energía total (fundamental más las armónicas) en presencia de armónicas

FIGURA 9 - Circuito de subarmónicas

Generador de Forma de onda de tensión.

Generador de Forma de onda corriente.

Medición de referencia


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FIGURA 10 - Posiciones de la caja de empaque final

TABLA 1 - Designación de la forma típica de medidores para sistemas interactivos de medición.

Designación de la

forma

Estatores Circuito de

corriente Número de hilos del

circuito Figura

1 S 12 S 16 S

1 2 3

1 2 3

2 3

4 estrella

5 6 6

TABLA 2 - Designación de la forma típica para sistemas de infraestructura avanzada de medición.

Designación de la

forma

Estatores Circuito de

corriente Número de hilos del

circuito Figura

1 S 9 S

12 S 16 S

1 3 2 3

1 3 2 3

2 4 delta y estrella

3 4 estrella

5 5 6 6

Cara 1 Cara 6

Filo 1-2

Cara 2

Unión de la caja

Esquina 2-3-5

Cara 3

Cara 5

Cara 4


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TABLA 3 - Condiciones de prueba

Cantidad de influencia Valor de referencia Tolerancia permisible

Forma de onda Senoidal distorsión (t.h.d.)< 3 %

Temperatura ambiente 23 °C +/- 2 °C

Tensión Nominal +/- 1 %

Corriente De prueba +/- 1 %

Factor de potencia unitario +/- 2 °

Frecuencia 60 Hz +/- 1 Hz

TABLA 4 - Valores de corriente de arranque, corriente mínima, corriente nominal y corriente máxima que deben cumplir los medidores

Clase del medidor

Corriente de arranque (A)

Corriente

mínima (A) Corriente

nominal (A)

Corriente

máxima (A)

2.5 (20) 0.010 0.125 2.5 20

15.0 (100) 0.050 0.75 15.0 100

30.0 (200) 0.100 1.5 30.0 200

TABLA 5 - Cantidades de influencia en la energía, medidor con cargas balanceadas

Cantidades de influencia

Valor de corriente

FP

Límite de variación en % de error

kWh Clase

0.2 Clase

0.5 Tensión del circuito de medición ± 10 %

Imín < I < Imáx

0.1 Inom < I < Imáx 1.0

0.5 atrás

0.1 0.2

0.2 0.4

Variación de frecuencia ± 2 % Imín < I < Imáx

0.1 Inom < I < Imáx 1.0

0.5atrás 0.1 0.1

0.2 0.2

Secuencia de fase invertida

0.1 Inom 1.0 0.05

0.1

Tensión desbalanceada

Inom 1.0 0.5

1.0

Tensión auxiliar ± 15 %

Imín 1.0 0.05

0.1

Continúa…


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Continuación…

Fase de la tensión auxiliar defasado 120 °

Imín 1.0 0.1

0.2

Componentes armónicas en los circuitos de tensión y corriente

0.5 Imax 1.0 0.4

0.5

Subarmónicas en el circuito de corriente

0.5 In 1.0 0.6

1.5

Inducción magnética continua de origen externo

Inom 1.0 2.0

2.0

Inducción magnética alterna de origen externo 0.5 mT.

Inom 1.0 0.5

1.0

Campos electromagnéticos de radio frecuencia

Inom 1.0 1.0

2.0

Disturbios conducidos, y campos inducidos por radio frecuencia

Inom 1.0

1.0

2.0

Transitorios rápidos

In 1.0 1.0

2.0

Inmunidad de ondas oscilatorias amortiguadas

In 1.0 1.0

2.0

Efecto de la variación de tensión para medidores con autorango (Únicamente en Wh conFP 1.0) 120 V Imín < I < Imáx 1.0 Referencia Referencia

90 % Vmín

Imín < I < Imáx 1.0 0.1

0.2

Vmín Imín < I < Imáx 1.0 0.1 0.2

240 V Imín < I < Imáx 1.0 0.1 0.2

277 V

Imín < I < Imáx 1.0 0.1 0.2

480 V

Imín < I < Imáx 1.0 0.1 0.2

110 % Vmáx

Imín < I < Imáx 1.0 0.1 0.2

TABLA 6 - Coeficiente de temperatura (kWh)

Valor de corriente

Factor de potencia

Coeficiente medio de temperatura %/K

Clase 0.2

Clase 0.5

Imín ≤ I ≤ Imax

1.0 0.01

0.03

0.1In ≤ I ≤ Imax

0.5 atrasado 0.02

0.05


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TABLA 7 - Corrientes de prueba para clase 2.5(20)

Intervalo de corriente (A) Corrientes de prueba (A)

Imín ≤ I≤ Imáx 0.125; 0.25; 1.5; 2.5; 5.0; 10.00; 15.0; 20.0 0.1In ≤ I ≤ Imáx 0.25; 1.5; 2.5; 5.0; 10.00; 15.0; 20.0

TABLA 8 - Corrientes de prueba para clase 15(100)



TABLA 9 - Corrientes de prueba para clase 30(200)



TABLA 10 - Límites de exactitud

Parámetros Clase

Energía Demanda Instantáneos

0.2 0.5 0.2 0.5 0.2 0.5

kW 0.2 0.5 0.2 0.5 0.4 0.7

Kvar 0.5 1.0 0.4 0.7 0.4 0.7

V - - - - - - - - 0.4 0.7

A - - - - - - - - 0.4 0.7


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TABLA 11 - Límite de porcentaje de error de registro integrador de energía unidireccional y bidireccional medidor con cargas balanceadas.

Variable

Valor de corriente

Ángulo de fase (grados)

Límite de error en porciento

Clase 0,2

Clase 0,5

Wh

0.01 Inom < I< 0.05 Inom 0 ± 0.4 ± 1.0

0.05 Inom < I < Imáx 0 ± 0.2 ± 05

0.02 Inom < I< 0.1 Inom - 60 y + 60 ± 0.5 ± 1.0

0.1 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.3 ± 0.6

varh

0.01 Inom < I < 0.05 Inom - 90 y + 90 ± 1.0 ± 2.0

0.05 Inom < I < Imáx - 90 y + 90 ± 0.5 ± 1.0

0.01 Inom < I < 0.05 Inom - 30 y + 30 ± 1.0 ± 2.0

0.05 Inom < I < Imáx - 30 y + 30 ± 0.6 ± 1.2

Inom=corriente nominal Imín=corriente mínima Imáx=corriente máxima

TABLA 12 - Curva de carga a tensión nominal y ángulo de fase cero grados en forma unidireccional y bidireccional

Condición

Corriente (clase), en A Límites de error en porciento 2.5

(20) 15.0 (100)

30.0 (200)

Corriente de prueba (A) Clase 0.2 Clase 0.5

1 0.025 0.15 0.30 ± 0.4 ± 1.0

2 0.125 0.75 1.5 ± 0.4 ± 1.0

3 0.25 1.5 3.0 ± 0.2 ± 0.5

4 1.5 10.0 20.0 ± 0.2 ± 0.5

5 2.5 15.0 30.0 ± 0.2 ± 0.5

6 5.0 30.0 60.0 ± 0.2 ± 0.5

7 10.0 50.0 100.0 ± 0.2 ± 0.5

8 15.0 75.0 150.0 ± 0.2 ± 0.5

9 18.0 90.0 180.0 ± 0.2 ± 0.5

10 20.0 100.0 200.0 ± 0.2 ± 0.5


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TABLA 13 - Límites de porcentaje de error de registro integrador de demanda en intervalos de 15 min para pantalla y 5 min para memoria masiva

Variable

Valor de corriente


Límite de error en por ciento

Clase 0.2

Clase 0.5

Watt

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.2 ± 0.5

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.3 ± 0.6

var

0.10 Inom < I < Imáx - 90 y + 90 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 30 y + 30 ± 0.6 ± 1.2

TABLA 14 - Límites del porcentaje de error de registro instantáneo en un segundo

Variable

Valor de corriente Ángulo de fase

(grados) Límites de error en porciento

Clase 0.2

Clase 0.5

W

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.6 ± 1.2

var

0.10 Inom < I < Imáx - 90 y + 90 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 30 y + 30 ± 0.6 ± 1.2

VA

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.6 ± 1.2

A

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.6 ± 1.2

V

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.6 ± 1.2

FP 0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 1.0 ± 2.0

Hz

0.10 Inom < I < Imáx 0 ± 0.1 Hz ± 0.1 Hz

0.10 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.15 Hz ± 0.15 Hz


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TABLA 15 – Pérdidas en el medidor

Circuito de: Pérdidas máximas permitidas

Tensión 2 W y 10 VA

Corriente 1VA

TABLA 16 - Influencia del autocalentamiento - Límites de tolerancia en el error

Valor de corriente (A)

Factor de potencia

Límites de variación en % de error

Clase 0.2 Clase 0.5

Imáx

1.0 0.1 0.2

Imáx

0.5 atrasado 0.1 0.2

TABLA 17 - Prueba de caída durante el transporte

Posición Esquina, filo o cara de impacto

Esquina 2-3-5

Filo 3-5

Filo 2-3

Filo 5-2

Cara 5

Cara 6

Cara 2

Cara 4

Cara 3

Cara 1


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18 A – Pruebas al 100 % del lote

Puntos de prueba en calibración Wh y varh unidireccional o (bidireccional)

Corrientes de prueba Ángulo de fase Tensión Nominal % Error Máximo % Error Máximo

10 % Corriente nom Wh 0 (180 °) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. (Wh) 0 (180 °) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. (Wh) -60 ° (120 °) 120 ó 240 0.3 0.6

Corriente nom. (varh) -30 ° /150) 120 ó 240 0.6 1.2

Corriente nom. (varh) -90 ° (90 °) 120 ó 240 0.5 1.0

18 B- Pruebas con muestreo, inspección normal nivel II

Inspección visual

Corriente de arranque

Deslizamiento

Puntos de prueba en calibración energía activa Wh unidireccional o (bidireccional)

Corriente de prueba Ángulo de Fase Tensión Nominal % Error Máximo 0.2 % Error Máximo 0.5

Corriente min. 0 (180 °) 120 ó 240 0.4 1.0

Corriente 0.1 Inom 0 (180 °) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. 0 (180 °) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente máx. 0 (180 °) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. -60 ° (120 °) Tensión nom. 0.3 0.6

Corriente nom. 60 ° (240 °) Tensión nom. 0.3 0.6

Corriente nom. 0 (180 °) Tensión mín. ** 0.2 0.5

Corriente nom. 0 (180 °) Tensión máx. ** 0.2 0.5

18 B Cont. Pruebas con muestreo, inspección reducida nivel II para pruebas de energía reactiva (varh)

Puntos de prueba en calibración unidireccional o (bidireccional )

Corriente de prueba Ángulo de Fase Tensión Nominal % Error Máximo 0.2 % Error Máximo 0.5

Corriente 10 % Inom -30 ° y -90 ° (150 ° y 90 °)

120 ó 240

De acuerdo a la tabla 11. Corriente máx. -30° y -90 ° (150 y 90 °)

120 ó 240

Corriente nom. -30 ° y -90 ° (150 y 90 °])

Tensión nom.

NOTA: ** Para medidores con valores fijos de o peración; tensión mínima = 0.9 tensión nominal y tensión máxima = 1.1 tensión

nominal. Para medidores de intervalo de operación de 120 V a 480 V, tensión mínima = 108 V, tensión máxima = 524 V.


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18 C - Pruebas con muestreo, inspección especial s-4 para las pruebas:

Auto diagnostico

Integración en pantalla

Demandas (W) en 4 subintervalos de uno o dos minutos cada uno

Corrientede prueba Ángulo de fase Tensión nominal % Error máximo 0.2 % Error máximo 0.5

Corriente nom. 0 Tensión nom. 0.2 0.5 Corriente nom. -60 Tensión nom. 0.3 0.6 Corriente nom. 60 Tensión nom. 0.2 0.5

TABLA 19 - Protocolo de pruebas de aceptación para sistemas de infraestructura avanzada de medición por el LAPEM con un NCA del 0.65 %.

19A - Pruebas al 100% del lote.

Inspección visual

Puntos de prueba en calibración Wh y varh unidireccional o (bidireccional)

Corriente de prueba

Ángulo de fase Tensión nominal % Error máximo 0.2 % Error máximo0.5

10 % Corriente nom. 0 (180°) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. 0 (180°) 120 ó 240 0.2 0.5

Corriente nom. - 60° (120°) 120 ó 240 0.3 0.6

10 % Corriente nom. -30° (150°) 120 ó 240 0.6 1.2

Corriente nom. -30° (150°) 120 ó 240 0.6 1.2

10 % Corriente nom. -90° (90°) 120 ó 240 0.5 1.0

Corriente nom. -90° (90°) 120 ó 240 0.5 1.0

19B - Pruebas con muestreo, inspección normal nivel II.

Nivel de calidad aceptable (NCA) = 0.65 %

Puntos de prueba en calibración energía activa Wh unidireccional o (bidireccional)

Corriente de prueba Ángulo de fase Tensión nominal % Error máximo 0.2 %Error máximo 0.5

Corriente mín. 0 (180°) 120 ó 240 0.4 1

Corriente 0.1 Inom. 0 (180°) 120 ó 240 0.2 0.5

Continúa…


(SIIAMEE)


67 de 68

120216 Rev 150121

Continuación…

NOTA: ** Para medidores con valores fijos de operación; tensión mínima = 0.9 tensión nominal y tensión máxima = 1.1

tensión nominal. Para medidores de intervalo de operación de 120 V a 480 V, tensión mínima = 108 V, tensión máxima = 524 V .

19C - Pruebas con muestreo, inspección reducida nivel II.

Nivel de calidad aceptable (NCA) = 0.65 %

Corriente de arranque

Deslizamiento

Puntos de prueba en calibración (unidireccional o bidireccional) demanda (W) en 4 subintervalos de uno o d os minutos cada uno

Corriente de prueba

Ángulo de fase Tensión nominal %Error máximo 0.2 % Error máximo 0.5

Corriente nom. 0 (180°) Tensión nom. 0.2 0.5

Corriente nom. - 60°(120°) Tensión nom. 0.3 0.6

Corriente nom. 60°(240°) Tensión nom. 0.3 0.6

Corriente nom. 0(180°) Tensión mín. ** 0.2 0.5

Corriente nom. 0(180°) Tensión máx. ** 0.2 0.5

NOTA: ** Para medidores con valores fijos de operación; tensión mínima = 0.9 tensión nominal y tensión máxima = 1.1

tensión nominal. Para medidores de intervalo de operación de 120 V a 480 V, tensión mínima = 108 V, tensión máxima = 524 V.

Corriente nom. 0 (180°) 120 ó 240 0.2 0.5 Corriente máx. 0 (180°) 120 ó 240 0.2 0.5 Corriente nom. - 60°(120°) Tensión nom. 0.3 0.6 Corriente nom. 60° (240°) Tensión nom. 0.3 0.6 Corriente nom. 0 (180°) Tensión mín. ** 0.2 0.5 Corriente nom. 0 (180°) Tensión máx. ** 0.2 0.5

TABLA 19B Cont. - Puntos de prueba en calibración (unidireccional o bidireccional) energía reactiva (varh).

Corriente de prueba Ángulo de fase Tensión nominal % Error máximo 0.2 %Error máximo 0.6

Corriente mín. -30° y -90° (150° y 90°)

120 ó 240

1.0

2.0

Corriente 0.1 Inom -30° y -90° (150° y 90°)

120 ó 240

De acuerdo a la tabla 11

Corriente máx. -30° y -90° (150° y 90°)

120 ó 240

Corriente nom. -30° y -90° (150° y 90°)

Tensión nom.

Corriente nom. -30° y -90° (150° y 90°)

Tensión mín. **

Corriente nom. -30° y -90° (150° y 90°)

Tensión máx. **

COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD CARACTERISTICAS PARTICULARES PARA: SISTEMA INE TERACTIVO Y DE INFRAESTUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA (SIIAMEE)

Correspondiente a la especificación CFE GH00-09

68 de 68

120216 Rev 150121

CPE

- 47

2

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(SIIAMEE)

ESPECIFICACIÓN

CFE GWH00-09

1 de 2

120216 Rev 150121

FE DE ERRATAS

En la página 1 de 68, en el capítulo 2 CAMPO DE APLICACIÓN DICE: … corriente alterna de clase de exactitud 2.2 y 0.5 la interfaz entre el centro de control y el medidor… DEBE DECIR: …corriente alterna de clase de exactitud 0.2 y 0.5 la interfaz entre el centro de control y el medidor… En la página 1 de 68, en el capítulo 3 NORMAS DE APLICAN DICE: IEC 60068-2-6-2007 Environmental Teting- Part 2-6: Tests. Test Fc: Vibration

(Sinusoidal). DEBE DECIR: IEC 60068-2-6-2007 Environmental Testing- Part 2-6: Tests. Test Fc: Vibration

(Sinusoidal). En la página 1 de 68, en el capítulo 3 NORMAS DE APLICAN DICE: IEC 600068-2-27-2008 Environmental Tenting- Part 2-6: Tests. Test Ea anda Guidance:

Shock. DEBE DECIR: IEC 60068-2-27-2008 Environmental Testing- Part 2-6: Tests. Test Ea and Guidance:

Shock.


(SIIAMEE)

ESPECIFICACIÓN

CFE GWH00-09

2 de 2

120216 Rev 150121

En la página 62 de 68, en la TABLA 11 - Límite de porcentaje de error de registro integrador de energía unidireccional y bidireccional medidor con cargas balanceadas.

DICE:

Variable

Valor de corriente



Clase 0,2

Clase 0,5

Wh

0.01 Inom < I< 0.05 Inom 0 ± 0.4 ± 1.0

0.05 Inom < I < Imáx 0 ± 0.2 ± 05

0.02 Inom < I< 0.1 Inom - 60 y + 60 ± 0.5 ± 1.0

0.1 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.3 ± 0.6

DEBE DECIR:

Variable

Valor de corriente



Clase 0.2

Clase 0.5

Wh

0.01 Inom < I< 0.05 Inom 0 ± 0.4 ± 1.0

0.05 Inom < I < Imáx 0 ± 0.2 ± 0.5

0.02 Inom < I< 0.1 Inom - 60 y + 60 ± 0.5 ± 1.0

0.1 Inom < I < Imáx - 60 y + 60 ± 0.3 ± 0.6

mÉxico - cfelapem.cfe.gob.mx/normas/pdfs/n/gwh00-09.pdf · medidores eléctricos para el consumo...

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