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MÉXICO

SISTEMA DE INFRAESTRUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN (AMI)

ESPECIFICACIÓN CFE G0100-05

ABRIL 2015 REVISA Y SUSTITUYE A LA EDICIÓN DE OCTUBRE 2008


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

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C O N T E N I D O

1 OBJETIVO __________________________________________________________________________________ 1

2 CAMPO DE APLICACIÓN ______________________________________________________________________ 1

3 NORMAS QUE APLICAN ______________________________________________________________________ 1

4 DEFINICIONES ______________________________________________________________________________ 3

4.1 Carga ______________________________________________________________________________________ 3

4.2 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición (AMI) ____________________________________________ 3

4.3 Centro de Gestión AMI ________________________________________________________________________ 3

4.4 Medios de Comunicación _____________________________________________________________________ 3

4.5 Módulo o Medio de Recolección de Datos y Control _______________________________________________ 3

4.6 Gabinete de Medidores _______________________________________________________________________ 4

4.7 Instrumento Indicador de Consumo (Display) _____________________________________________________ 4

4.8 Clase de Exactitud ___________________________________________________________________________ 4

4.9 Corriente de Arranque ________________________________________________________________________ 4

4.10 Corriente Máxima (Imáx) ______________________________________________________________________ 4

4.11 Corriente Mínima (Imín) _______________________________________________________________________ 4

4.12 Corriente Nominal (In) ________________________________________________________________________ 4

4.13 Energía Activa ______________________________________________________________________________ 4

4.14 Energía Reactiva ____________________________________________________________________________ 4

4.15 Demanda ___________________________________________________________________________________ 4

4.16 Consumo ___________________________________________________________________________________ 4

4.17 Deslizamiento _______________________________________________________________________________ 5

4.18 Exactitud de Medida __________________________________________________________________________ 5

4.19 Calibración _________________________________________________________________________________ 5

4.20 Clase de Medidor ____________________________________________________________________________ 5

4.21 Distorsión Armónica _________________________________________________________________________ 5

4.22 Variaciones de Voltaje de Larga Duración: _______________________________________________________ 5

4.23 Factor de Distorsión o Distorsión Total de Armónicas (T.H.D.) _______________________________________ 5

4.24 Registro Electrónico _________________________________________________________________________ 5

4.25 Elemento ___________________________________________________________________________________ 5


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4.26 Interfaz ____________________________________________________________________________________ 6

4.27 Firmware ___________________________________________________________________________________ 6

4.28 Repetibilidad de Medida ______________________________________________________________________ 6

4.29 Pulso ______________________________________________________________________________________ 6

4.30 Pruebas de Aceptación _______________________________________________________________________ 6

4.31 Base de Tiempo _____________________________________________________________________________ 6

4.32 Patrón de Medida ____________________________________________________________________________ 6

4.33 Porciento de Registración _____________________________________________________________________ 6

4.34 Porciento de Error ___________________________________________________________________________ 6

4.35 Carga Alta __________________________________________________________________________________ 6

4.36 Carga Inductiva _____________________________________________________________________________ 6

4.37 Carga Baja _________________________________________________________________________________ 7

4.38 Registración ________________________________________________________________________________ 7

4.39 Constante del Medidor (Kh)____________________________________________________________________ 7

4.40 Constante de Prueba (Kt) _____________________________________________________________________ 7

4.41 Programa de Tareas __________________________________________________________________________ 7

4.42 Sistema Informático de Gestión AMI (SIG-AMI) ____________________________________________________ 7

4.43 Red SCADA (del inglés Supervisory Control And Data Acquisition) __________________________________ 7

4.44 Red Área Vecindaria NAN (del inglés Neighbourhood Área Network) _________________________________ 7

4.45 Red Área de Campo FAN (del inglés Field Area Network) __________________________________________ 7

4.46 Red Área Amplia WAN (del inglés Wide Area Network) ____________________________________________ 8

4.47 Medidor Autocontenido _______________________________________________________________________ 8

4.48 Medidor de Energía __________________________________________________________________________ 8

4.49 Medidor Patrón ______________________________________________________________________________ 8

4.50 Medidor Tipo “S” (Socket) _____________________________________________________________________ 8

4.51 Medidor Tipo Gabinete _______________________________________________________________________ 8

4.52 Pantalla ____________________________________________________________________________________ 8

4.53 Carga Nominal ______________________________________________________________________________ 8

4.54 Clase del Medidor ____________________________________________________________________________ 8

4.55 Escalabilidad _______________________________________________________________________________ 8


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4.56 Forma del Medidor ___________________________________________________________________________ 9

5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS _________________________________________________________________ 8

6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES _______________________________________________ 9

6.1 Alcance del Suministro _______________________________________________________________________ 9

6.2 Centro de Gestión AMI _______________________________________________________________________ 11

6.3 Medios de Comunicación ____________________________________________________________________ 15

6.4 Gabinete de Medidores ______________________________________________________________________ 17

6.5 Medidor ___________________________________________________________________________________ 19

6.6 Instrumento Indicador de Consumo (Display) para Medidores Tipo Gabinete __________________________ 31

6.7 Adaptador de Medidores Tipo Gabinete para Mesa de Pruebas _____________________________________ 32

7 CONDICIONES DE OPERACIÓN _______________________________________________________________ 32

7.1 Características de Funcionamiento del Sistema __________________________________________________ 32

7.2 Instrumento Indicador de Consumo (Display) para Medidores Tipo Gabinete __________________________ 32

8 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE ________________________________________________ 32

9 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL ____________________________________________________ 32

10 CONTROL DE CALIDAD _____________________________________________________________________ 32

10.1 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición ________________________________________________ 33

10.2 Pruebas Prototipo __________________________________________________________________________ 34

10.3 Pruebas de Rutina __________________________________________________________________________ 54

10.4 Verificación de Medidores en Campo ___________________________________________________________ 60

11 MARCADO ________________________________________________________________________________ 60

11.1 Marcado de Componentes del Sistema _________________________________________________________ 60

12 EMPAQUE Y EMBARQUE ____________________________________________________________________ 63

12.1 Empaque __________________________________________________________________________________ 63

12.2 Embarque _________________________________________________________________________________ 63

13 BIBLIOGRAFÍA _____________________________________________________________________________ 60

14 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES __________________________________________________________ 65


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APÉNDICE A Nomenclatura de los sellos y medidores de energía eléctrica ____________________________________ 66

APÉNDICE B Especificación de interfaces Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI)-Sicom-Sicoss (rev 02) ________ 68

APÉNDICE C Tabla de funciones _______________________________________________________________________ 88

APÉNDICE D Tabla de parámetros______________________________________________________________________ 94

APÉNDICE E Tarifa horaria y registro de demanda ________________________________________________________ 97

TABLA 1 - Límites de exactitud __________________________________________________________________________ 37

TABLA 2 - Valores de corriente de arranque, corriente mínima, corriente nominal y corriente máxima

que deben cumplir los medidores multifunción____________________________________________________ 37

TABLA 3 - Corrientes de prueba para clase 2.5 (20) _________________________________________________________ 37

TABLA 4 - Corrientes de prueba para clase 15 (100) _________________________________________________________ 37

TABLA 5 - Corrientes de prueba para clase 30 (200) _________________________________________________________ 37

TABLA 6 - Curva de carga a tensión nominal y ángulo de fase cero grados _____________________________________ 38

TABLA 7 - Límite de porcentaje de error de registro integrador de energía, medidor con cargas balanceadas _________ 38

TABLA 8 - Límites de porcentaje de error de registro integrador de demanda en intervalos de 15 min

con Subintervalos de 5 min para pantalla y 5 min para memoria masiva _______________________________ 39

TABLA 9 - Límites del porcentaje de error de registro instantáneo en un segundo ________________________________ 39

TABLA 10 - Cantidades de influencia en la energía __________________________________________________________ 40

TABLA 11- Coeficiente de temperatura (kWh) ______________________________________________________________ 41

TABLA 12 - Condiciones de referencia _____________________________________________________________________ 42

TABLA 13 - Límites de tolerancia en el error ________________________________________________________________ 44

TABLA 14 - Altura caída libre durante el transporte __________________________________________________________ 52

TABLA 15 - Prueba de caída durante el transporte ___________________________________________________________ 53

TABLA 16 - Protocolo de pruebas de rutina _________________________________________________________________ 56

TABLA 17 - Protocolo de pruebas de aceptación por LAPEM con NCA del 0.65 % _________________________________ 58


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FIGURA 1 - Diagrama esquemático de sistemas de Infraestructura Avanzada de Medición ________________________ 10

FIGURA 2 - Montaje y dimensiones de terminales para medidores desmontables de un estator y

varios estatores con 4 y 8 terminales ___________________________________________________________ 25

FIGURA 3 - Posiciones de la caja de empaque final _________________________________________________________ 52

FIGURA 3A - Conjunto de superficies que se proyectan dentro de la base enchufe para medidores de

8 terminales y de 13 y 15 terminales ___________________________________________________________ 26

FIGURA 3B - Dimensiones sugeridas para biseles de las bayonetas de corriente del medidor _______________________ 27

FIGURA 4 - Conjunto de cubiertas redondas para medidores tipo "S" de un elemento y varios elementos ___________ 28

FIGURA 5 - Conexiones internas para medidores formas 1S Y 9S (vistas frontales) ______________________________ 29

FIGURA 6 - Conexiones internas para medidores formas 12S y 16S (vistas frontales) ____________________________ 29

FIGURA 7 - Identificación de la posición de las mordazas de la base enchufe (vista frontal de la base) ______________ 30


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1 OBJETIVO Establecer las características, pruebas y condiciones que debe satisfacer los componentes del sistema de infraestructura avanzada de medición (AMI), instalados en bases socket o en el sistema de medición de energía eléctrica centralizada en gabinete (SMCG) clase de exactitud 0.2 y 0.5. 2 CAMPO DE APLICACIÓN

Aplica al sistema de infraestructura avanzada de medición (AMI) y sus componentes que se adquieren por Comisión Federal de Electricidad (CFE), para su utilización en procesos de distribución y comercialización; para medir la energía eléctrica con fines de lectura, conexión y desconexión de forma remota para facturación y monitoreo del suministro de la energía eléctrica. 3 NORMAS QUE APLICAN NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

NMX-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-J-529-ANCE-2012 Grados de Protección Proporcionados por los Envolventes

(Código IP) NMX-Z-12-2-1987 Muestreo para la Inspección por Atributos - Parte 2: Métodos de

Muestreo, Tablas y Gráficas. NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario Internacional de Metrología- Conceptos fundamentales

y generales, términos asociados (VIM). IEC 60068-2-1-2007 Environmental testing - Part 2-1: Test - test A: Cold. IEC 60068-2-2-2007 Basic Environmental Testing Procedures - Part 2: Test, Test B: Dry

Heat. IEC 60068-2-5-2010 Environmental Testing - Part 2-5: Test- Test Sa: Simulated Solar

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

(Sinusoidal). IEC 60068-2-27-2008 Environmental Testing - Part 2 Tests - Test Ea. and Guidance:

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

cyclic (12h + 12 h cycle). IEC 60068-2-75-1997 Environmental Testing - Part 2-: Tests - Test Eh: Hammer Test. IEC 60529-2013 Degrees of Protection Provided by Enclosures (IP Code).


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IEC 60695-2-11-2014 Fire Hazard Testing - Part 2-11: Glowing/Hot-Wire Based Test

Methods - Glow - Wire Flammability Test Method for End - Products. (GWEPT).

IEC 61000-2-3-2008 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-3: Testing and

Measurement Techniques - Radiated, Radio Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test.


Measurement Techniques - Electrostatic Discharge Immunity Test. IEC 61000-4-4-2004 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-4: Testing and

Measurement Techniques - Electrical Fast Transient/Burst Immunity Test.


Measurement Techniques - Surge Immunity Test.

IEC 61000-4-6-2007 Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-5: Testing and Measurement Techniques – Immunity to Conducted Disturbance, Induced by Radio Frequency Fields.


Measurement Techniques - Ring Wave Immunity Test. IEC 61968-9-2013 Application Integration at Electric Utilities - System Interfaces for

Distribution Management - Part 9: Interfaces for Meter Reading and Control.

IEC 61970-301-2013 Energy Management System Application Program Interface

(EMS-API) - Part 301: Common Information Model (CIM) Base. IEC 61970-501-2006 Energy management System Application Program Interface

(EMS-API) - Part 501: Common Information Resource Description Framework (CIM RDF) Schema.

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)

IEC/TS 62351-3-2007 Power Systems Management and Associated Information

Exchange - Data and Communications Security - Part 3: Communication Network and System Security - Profiles Including TCP/IP.

NRF-001-CFE-2007 Empaque, Embalaje, Embarque, Transporte, Descarga, Recepción

y Almacenamiento de Bienes Muebles Adquiridos por CFE. NRF-071-CFE-2010 Sistemas de Protección Anticorrosiva para Equipo Eléctrico

Instalado a la Intemperie.


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CFE DCMIARAS-2013 Instalación de la Medición al Inicio de la Acometida en Red Aérea y

Subterránea. CFE G0000-94-2008 Aros de Seguridad, Perno - Candado y Perno - Receptáculo para

Watthorímetro. CFE L0000-15-2012 Colores Normalizados.

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 Carga Es la potencia eléctrica absorbida o transmitida en todo instante por una instalación eléctrica o por un elemento específico de cualquier instalación. 4.2 Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición (AMI)

Es un sistema de medición integrado por los siguientes componentes:

a) Centro de Gestión AMI.

b) Medios de comunicación.

c) Módulo o medios de recolección de datos y control.

d) Gabinete de medidores.

e) Medidor.

f) Instrumento Indicador de consumo (Display). 4.3 Centro de Gestión AMI Es el hardware y software que contiene el sistema informático de gestión (SIG-AMI) que administra la operación del sistema y se encuentra generalmente instalado en oficinas divisionales de distribución de CFE. 4.4 Medios de Comunicación La transmisión de los datos del sistema puede ser por vía alámbrica si la red existe o bien inalámbrica u óptica (PLC, RF, entre otros). 4.5 Módulo o Medio de Recolección de Datos y Control Es el medio que tiene la función de ser la interface entre los medidores y el centro de Gestión AMI, puede estar integrado por más de un elemento.


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4.6 Gabinete de Medidores Este gabinete aloja varios medidores, tiene comunicación con los indicadores de consumo y contiene módulos de adquisición y transmisión de datos hacia el gabinete de recolección de datos y control. 4.7 Instrumento Indicador de Consumo para sistema de medición centralizada en gabinete Es el medio a través del cual se presenta en forma visual el registro de los parámetros eléctricos e información al usuario. 4.8 Clase de Exactitud El número que indica los límites del porciento de error permisible a la lectura, para todos los valores descritos en la tabla correspondiente a factor de potencia unitario, cuando el medidor se prueba bajo condiciones de referencia. 4.9 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. 4.10 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. 4.11 Corriente Mínima (Imín) Es el valor mínimo de corriente que debe satisfacer los requerimientos de exactitud de esta especificación. 4.12 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. 4.13 Energía Activa Es la integral de la potencia activa con respecto al tiempo. 4.14 Energía Reactiva Es la integral de la potencia reactiva con respecto al tiempo. 4.15 Demanda Es el valor medio de la potencia o una cantidad relacionada sobre un intervalo de tiempo especificado. 4.16 Consumo Es el valor de la integral de la variable medida con respecto al tiempo para un intervalo cualquiera.


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4.17 Deslizamiento Acumulación continua de energía en un medidor aplicando solamente la tensión. 4.18 Exactitud de Medida Aptitud del medidor para dar indicaciones próximas al valor verdadero de la magnitud medida. 4.19 Calibración Comparación de la indicación del medidor bajo prueba, contra la obtenida en un patrón de referencia. 4.20 Clase de Medidor La corriente máxima en amperes a la cual el medidor debe operar en forma continúa. 4.21 Distorsión Armónica Representación matemática de la deformación de la onda senoidal. 4.22 Variaciones de Voltaje de Larga Duración Son aquellas ondas de voltaje cuyo valor eficaz cambia respecto al valor nominal con una duración mayor a un minuto, y se clasifican en: Interrupción Sostenida: Perturbación que produce la pérdida total de la onda de voltaje por un tiempo mayor a un minuto, y necesita de una intervención de una persona u operador para restablecer el servicio eléctrico.

Bajo Voltaje: Es una disminución del valor de voltaje por debajo del 90 % con una duración mayor a un min. Sobre Voltaje: Aumento de la magnitud de voltaje por arriba del 110 % con una duración mayor a un min. 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 Registro Electrónico Un circuito electrónico donde se almacenan datos para su presentación en pantalla o recuperación de datos a través de una interfaz. 4.25 Elemento Es la combinación de señales de tensión y corriente de entrada censadas, 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 término elemento es también referido como estator.


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4.26 Interfaz El medio para transmitir información entre el indicador de consumo, medidores, gabinete de medidores, módulo o medio de recolección de datos y control, sistema informático de Gestión AMI, así como entre el sistema informático de Gestión AMI de medidores y el sistema de facturación de CFE. 4.27 Firmware Programa de control almacenado en una memoria de sólo lectura (ROM) considerado a ser parte integral de un dispositivo electrónico, que no se puede cambiar de su medio ambiente de operación. 4.28 Repetibilidad de Medida Proximidad entre las indicaciones o los valores medidos obtenidos en mediciones repetidas bajo condiciones específicas expresado numéricamente mediante medidas de dispersión como la desviación estándar. 4.29 Pulso Cambio de estado de una señal eléctrica que manifiesta un evento o información. 4.30 Pruebas de Aceptación Pruebas para demostrar el grado de cumplimiento del medidor, con los requerimientos de CFE. 4.31 Base de Tiempo Un sistema de tiempo basado en la frecuencia de la línea u otra fuente de tiempo de referencia. 4.32 Patrón de Medida Se utiliza de referencia, cuyos valores son tomados como base para determinar el porciento de error de un medidor de energía bajo prueba. 4.33 Porciento de Registración Es la relación de registro del medidor al valor verdadero de la cantidad medida en un tiempo específico, expresado como porcentaje. 4.34 Porciento de Error La diferencia entre el porciento de registración y 100 %. 4.35 Carga Alta Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 100 % de la corriente nominal y a 100 % de factor de potencia (FP). 4.36 Carga Inductiva Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 100 % de la corriente nominal y a 50 % de FP.


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4.37 Carga Baja Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 10 % de la corriente nominal y a 100 % de FP. 4.38 Registración La cantidad de energía eléctrica registrada por el medidor y mostrada en el indicador de consumo. 4.39 Constante del Medidor (Kh) Es la expresión de la relación entre la energía aplicada al medidor y un pulso de salida del medidor expresada en Watthora por pulso. 4.40 Constante de Prueba (Kt) Una Kh específica determinada por el usuario para realizar pruebas de exactitud que determine el % de error del medidor. 4.41 Programa de Tareas

Es la configuración de programas calendarizados de acciones para la gestión de las funciones de medidores.

4.42 Sistema Informático de Gestión AMI (SIG-AMI) Software que administra la operación remota del sistema de medición de infraestructura avanzada de energía eléctrica. 4.43 Red SCADA (del inglés Supervisory Control And Data Acquisition) Es un sistema de control que permite monitorear en tiempo real y operar equipos de seccionamiento remotos mediante telecomando; a su vez, proporciona la información del proceso a diversos usuarios: operadores, supervisores de control de calidad, supervisión y mantenimiento. Típicamente, consiste de una o más unidades de control maestras (UCM) y unidades terminales remotas (UTR) enlazadas a través de uno o varios sistemas de comunicaciones y protocolos. 4.44 Red Área Vecindaria NAN (del inglés Neighbourhood Área Network) Está identificada como red de medidores que deben comunicarse entre sí haciendo una malla (Mesh) hasta llegar a ser captados por un módulo o medio recolector de datos, consiste de uno o varios dispositivos integrados a un punto para acceso que cubre un área geográfica. Tanto los medidores como el colector de datos cuentan con comunicación remota que permite el enlace entre ellos. Los medios de comunicación que pueden utilizarse en esta red son: inalámbricos: radiofrecuencia en topología malla (Mesh) o alambrados a través de la red eléctrica: PLC o BPL. 4.45 Red Área de Campo FAN (del inglés Field Area Network) Este término es aplicado a las redes de comunicación que son usadas para enlazar varios dispositivos que están localizados en el campo, que incluye módulos o medios de recolección de datos y control, equipos de control y protecciones y equipos de subestaciones. Esta red sería la red de distribución integrada por dispositivos con tecnología de radiofrecuencia en malla. En esta red también es posible utilizar comunicación PLC o BPL, tomando en cuenta los requerimientos operativos de la empresa eléctrica.


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4.46 Red Área Amplia WAN (del inglés Wide Area Network). Es una red geográficamente dispersa, está formada por varias redes de área local. Los dispositivos conocidos como ruteadores conectan las redes de área local para integrar una red WAN. Esta tipo de red es el enlace entre el Sistema Informático de Gestión y varios módulos o medios de recolección de datos y control que están dentro de la red FAN. Para este caso la red de fibra óptica, que tiene la CFE, integra la red WAN en la estructura de comunicaciones propuesta. 4.47 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. 4.48 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 kWh. 4.49 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. 4.50 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). 4.51 Medidor tipo Gabinete Medidor que cuenta con los elementos de: conexión y guía para ser insertados en gabinetes, en arreglos desde 12 hasta 24 fases de medición. 4.52 Pantalla Medio para presentar en forma visual, la cantidad medida o calculada; o cualesquier otra información. 4.53 Carga Nominal Condición de prueba de un medidor realizada a tensión nominal, 100 % de la corriente nominal y FP unitario. 4.54 Clase del Medidor La corriente máxima en amperes a la cual el medidor debe operar en forma continua. 4.55 Escalabilidad Consiste en la modificación o ampliación de Firmware o software con la finalidad de actualizar la versión existente y/o en la modificación o ampliación de hardware para incrementar las funciones.


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4.56 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. 5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 3G Tercera generación de la tecnología de telefonía móvil

4G Cuarta generación de la tecnología de telefonía móvil

AMI Infraestructura de Medición Avanzada

CIM Modelo Común de Información (Common Information Model)

CIS Sistema de Información del Cliente (Customer Information System)

EDGE Tasas de datos mejoradas para la evolución de GSM (Enhanced Data Rates for GSM Evolution)

FAN Red de Área de Campo (Field Área Network)

FP Factor de Potencia

GPRS Sistema general de paquetes de radio (General Packets Radio System)

MDM Administrador de Datos de Medidores (Meter Data Manager)

NAN Red de Área de vecindario (Neighbourhood Area Network)

OMS Sistema de Administración de Interrupciones (Outage Management System)

PLC Comunicación por Línea de Potencia (Power Line Communications)

QR Código de Respuesta Rápida (Quick Response Code)

Rcm Raíz cuadrática media

SICOM Sistema Comercial

SICOSS Sistema de Control de Solicitudes de Servicio

SIG-AMI Sistema Informático de Gestión AMI

TP Terminal Portátil

Vn Tensión Nominal

WAN Red de Área Amplia (Wide Area Network)


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WFM Administrador de Fuerza de Trabajo (Work Force Management) XML Lenguaje de Marcas Extensibles (Extensible Mark-Up Language) 6 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES Las unidades de medida utilizadas en esta especificación, son basadas en la norma NOM-008-SCFI. 6.1 Alcance del Suministro En esta sección se describen las características, condiciones generales y particularidades que deben cubrir los medidores para sistemas de infraestructura avanzada de medición y sus componentes, como son: Centro de Gestión AMI, medios de comunicación, módulo o medios de recolección de datos y control, gabinetes de medidores, medidores, instrumentos indicadores de consumo y adaptadores para mesa de prueba (figura 1).

FIGURA 1 - Diagrama esquemático de sistemas de Infraestructura Avanzada de Medición


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Las características de cada uno de los componentes se indican a continuación: 6.2 Centro de Gestión AMI El Centro de gestión AMI está integrado por todos los servidores, equipos periféricos y programas informáticos que administran la operación del sistema de medición de energía eléctrica de infraestructura avanzada (AMI) y centralizada en gabinete (SMCG). Para efectos de la presente especificación, al conjunto de programas informáticos se le denomina Sistema Informático de Gestión AMI (SIG-AMI). El Centro de Gestión AMI debe cumplir con lo siguiente:

a) Requerimientos generales

- El protocolo TCP/IP debe cumplir con las versiones 4 (IPv4) y/o 6 (IPv6) y con la

IEC 62351-3,

- arreglo de discos duros redundante, en arreglos de cualquier tipo de configuración mínimo RAID (1, 0+1, 1+0 ,5) conforme al diseño y propuesta del fabricante, asegurando el desempeño y seguridad en la operación del sistema. El arreglo seleccionado por el licitante debe cumplir con lo establecido en esta especificación, así como con el punto 10.1,

- las características de seguridad cibernética del sistema por medio de hardware y software

acorde con lo especificado deben estar incluidas para asegurar que solamente los usuarios autorizados pueden acceder al sistema, a sus datos y a sus funciones y la menor vulnerabilidad posible a ataques cibernéticos, así como las referencias [18] y [19] de Protección de Infraestructura Crítica. Se debe cumplir como mínimo con las referencias: [18] y [19] y en su caso de aplicar otras normas se debe indicar cuales son las que se apegan las características de seguridad,

- si se requiere otro producto de software de terceros, complementarios a los sistemas

informáticos y al sistema de gestión AMI, el proveedor debe proporcionar el software para las pruebas.

b) Requerimientos de hardware

- El hardware debe ser fabricado, ensamblado, terminado y documentado, cumpliendo con

las normas o especificaciones de control de calidad del fabricante del servidor, así como del suministrador del programa informático, para lo cual el fabricante debe cumplir con el punto 10.1 de esta especificación,

- se debe incluir el hardware para la operación bajo prueba del sistema AMI,

- los procesadores deben incluir capacidades para parar y reiniciar ordenadamente su

operación en caso de pérdida y subsiguiente retorno de alimentación,

- no deben existir restricciones en cuanto a la asignación de memoria que se deba utilizar como área para el intercambio de memoria “overlay”, área residente de la memoria principal y área de base de datos global,

- todos los procesadores deben de tener reloj de alta precisión que no requieran de un reinicio

después de una falla en el sistema eléctrico. Estos relojes se deben poder sincronizar por medio de señales de reloj del procesador maestro o desde un reloj maestro externo sincronizado por señal satelital.


ESPECIFICACIÓN

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- características del hardware:

capacidad: El hardware debe ser escalable de tal manera que sea posible añadir

capacidad de procesamiento o almacenamiento en módulos transparentes al usuario sin necesidad de dar de baja el sistema,el crecimiento de la infraestructura no debe provocar una disminución en desempeño para evitar pérdidas de datos o problemas de acceso por parte de los usuarios. Los incrementos en el poder de procesamiento deben estar acompañados de crecimiento en conectividad y almacenamiento,

particionamiento de datos: el hardware debe ser capaz de soportar el

Particionamiento de los datos de tal manera que cualquier elemento de la base de datos pueda ser accedido con el máximo ancho de banda de entrada-salida disponible,

redundancia de almacenamiento: es requerido que el hardware soporte redundancia

de datos para evitar problemas en caso de fallo de un disco, Persistencia: El sistema debe ser capaz de almacenar respaldos con un mecanismo

que incluya verificación de integridad y confiabilidad en el largo plazo, Validación del sistema: El sistema como conjunto debe ser validado antes de su

entrega, para validar que los niveles esperados de desempeño y confiabilidad son alcanzados.

- las siguientes características se deben cumplir en los diferentes servidores del Sistema:

montaje en rack de 48.26 cm (19 pulgadas),

discos duros en arreglo RAID y (Hot Swap),

fuente de alimentación redundante con intercambio en caliente,

doble tarjeta de red 100/1000/10000 Mbps.

- contar con al menos un dispositivo periférico de uso común que permita guardar la

información de la base de datos, la cual debe ser en cartucho de cinta, disco duro externo u otro medio permanente,

- si el dispositivo de almacenamiento se trata de cartucho de cinta, se deben entregar las

cintas y el dispositivo, para la realización de las pruebas.

c) Requerimientos de software

- Debe operar en Sistema Operativo 64 bits, - si se utilizan programas informáticos de terceros, se debe incluir las licencias necesarias

para operar el sistema Informático de gestión AMI, - debe interactuar con las interfaces del SICOM (Sistema Comercial de CFE) y SICOSS, los

cuales requieren que los comandos que se reciban y/o envíen sean en archivos con formato XML y de acuerdo al estándar CIM (Common Information Model), y tengan la estructura que se indica en el Apéndice B,


ESPECIFICACIÓN

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- el Sistema de Gestión AMI debe contar con un procedimiento automatizado de respaldo de

la información. El Sistema Informático de Gestión AMI (SIG-AMI)

a) Debe soportar el acceso de al menos 30 operadores simultáneamente, así como de asegurar su

funcionamiento, para lo cual el fabricante debe cumplir con el punto 10.1 de esta especificación. b) Debe ser capaz de operar la totalidad de medidores formas 1S, 2S, 16S, 9S referencia [1] y [2], y

tipo gabinete los cuales conforman el sistema AMI. c) Debe ser capaz de acceder remotamente, a través de claves para acceso con encriptación de al

menos AES 128 bits, en cualquier momento, a todos los medidores que integran el sistema AMI. Para el caso de PLC dicho acceso debe ser mediante técnicas de encriptación física y propietaria referencias [17], [18] y [19].

d) Debe ser capaz de recolectar de manera automática programada y a petición del operador, desde

un medidor, un grupo de medidores hasta la totalidad de medidores en cualquier combinación de cualquier área geográfica de la red en cualquier momento: las lecturas, las alarmas y la información de eventos de los medidores.

e) Debe ser capaz de enviar de manera programada y/o a petición del operador; sincronía de tiempo,

instrucciones de corte y conexión a un medidor, un grupo de medidores o a todos los medidores que conforman el sistema AMI, en cualquier combinación de cualquier área geográfica de la red, en cualquier momento, así como la confirmación de que éstos recibieron y operaron la instrucción.

f) El Sistema de Gestión AMI debe ser capaz de recibir la alarma de un medidor o grupo de

medidores. g) Ser capaz de almacenar los datos de lecturas, alarmas y eventos, de los medidores por lo menos

de 2 años en línea, al menos los que se indican en el apéndice C. h) La base de datos debe soportar lenguaje de consulta estructurado (structured query language

"SQL"). i) 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.

j) Tener la capacidad de realizar automáticamente el cambio de horario estacional y de manejar al

menos 4 zonas horarias. k) Debe ser capaz de configurar hasta 5 000 medidores en Tarea Programada a ejecutar a una hora

definida por excepción o de forma repetitiva diaria, semanal, mensual, etc., ruta de facturación o 1000 usuarios a los cuales le suministra energía un transformador.

l) Debe de soportar un mínimo de 100 tareas programadas o cien rutas de trabajo de facturación que

requieran lectura de registro. m) Para el caso de los medidores en gabinete debe ser capaz de asociar uno, dos o tres medidores a

un cliente, y poder reconfigurar cuando se realice el cambio de uno de ellos.


ESPECIFICACIÓN

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n) Expedir reportes de lecturas de registros, eventos, alarmas, perfiles de carga, estatus de la red NAN y módulos concentradores de datos con salida por pantalla, impresora, medio electrónico en formato compatible con hoja de cálculo y PDF.

o) Ser capaz de proporcionar al menos los siguientes informes:

- Lectura de energías y demandas de un medidor, un grupo de medidores o todos con base a

un rango de fechas, Tarea Programada, todos especificados por el usuario, - listado de medidores de los que no se tiene lectura a partir de una cantidad de días

especificada por el usuario, también en base a una Tarea Programada, - cantidad de medidores asociados a una Tarea Programada incluyendo los porcentajes de

lecturas adquiridas y no adquiridas al día actual, con opción para visualizar el detalle de cada cantidad,

- estadística diaria de los porcentajes de lecturas adquiridas, con base a un rango de fechas,

Tarea Programada incluyendo la cantidad de medidores asociados a la Tarea Programada.

p) Listado de medidores que presentaron alguna clase de evento, el cual debe ser seleccionable por el usuario y en base a un rango de fechas también especificado por el usuario. En el detalle de la información se deben incluir las cédulas a los cuales se encuentran asociados los medidores así como las fechas en que el sistema y el medidor detectaron el evento. Los tipos de eventos que se deben de considerar como mínimo, son los siguientes:

- Conexión / desconexión por puerto óptico,

- conexión / desconexión con base a demanda,

- reset de demanda a través del dispositivo del medidor software,

- activación del modo de prueba,

- batería baja,

- flujo inverso de energía con respecto al flujo normal,

- errores fatales del medidor,

- ausencia de tensión,

- restablecimiento de tensión,

- bajo voltaje, con umbral configurable, de acuerdo a 4.22,

- sobre voltaje, con umbral configurable, de acuerdo a 4.22,

- comunicación (por puerto óptico),

- intento para acceso con password incorrecto,

- sincronía de tiempo,


ESPECIFICACIÓN

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- cambio de estación,

- cambio de horario,

- polaridad invertida o disociación de fases,

- listado de medidores que presentaron alguna clase de alarma, el cual debe ser seleccionable por el usuario y con base a un rango de fechas también especificado por el usuario. En el detalle de la información se deben incluir las cédulas a los cuales se encuentran asociados los medidores así como las fechas en que el sistema y el medidor detectaron la alarma. Los tipos de alarmas que se deben considerar como mínimo, son los siguientes:

ausencia de tensión,

restablecimiento de tensión.

q) Debe cumplir como mínimo con las normas IEC 61968 Part 1: Interface Architecture and general

Recommendations, IEC 61968-9: Interfaces for meter reading and control, IEC 61970-301: Common Information Model (CIM) Base, IEC 61970-501: Common Information Model (CIM) XML Codification for Programmable Reference and Model Data Exchange e interactuar con sistemas del tipo MDM, CIS, WFM, OMS y la referencia [12].

6.3 Medios de Comunicación La transmisión de información entre los diferentes componentes del sistema puede ser mediante PLC, fibra óptica [15], [16], GPRS referencia [13], EDGE, 3G, 4G, radio de espectro disperso (900 MHz o 2.4 GHz) o una combinación de estas. Cuando se trate de radiofrecuencia en banda libre debe incluir certificado de IFETEL/COFETEL.

a) Una vez instalado el sistema debe asegurar la disponibilidad de transmisión de datos entre todos los componentes del sistema AMI, de al menos del 98.5 %, entre los componentes del sistema, siendo estos los siguientes; debiendo cumplir con el punto 10.1 de esta especificación:

- El medidor y el indicador de consumo (al menos unidireccional) sin el uso de repetidores, - medidor a otro medidor (Bidireccional) en el caso de redes Mesh,

- los medidores y el gabinete de medidores (Bidireccional),

- el gabinete de medidores y el Módulo o medios de recolección de datos y control

(Bidireccional),

- los medidores y el Módulo o medio de recolección de datos y control (Bidireccional),

- el Módulo o medios de recolección de datos y control y el centro de gestión AMI (Bidireccional),

- el medidor y el centro de Gestión AMI cuando la comunicación es punto a punto

(Bidireccional),

- el centro de gestión AMI y el Sistema Comercial (SICOM) (Bidireccional),

- el tiempo de respuesta de consulta de lectura de un medidor desde el Centro de Gestión AMI debe de ser máximo 2 min.


ESPECIFICACIÓN

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b) La tecnología a utilizar en cada uno de los segmentos mencionados:

- Entre el medidor y el indicador de consumo, debe ser alguna de las siguientes:

PLC (“Power Line Communications”, Comunicación a través de líneas de potencia),

RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso) directamente del

medidor al Display sin ningún repetidor entre ellos.

- entre el medidor y otro medidor, debe ser alguna de las siguientes:


RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso),

RS-485 y/o RS-232 (en gabinete de medidores con arreglo en BUS de datos),

- entre los medidores y el gabinete de medidores debe ser alguna de las siguientes:

PLC (“Power Line Communications”, Comunicación a través de líneas de potencia), RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso),

RS-485 y/o RS-232 (con arreglo en BUS de datos)

fibra óptica

- entre el gabinete de medidores y el Módulo o medio de recolección de datos, debe ser

alguna de las siguientes:


RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso),

RS-485 y/o RS-232 (con arreglo en BUS de datos).

- entre medidores y el Módulo o medio de recolección de datos, debe ser alguna de las siguientes: PLC (“Power Line Communications”, Comunicación a través de líneas de potencia), RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso).

- entre el Módulo o medio de recolección de datos y el servidor del centro de Gestión AMI, o

si la comunicación es punto a punto entre el medidor y el servidor del centro de Gestión AMI; para ambos casos debe utilizarse protocolo TCP/IP en versión IPv4 y/o IPv6 y con la IEC 62351-3, a través de puertos Ethernet 10/100 full-dúplex, mediante alguna de las siguientes tecnologías o combinación de estas.



ESPECIFICACIÓN

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RADIOFRECUENCIA (“spread spectrum”, Espectro disperso) con licenciamiento abierto en México,

GPRS, EDGE, 3G o 4G, enlace dedicado,

fibra óptica.

Módulo o medio de recolección de datos y control El Módulo o medio de recolección de datos debe:

- Funcionar como una puerta de enlace entre redes NAN y FAN [8], [9], [10], [11] y [14],

- permitir la autoconfiguración óptima y auto recuperación de la red NAN y sus dispositivos,

- controlar y mantener el estado actual de las rutas de la red y de las estadísticas de comunicación,

- transmitir y recibir información del sistema informático de Gestión conforme a la referencia [8] de la Bibliografía de la presente especificación,

- utilizarse en la arquitectura de las tecnologías que así lo requieran.

Debe cumplir los requerimientos siguientes:

a) Si se aloja en gabinete debe:

I. Cumplir como mínimo el grado de protección IP54 de acuerdo a la norma NMX-J-529-ANCE.

II. Contar con un porta sello, un perno - candado y porta perno - candado de seguridad que cumpla con la especificación CFE G0000-94.

b) El Módulo o medios de recolección de datos y control debe de contar con comunicación remota

que permita el enlace entre él y el Sistema Informático de Gestión asegurando la disponibilidad requerida en el punto 6.3 inciso a de esta especificación.

c) El Módulo o medios de recolección de datos y control debe de contar con comunicación remota que permita el enlace entre él y los medidores asegurando la disponibilidad requerida en el punto 6.3.

d) El Módulo o medios de recolección de datos y control debe contar una batería de respaldo, con una expectativa de vida útil mínima de 5 años.

e) El Módulo o medios de recolección de datos y control debe proporcionar 1 puerto Ethernet mínimo 10 BASET para su interconexión a la red de área de campo (FAN).


ESPECIFICACIÓN

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6.4 Gabinete de Medidores Este gabinete debe:

a) Contener módulo de control y comunicación hacia los indicadores de consumo y el módulo para la adquisición y transmisión de datos en forma bidireccional hacia el gabinete de recolección de datos y control, pueden estar ambos en un solo módulo. Las funciones básicas son: - La configuración del módulo de control y comunicación a través de terminal portátil u otro

medio y deshabilitar corte de suministro sin necesidad de abrir la puerta,

- contar con niveles de seguridad para la protección de los datos para la configuración del Módulo de Control y comunicación,

- generar alarmas cuando la puerta del gabinete se abra sin autorización previa.

b) Tener puerta (S) con bisagra (s) provista de junta (empaque) para el acceso a los medidores y sus conexiones.

c) Presentar por su parte inferior los orificios con los conectores para uso rudo e intemperie con los que se efectuarán las interconexiones con los cables de la acometida con los medidores.

Requerimientos:

a) El gabinete debe cumplir con al menos el grado de protección IP54 de acuerdo a la norma

NMX-J-529-ANCE (contra polvo y agua).

b) El gabinete puede ser: de acero al carbono, de acero inoxidable o aluminio, utilizando un sistema de recubrimiento que cumpla con la norma de referencia NRF-071-CFE y con una acabado vinílico de alto sólidos color marfil 24 externa e internamente de acuerdo a la especificación CFE L0000-15.

c) Tener la capacidad de alojar de 12 hasta 24 fases de medición.

d) Capacidad de poderse instalar en un poste a una cruceta volada, o a un pedestal en el caso de

registro de red subterránea o en una pared interior o exterior. Los medidores se pueden agrupar en conjuntos de uno, dos o tres para conectar servicios monofásicos, bifásicos o trifásicos, o un solo equipo polifásico ocupando el espacio que le correspondería si fueran varios medidores monofásicos.

e) Las terminales para conexión del medidor al gabinete deben ser capaces de soportar los esfuerzos

térmicos y mecánicos debidos a cortocircuito y debe permitir la inserción mecánica y conexión eléctrica del medidor en una sola posición.

f) Las terminales para la conexión de la acometida deben soportar la corriente máxima o de clase.

g) Contar con un porta sello, un perno - candado y porta perno - candado de seguridad que cumpla

con la especificación CFE G0000-94.

h) La elevación de temperatura en el interior del gabinete no debe exceder 65 °C bajo las condiciones establecidas en la prueba de calentamiento.


ESPECIFICACIÓN

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i) El peso máximo del gabinete de medición de 12 hasta 24 medidores monofásicos o equivalente en medidores polifásicos debe ser de 35 kg a 70 kg respectivamente.

j) El gabinete debe tener dimensiones como máximo las indicadas en la especificación

CFE DCMIARAS. 6.5 Medidor

Requerimientos:

a) 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, en un tiempo no mayor de 10 segundos.

b) Capacidad de dar acceso remotamente y en cualquier momento, a través de claves para acceso

con encriptación de al menos AES 128 bits, desde el sistema informático de gestión (SIG-AMI). c) El medidor debe tener la capacidad de registrar los parámetros indicados en Apéndice C de esta

especificación. d) Clase de exactitud 0.2 o 0.5. e) La temperatura de operación es de acuerdo a punto 7.1 inciso a, de esta especificación. f) La placa de datos debe contener la información indicada en el punto 11.1 y cumplir con lo

establecido en el punto 10 de esta especificación. g) Corriente de prueba de 2.5 A, 15 A o 30 A. h) Corriente máxima o de clase de 20 A, 100 A o 200 A. i) Tensión de 120 V para medidores Clase 100 A y Clase 200 A (formas 1S, 12S y 16S) y de

autorango entre fases (120 – 480 V) para medidores Clase 20 y 200 A (forma 9S y 16S). j) La Frecuencia es de acuerdo al punto 7 de esta especificación. k) Formas 1S, 12S, 9S, 16S o gabinete. l) Los medidores tipo gabinete deben ser de tipo insertable en el circuito correspondiente y tener un

bloqueo mecánico para ser insertado solo de la forma correcta. m) Los medidores formas 9S y 16S deben tener la capacidad de medir correctamente,

independientemente de la configuración estrella o delta del sistema. n) La pantalla debe tener un medio para indicar en forma visual el sentido del flujo de la energía

entregada o recibida. o) El medidor debe considerar la instalación de un sello de plástico tipo inserto, integrado de un

cable trenzado pre ensamblado en el cuerpo del sello, para impedir que se puedan modificar en su interior de forma manual. Se debe entregar con un sello con número de serie, marcado con caracteres alfanuméricos proporcionados por CFE, conforme a lo establecido en el punto 11 Marcado, sellos, Apéndice A, de esta especificación. El sello debe tener también un código de barras conforme a lo establecido en el mismo Apéndice A.


ESPECIFICACIÓN

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p) Las designaciones y dimensiones de la forma típica para medidores 1S, 12S, 9S y 16S, están definidas en la referencia [20] de la bibliografía de esta especificación.

q) Con un diodo emisor de luz (“LED”) infrarrojo para realizar la prueba de exactitud (calibración) de la

variable de energía activa (Wh) y de energía reactiva (varh), cuya frecuencia pulso de luz este en función de la Kt de prueba el diodo debe ser configurable para cualquier variable o tener diodo dedicado.

r) Las terminales de inserción para conexión entre el medidor y el gabinete de medidores deben ser

capaces de soportar los esfuerzos eléctricos, mecánicos y térmicos debidos a corrientes de corto circuito sin ningún tipo de daño.

s) El medidor debe realizar en forma periódica y automática la prueba de segmentos de pantalla o en

caso de gabinete en su instrumento indicador de consumo el diagnóstico de sus funciones primarias y estar provisto de alarma indicadora de falla de alguno de sus componentes.

t) El medidor debe tener todas sus funciones activas en máximo 10 segundos después de ser

energizado. u) Provisto de un reloj de cristal de cuarzo de tiempo real, con un error máximo aceptable de ± 30

ppm por cada 30 días, que pueda ser configurado con la fecha y hora local y cambio de hora de verano.

v) Sincronización de tiempo por cualquier puerto de comunicación disponible en el medidor. Los

valores registrados en el medidor previos a la sincronía de tiempo deben mantenerse posteriormente a la ejecución de este proceso, y continuar su operación de forma normal.

w) Para los medidores clase 20 y clase 200 con autorango:

- capacidad para cambiar el medidor de modo de operación normal a modo de prueba o

viceversa por hardware y opcionalmente por software, realizando la prueba sin desconectar del medidor las señales, sin pérdida y sin modificación de los valores acumulados y registrados en operación,

- parámetros de monitoreo: Voltajes F-N, y/o Corrientes de línea, y/o Factor de potencia total.

x) Capacidad para recibir comandos de acción por comunicación, de forma directa y remota para

efectuar lo siguiente:

I. Petición de envío de lecturas de registros, eventos y perfiles.

II. Reprogramación (reconfiguración total o parcial del medidor).

III. Conexión y desconexión del suministro

IV. Actualización de firmware.

V. Sincronización de fecha y hora en el reloj interno

VI. Restablecimiento de valores a cero (0) para las demandas por fecha programada o a petición


ESPECIFICACIÓN

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y) Provisto con puerto óptico ANSI tipo 2 referencia [3], para medidores tipo socket, el cual no debe tener afectación por interferencia de rayos solares.

z) Tecnologías y puertos de comunicación opcionales, como TCP/IP, GPRS EDGE, 3G o 4G TCP/IP

mediante los diferentes puertos de comunicación RS-232 DB9, RS-485 y/o Ethernet. Capacidad de comunicación remota bidireccional, a través del puerto de comunicación disponible para tal propósito.

aa) Capacidad para registrar y guardar al menos 200 eventos de cualquiera de los siguientes tipos:

- Conexión / Desconexión por puerto óptico,

- reset de demanda a través del dispositivo del medidor, solamente para medidores trifásicos,

- activación / Desactivación del Modo de Prueba,

- batería baja (dependiendo de la forma),




- bajo voltaje, con umbral configurable, ver 4.22,

- sobre voltaje, con umbral configurable, ver 4.22,






- polaridad o fases cruzadas, solamente para medidores trifásicos.

bb) Capacidad de reportar alarmas al sistema por:

- Batería baja (dependiendo de la forma),


- ausencia de tensión, en el momento en que sucedan,


- flujo inverso de energía activa.


ESPECIFICACIÓN

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cc) En medidores trifásicos, capacidad para registrar errores y mostrarlos por pantalla, del siguiente tipo: - Errores de reloj.

- errores de memoria.

- errores de hardware.

dd) Cuando se requiera, los medidores deben de contar con dispositivo de desconexión/reconexión del

suministro. Los medidores forma 9S no deben contar con dispositivo de desconexión/conexión del suministro.

ee) Cuando se requiera, los medidores forma 16S pueden contar con dispositivo de

desconexión/conexión del suministro.

ff) El dispositivo de desconexión/reconexión puede ser por fase, bifásico o trifásico y debe estar ubicado en el interior del medidor.

gg) El dispositivo de desconexión/reconexión debe tener una capacidad interruptiva que soporte la

corriente de clase del medidor (100 A, 200 A), sin que presente arco eléctrico que pueda dañar al propio medidor o a los dispositivos adyacentes al mismo y debe ser capaz de realizar un mínimo de 10 000 operaciones de apertura y cierre durante su expectativa de vida útil, de acuerdo a su corriente máxima, debiendo entregar Reporte de Pruebas de Auditoría al producto de acuerdo al procedimiento de punto 10.3.2, inciso e, Conexión/Desconexión del puerto óptico, con el que demuestre el cumplimiento de este punto.

hh) Debe incluirse el software propietario para la configuración de los medidores.

ii) Debe ser compatible con los sistemas operativos utilizados por la CFE para operar en computadora

de escritorio o portátil con las siguientes características mínimas:

i. Diseño Modular que permita crear, editar, borrar, exportar e importar los módulos de los cuales consta una plantilla de programación de medidores.

ii. Exportación e importación de una plantilla de programación de medidores completa.

iii. Creación de Grupos de usuarios y usuarios.

iv. Asignación de niveles de seguridad y funcionalidades por grupos de usuarios.

v. Asignación de claves se seguridad por usuario.

vi. Capacidad para programar e interrogar los medidores a través de puerto óptico, y ethernet, GPRS, EDGE, 3G o 4G, radiofrecuencia y PLC.

vii. Capacidad para adquirir de los medidores todos los valores de programación, todas las lecturas de registro, todas las lecturas de perfil de carga, todas las lecturas de voltajes y corrientes instantáneos, todos los eventos y el estatus del relevador.

viii. Capacidad para adquirir del concentrador de datos todos los valores de lecturas de registros y perfiles de carga almacenados de los medidores que tiene registrados, solo si el concentrador es del tipo que almacena la información de los medidores.


ESPECIFICACIÓN

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ix. Capacidad para efectuar las funcionalidades de reinicio de registros de energía, demanda,

sincronía de tiempo, reconfiguración de la tarifa horaria, cambio de claves para acceso, corte y reconexión.

x. Capacidad para emitir reportes de módulos de plantillas de programación, plantillas de programación, valores de programación de medidores, lecturas de registros actuales, registros de auto lectura, registros de última estación, voltajes y corrientes instantáneos, eventos y estatus del relevador, todos con salida por pantalla y/o en formato electrónico del tipo texto (*.txt).

xi. Capacidad para emitir reportes de perfil de carga con salida en formato electrónico del tipo delimitado por comas (*.csv) y con encabezados en el primer renglón.

xii. Capacidad para exportar al SIG-AMI las lecturas de registros actuales, registros de auto lectura, registros de última estación, perfiles de carga, voltajes y corrientes instantáneos, eventos y estatus del relevador, todos en formato XML y de un medidor o un grupo de medidores.

jj) Para terminal portátil debe contar con las siguientes características mínimas:

i. Debe ser compatible con los sistemas operativos utilizados por la CFE en terminales portátiles.

ii. Debe presentar sus opciones en menús y submenús, así como contar también con la capacidad de ejecutar sus funciones de forma individual mediante comandos con parámetros de entrada.

iii. Capacidad para programar e interrogar los medidores a través de puerto óptico, y ethernet, GPRS, EDGE, 3G o 4G, radiofrecuencia solo si se especifican en las Características Particulares.

iv. Capacidad para adquirir de los medidores todos los valores de programación, todas las lecturas de registro, todas las lecturas de perfil de carga, todas las lecturas de voltajes y corrientes instantáneos, todos los eventos y el estatus del relevador.

v. Capacidad para adquirir del concentrador de datos todos los valores de lecturas de registros y perfiles de carga almacenados de los medidores que tiene registrados, solo si el concentrador es del tipo que almacena la información de los medidores.

vi. Capacidad para efectuar las funcionalidades de reinicio de demanda, sincronía de tiempo, reconfiguración de la tarifa horaria, cambio de claves para acceso, corte y reconexión.

vii. La estructura del formato de los archivos generados en la toma de lectura debe permitir su importación al SIG-AMI y al Sistema informático propietario para PC, el formato debe ser del tipo XML. Se debe proporcionar en forma documentada el formato y la estructura de los datos contenidos en los archivos que generan los sistemas informáticos propietarios para PC y terminal portátil.

kk) Para medidores trifásicos, niveles de seguridad para acceso al medidor por todos los puertos

disponibles:


ESPECIFICACIÓN

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- Nivel 1 (acceso total y actualización de firmware).

- nivel 2 (lectura, reinicio de demanda y sincronía).

- nivel 3 (solo lectura).

ll) El medidor debe permitir configurarse de acuerdo a: - Tabla de funciones del Apéndice C.

- parámetros mostrados en el indicador de consumos (Display) Apéndice D.

- los perfiles de carga de acuerdo a la configuración indicada en el inciso qq) de esta

especificación.

mm) Memoria no volátil. En ausencia de alimentación el medidor debe ser capaz de mantener las siguientes condiciones: - Todos los registros de medición, - todos los eventos registrados, - los parámetros de programación, - la programación de las diferentes pantallas, - la secuencia de lecturas en la pantalla, - la calibración y ajuste de manera permanente.

nn) Los medidores Trifásicos deben contar con dispositivo para el reinicio (“Reset”) de la demanda

(aplica para los tipos socket). oo) Capacidad de almacenamiento mínimo (35 días), basado en los dos incisos anteriores. pp) La arquitectura de datos del medidor debe cumplir con la referencia [21] de la bibliografía de esta

especificación. qq) Para medidores formas 1S, 9S,12S y 16S deben de cumplir :

- 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.


ESPECIFICACIÓN

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NOTA: (1) A menos que se especifique otro, las tolerancias debe ser ± 0.4 mm en dimensiones únicas y ± 0.8 mm en dimensiones acumuladas.

FIGURA 2 - Montaje y dimensiones de terminales para medidores desmontables de un estator y varios estatores con 4 y 8 terminales


ESPECIFICACIÓN

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NOTA:

(1) Todas las dimensiones son en milímetros.

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

otra.

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


ESPECIFICACIÓN

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NOTA: Todas las dimensiones son en milímetros

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


ESPECIFICACIÓN

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NOTA: Todas las dimensiones son en milímetros.

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


ESPECIFICACIÓN

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

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)

- Pantalla de cristal líquido, - la pantalla debe mostrar los dígitos totalmente descubiertos y permitir su lectura completa sin

interferencia visual de cualquier otro componente del medidor, - la altura mínima de los dígitos de la pantalla (Display) debe ser de 7.62 mm, con un ángulo

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

- los parámetros mostrados en la pantalla, deben ser programables para ser presentados en

unidades o en kilos. Se requiere como mínimo 6 dígitos para mostrar en pantalla de los cuales la cantidad de dígitos significativos después del punto decimal a mostrar en pantalla deben ser configurables hasta tres dígitos y de acuerdo a la exactitud del medidor. Debe mostrar la cantidad y el símbolo de la unidad correspondiente,

- los parámetros que se deben mostrar de forma predeterminada en la pantalla de los

medidores clase 20, 100 y 200 se especifican en el Apéndice D, - cubierta de policarbonato o acrílico. Se debe presentar como parte de las pruebas prototipo

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 [22], [23] y [24] de esta especificación. Las cubiertas deben cumplir con los siguientes valores:

DL≤2 Da≤2 Db≤8


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rr) Los medidores de forma 9S y 16S deben ser programables para mostrar en pantalla modo alterno, una de secuencia de parámetros configurables al menos la última toma de lectura (lecturas congeladas o autolecturas) y cambio de estación.

ss) Configuración del Perfil de Carga:

Todos los medidores para el sistema AMI deben ser bidireccionales

a) Para los medidores a 120 V, formas 1S,12S, 16S, debe tener los siguientes canales de grabación

cuando se requiera:

- Con perfil 5 minutal para 35 días y 3 canales configurables para cualquier parámetro de energía activa y reactiva.

b) Para los medidores autorango formas 9S, 16S, debe tener los siguientes canales de grabación

cuando se requiera:

- Con perfil de 5 minutal, 35 días 4 canales configurables para cualquier parámetro de energía activa y reactiva.

6.6 Instrumento Indicador de Consumo para Medidores Tipo Gabinete Debe cumplir con los siguientes requerimientos

a) Ser alimentado con una tensión de 120 +/- 15 % V AC, no debe requerir baterías para su operación.

b) La temperatura de operación es de acuerdo a punto 7.2 inciso a.

c) La humedad relativa se indica en el punto 7.2 inciso b.

d) Tener la capacidad de mostrar las lecturas que le envíe su medidor asociado o sus medidores asociados.

e) Tener una expectativa de vida útil de servicio de cuando menos 15 años. El envejecimiento de la pantalla de cristal líquido no debe limitar su funcionalidad y legibilidad durante la vida útil requerida para este dispositivo, debiendo entregar Reporte de Pruebas de Auditoría al producto punto 10.3.8, en el que demuestre el cumplimiento de este punto.

f) Tener la capacidad de recibir los datos del medidor en cualquier punto del domicilio en que se instale.

g) Tener la capacidad de recibir mensajes de texto desde el SIG-AMI.

h) Ser de cristal líquido.

i) La altura mínima de los dígitos debe ser de 7.6 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.

j) La pantalla de cristal líquido debe mantener la nitidez a la temperatura de 50 °C.


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k) La potencia requerida para el funcionamiento del instrumento indicador de consumo debe ser menor o igual a 5 W.

l) El instrumento indicador debe actualizarse por incremento de 1 kWh consumido, en caso de no existir incremento debe de actualizarse cuando menos cada 15 min.

m) Debe mostrar la intensidad de señal (ganancia) del medidor tanto en interiores como en exteriores de al menos un 99.5 %, debe cumplir con el punto 10.1 de esta especificación.

6.7 Adaptador de Medidores Tipo Gabinete para Mesa de Pruebas de Calibración Para probar la exactitud de los medidores tipo Gabinete, el proveedor debe suministrar los adaptadores y/o aditamentos para que se puedan realizar dichas pruebas en mesas de calibración tipo enchufe (socket), así como el software, licencias y los medios para extraer los parámetros registrados y lecturas en forma directa del medidor. 7 CONDICIONES DE OPERACIÓN 7.1 Características de Funcionamiento del Sistema

a) La temperatura de operación del medidor y el módulo concentrador de datos es de -20 °C a 70 °C.

b) El intervalo de humedad relativa de operación del medidor y el módulo concentrador de datos es de

0 % a 95 % sin condensación.

c) La frecuencia de operación del medidor y el módulo concentrador de datos debe de ser de 60 Hz.

7.2 Instrumento Indicador de Consumo (Display) para Medidores Tipo Gabinete

a) Temperatura de operación de -10 ºC a 55 ºC.

b) Humedad relativa de hasta un 95 % sin condensación. 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 de acuerdo a los lineamientos establecidos en el procedimiento PE-K3000-01 Procedimiento Técnico para la Aceptación y Revalidación de Prototipos de Bienes [26] y realizar las pruebas de rutina de sus suministros. Siendo responsabilidad del LAPEM verificar lo anterior. Además para los medidores con cubierta debe entregar un reporte de pruebas de acuerdo al punto 6.5 inciso oo) párrafo 7, y un reporte de operaciones de apertura y cierre con 10 000 operaciones de acuerdo al punto 6.5 inciso gg), y para gabinetes deben entregar un reporte de prueba de acuerdo al inciso b) de los requerimientos mínimos del numeral 6.4 Gabinete de Medidores de esta especificación.


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Los medidores y gabinetes deben 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. Asimismo los medidores deben ser evaluados mediante pruebas de rutina y pruebas de aceptación indicadas en esta especificación. Antes de iniciar las pruebas de prototipo, el proveedor debe tener los planos y la placa de datos aprobados por el

área usuaria. De acuerdo con el fabricante se elige uno de los siguientes tamaños de muestra y criterios de aceptación. Para medidores, 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 con los tres grupos y

deben cumplir con todos los valores especificados en las mismas. Grupo 1 cumplir con los subcapítulos 10.2.1, 10.2.2 y 10.2.3, Grupo 2 y 3 en combinación con los subcapítulos 10.2.4, 10.2.5 y 10.2.6.

c) Para 12 medidores (4 grupos de 3) igual al inciso b) pero el grupo 4 debe ser para intemperismo y

rocío salino.

Para gabinetes a) Un gabinete con al menos 9 medidores debe ser sujeto a todas las pruebas y cumplir con todos los

valores especificados en las mismas con sus respectivos indicadores. b) Un sistema de medición de energía eléctrica en gabinete, con el gabinete probado en el inciso a)

debe ser sujeto a pruebas funcionales. c) Un segundo sistema de medición de energía eléctrica en gabinete, con el gabinete probado en el

inciso a) debe ser sujeto a pruebas funcionales. d) Se considera para pruebas el medidor y su indicador respectivo.

10.1 Pruebas Funcionales del Sistema de Infraestructura Avanzada de Medición (AMI). Antes de las pruebas de prototipo se debe realizar las pruebas funcionales de todo el sistema incluyendo comunicaciones y medidores. El sistema se debe someter a pruebas funcionales que permitan evaluar el desempeño tanto de la comunicación a través de los diferentes medios y protocolos de transmisión de datos y control. Las pruebas funcionales deben evaluar todas las funciones del sistema y probar la operación correcta de los componentes o subensambles funcionales del sistema como el mecanismo de desconexión/reconexión de los servicios; el visualizador de lecturas; el funcionamiento de las alarmas; la operación correcta de los medidores de energía; la recepción de los datos en el gabinete de recolección de datos y control; la retransmisión y recepción correcta en el servidor de aplicaciones, en condiciones ambientales dentro del intervalo de operación extrema. Estas pruebas funcionales del sistema deben ser realizadas en conjunto el área usuaria, el proveedor y el LAPEM.


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10.2 Pruebas Prototipo Las pruebas deben realizarse a los medidores y a los gabinetes con sus medidores integrados, ya sea 9 medidores monofásicos, o 3 medidores monofásicos, dos medidores bifásicos y dos medidores trifásicos y sus respectivos indicadores de consumo. 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 12. 10.2.1 Pruebas dieléctricas

10.2.1.1 Pruebas de impulso

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) 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: Para medidor:

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.

Para gabinete:

a) Las partes que llevan tensión y/o corriente.

b) Las partes que llevan tensión y/o corriente de circuitos separados.

c) Las partes que llevan tensión y/o corriente y tierra.


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d) Tensión de prueba = 2 500 V rcm, 60 Hz, 1 min, del cortocircuito contra tierra En ambos casos la corriente de fuga no debe exceder 5 mA por circuito. Después de la prueba los medidores deben funcionar correctamente y la exactitud debe estar dentro de su clase a tensión y corriente nominales. 10.2.2 Requisitos de exactitud

10.2.2.1 Verificación de la constante del medidor

La prueba debe efectuarse 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, con una desviación de 1/10 del error del medidor. Si el medidor tiene una clase de exactitud de 0.2 o 0.5, el error de la constante debe ser menor o igual a 0.02 y 0.05 respectivamente alimentando el medidor a tensión nominal y 0.5 Imáx. 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 2. 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 V máx. 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 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 10 de esta especificación.


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10.2.2.5 Pruebas 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 11. El coeficiente de temperatura media se debe determinar para todo el rango de operación de -20 °C a 70 °C. 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. 10.2.2.6 Prueba de exactitud en presencia de armónicas

La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones:

a) Corriente fundamental I1 = 0.5 I máx. b) Tensión fundamental V1=Vn. c) Factor de potencia= 1.0. 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). i) La variación de error antes de la influencia de armónicos y durante la aplicación de los armónicos,

no debe exceder los límites de variación de la tabla 10.

10.2.2.7 Prueba de influencia de subarmónicas

La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones La prueba de influencia de subarmónicas debe ser hecha con los circuitos mostrados en la figura A1 o con otro equipo disponible para generar las formas de onda requeridas y las formas de onda de corriente mostradas en la figura A2 de la norma IEC 62053-22. La a variación de error antes de la influencia de subarmónicos y durante la aplicación de los subarmónicos, no debe exceder los límites de variación de la tabla 10. 10.2.2.8 Prueba de exactitud

Se debe comprobar los límites de porcentaje de error en cada una de las variables de los medidores, de acuerdo a los

intervalos que se indican en las tablas 6, 7, 8, 9 y 10 de esta especificación. Cualquiera de estas mediciones, se realizan con patrones con una relación de exactitud de 4 a 1.


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TABLA 1 - 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

TABLA 2 - Valores de corriente de arranque, corriente mínima, corriente nominal y corriente máxima que deben cumplir los medidores multifunción

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 3 - 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 4 - Corrientes de prueba para clase 15 (100)


Imín ≤ I≤ Imáx 0.75, 1.50, 3.0, 15.00, 30.00, 50.00, 75.0, 100.0 0.1In ≤ I ≤ Imáx 1.50, 3.0, 15.00, 30.00, 50.00, 75.0, 100.0

TABLA 5 - Corrientes de prueba para clase 30 (200)


Imín ≤ I≤ Imáx 1.5, 3.0, 6.0, 30.0, 60.00,100.00,150.0,200.0 0.1In ≤ I ≤ Imáx 3.0, 6.0, 30.00, 60.00, 100.00, 150.0, 200.0


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TABLA 6 - Curva de carga a tensión nominal y ángulo de fase cero grados

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 0.125 0.75 1.5 ± 0.4 ± 1.0 2 0.25 1.5 3.0 ± 0.2 ± 0.5 3 1.5 10.0 20.0 ± 0.2 ± 0.5 4 2.5 15.0 30.0 ± 0.2 ± 0.5 5 5.0 30.0 60.0 ± 0.2 ± 0.5 6 10.0 50.0 100.0 ± 0.2 ± 0.5 7 15.0 75.0 150.0 ± 0.2 ± 0.5 8 18.0 90.0 180.0 ± 0.2 ± 0.5 9 20.0 100.0 200.0 ± 0.2 ± 0.5

TABLA 7 - Límite de porcentaje de error de registro integrador de energía, medidor con cargas balanceadas

Variable Valor de corriente Ángulo de fase

(grados)

Límite de error en porciento

Clase 0.2

Clase 0.5

Wh

Condición 1 de la tabla 6 0 y 180 ± 0.4 ± 1.0

Condiciones 2 a la 9 de la tabla 6 0 y 180 ± 0.2 ± 0.5

Imín < I < 0.1 In 60, 120, 240 y 300 ± 0.5 ± 1.0

0.1 In < I < 0.1 Imáx 60, 120, 240 y 300 ± 0.3 ± 0.6

varh

Imín < I < 0.1 In 90 y 270 ± 1.0 ± 2.0

0.1 In < I < Imáx 90 y 270 ± 0.5 ± 1.0

Imín < I < 0.1 In 30 y 330 ± 1.0 ± 2.0

0.1 In < I < Imáx 30 y 330 ± 0.6 ± 1.2

In=corriente nominal

Imín=corriente mínima

Imáx=corriente máxima


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TABLA 8 - Límites de porcentaje de error de registro integrador de demanda en intervalos de 15 min con Subintervalos de 5 min para pantalla y 5 min para memoria masiva

Medidor con cargas balanceadas


(grados)

Límite de error en porciento

Clase 0.2

Clase 0.5

W 0.10 In < I < Imáx 0 y 180 ± 0.2 ± 0.5

0.10 In < I < Imáx 60, 120, 240 y 300 ± 0.3 ± 0.6

VAR 0.10 In < I < Imáx 90 y 270 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 30 y 330 ± 0.6 ± 1.2

TABLA 9 - Límites del porcentaje de error de registro instantáneo en un segundo



(grados)

Límites de error en porciento

Clase 0.2

Clase 0.5

W 0.10 In < I < Imáx 0 y 180 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 0.6 ± 1.2

var 0.10 In < I < Imáx 90 y 270 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 30 y 330 ± 0.6 ± 1.2

VA 0.10 In < I < Imáx 0 y 180 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 0.6 ± 1.2

A 0.10 In < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 0.6 ± 1.2

V 0.10 In < I < Imáx 0 ± 0.4 ± 0.7

0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 0.6 ± 1.2

F.P. 0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 1.0 ± 2.0

Hz 0.10 In < I < Imáx 0 y 180 ± 0.1 Hz ± 0.1 Hz

0.10 In < I < Imáx 60 y 300 ± 0.15 Hz ± 0.15 Hz


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TABLA 10 - Cantidades de influencia en la energía


Cantidades de influencia Valor de corriente Ángulo de

fase (grados)

Límite de variación en % de error

kWh

Clase 0.2

Clase 0.5

Tensión del circuito de medición ± 10 %

Imín< I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

Variación de frecuencia ± 2 % Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In< I < Imáx 300 0.1 0.2

Secuencia de fase invertida 0.1 In 0 0.05 0.1

Tensión desbalanceada In 0 0.5 1.0

Tensión auxiliar ± 15 % Imín 0 0.05 0.1

Fase de la tensión auxiliar desfasado 120 ° Imín 0 0.1 0.2

Componente se armónicas en los circuitos de tensión y corriente

0.5 Imáx. 0 0.4 0.5

Subarmónicas en el circuito de corriente 0.5 In 0 0.6 1.5

Inducción magnética continua de origen externo In 0 2.0 2.0

Inducción magnética alterna de origen externo 0.5 mT. In 0 0.5 1.0

Campos electromagnéticos de radio frecuencia In 0 1.0 2.0

Disturbios conducidos. y campos inducidos por radio frecuencia

In 0 1.0 2.0

Transitorios rápidos In 0 1.0 2.0

Inmunidad de ondas oscilatorias húmedas In 0 1.0 2.0

Continúa….


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Continuación…

Cantidades de influencia Valor de corriente Ángulo de

fase (grados)

Límite de variación en % de error

kWh

Clase 0.2

Clase 0.5

Efecto de la variación de tensión para medidores con autorango únicamente en Wh. De acuerdo al rango de operación del medidor.

120 V Imín < I < Imáx 0

REFERENCIA REFERENCIA 0.1 In< I < Imáx 300

90 % Vmín Imín< I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

Vmín Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

240 V Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

277 V Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

480 V Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

110 % Vmáx. Imín < I < Imáx 0 0.1 0.2

0.1 In < I < Imáx 300 0.2 0.4

TABLA 11 - Coeficiente de temperatura (kWh)

Valor de corriente Ángulo de fase

(grados)

Coeficiente medio de temperatura %/K

Clase 0.2

Clase 0.5

Imín < I < Imáx 0 0.01 0.03

0.1 In < I < Imáx 300 0.02 0.05


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TABLA 12 - Condiciones de referencia

Cantidad de influencia Valor de referencia Tolerancias permisibles

Balance de tensiones (entre cada línea y promedio) 0 % ± 1 %

Balance de corrientes (entre cada línea y promedio) 0 % ± 1 %

Desplazamiento de fase (entre corrientes y tensiones) 0 % 2 °

Temperatura ambiente 23 °C ± 2 °C

Tensión Referencia ± 1 %

Frecuencia Referencia ± 0.3 %

Forma de onda Senoidal Distorsión < 2 %

Inducción magnética (a la frecuencia de referencia) 0 0.05 mT

NOTA: Las condiciones de referencia para tensión y frecuencia se aplican a ambos, el circuito de medición y la fuente auxiliar.

10.2.3 Pruebas eléctricas 10.2.3.1 Consumo de energía

La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62053-22, bajo las siguientes condiciones: 10.2.3.1.1 Para medidores

a) El medidor en condiciones de operación.

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.

e) Los límites de los valores obtenidos son:


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Circuito de:

Medidores Autocontenidos

Medidores con alimentación

externa Tensión (por fase) Monofásico Bifásico Trifásico

Medidor 5 W, 25 VA 3.5 W, 17.5 VA 3 W, 15 VA < 0.5 VA Corriente 1 VA 1 VA 1 VA < 1 VA Fuente auxiliar --- --- --- < 20 VA

10.2.3.1.2 Para indicadores

La potencia requerida para el funcionamiento del instrumento indicador sea menor o igual a 5 W. 10.2.3.2 Pruebas de influencia de la fuente de alimentación La prueba debe ser ejecutada de acuerdo con IEC 62052-11. 10.2.3.2.1 Microinterrupciones 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:

* Donde X = (10-6) (m) (Vn) (Imáx.) m Es el número de elementos del medidor. Vn Es el voltaje nominal del medidor. Imáx. Es la corriente máxima del medidor.

El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades. La prueba debe realizarse 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,


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- 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.

10.2.3.3 Pruebas de influencia de sobre corriente de corto tiempo

La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62053-22. La prueba debe realizarse bajo las siguientes condiciones:

a) Se toma el error a tensión y corriente nominal y ángulo de fase a 0 °. b) 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.

c) La prueba debe realizarse fase por fase d) Se energiza el medidor durante una hora a tensión nominal. e) Después de la hora se toma el error a tensión y corriente nominal y ángulo de fase a 0 °, este no

debe de exceder de 0.05 % del error antes de la prueba. 10.2.3.4 Prueba de influencia de autocalentamiento

La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62053-22. El límite de variación en el porciento de error no debe exceder los valores de la tabla 13.

TABLA 13 - Límites de tolerancia en el error

Valor de corriente Ángulo de

fase(grados)

Límites de variación en % de error

Clase 0.2 Clase 0.5

Imáx 0 0.1 0.2

Imáx 300 0.1 0.2

10.2.3.5 Prueba de influencia de calentamiento

Esta prueba se debe realizar de acuerdo con la norma IEC 62052-11 y cumplir con lo indicado en dicha prueba. Después de la prueba se deben realizar las pruebas dieléctricas de acuerdo al inciso 10.2.1 subincisos 10.2.1.1 y 10.2.1.2.


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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 por medio de software que el medidor no debe presentar cambios en la información y debe operar correctamente. 10.2.4.1 Supresión de radio interferencia La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 y a la referencia [2] de esta especificación. 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. d) Los valores obtenidos no deben exceder los límites establecidos.

10.2.4.2 Pruebas de transitorios rápidos (fast transient burst) La prueba debe ser realizada de acuerdo con 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 y auxiliares, energizados con tensión de referencia, c) Los circuitos de corriente con corriente nominal, d) Tensión 4.0 kV para los circuitos de tensión y corriente, e) Tensión 2.0 kV para los circuitos auxiliares, f) Tiempo de la prueba un minuto.

La variación de error antes de la prueba y durante la aplicación de la prueba, no debe exceder los límites de variación de la tabla 10. 10.2.4.3 Prueba de inmunidad de ondas oscilatorias La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 e IEC 61000-4-12 Esta prueba es soló para medidores operados con transformador. La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones:

a) El equipo en condiciones de operación, b) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, c) Los circuitos de corriente con corriente nominal,


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d) Para circuitos de tensión y auxiliares mayores de 40 V, e) En modo común el valor de prueba es de 2.5 kV, f) En modo diferencial el valor de prueba es de 1.0 kV, g) Frecuencias de prueba 100 kHz y 1 MHz, h) Duración de la prueba un min.

La variación de error antes de la prueba y durante la aplicación de la prueba, no debe exceder los límites de variación de la tabla 10. 10.2.4.4 Inmunidad de campos electromagnéticos de radio frecuencias La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 e IEC 61000-4-3. La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones:

a) Intervalo de frecuencia 80 MHz a 2 000 MHz, b) los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, c) los circuitos de corriente con corriente nominal, intensidad de campo 10 V/m, d) los circuitos de corriente sin alimentación, 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:

* Donde X = (10-6) (m) (Vn) (Imáx.)

m Es el número de elementos del medidor Vn Es el voltaje nominal del medidor Imáx. Es la corriente máxima del medidor

El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades La variación de error antes de la prueba y durante la aplicación de la prueba, no debe exceder los límites de variación de la tabla 10. 10.2.4.5 Inmunidad de disturbios conducidos y campos inducidos por radiofrecuencia La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 e IEC 61000-4-6,

a) El equipo en condiciones de operación, b) Los circuitos de tensión y auxiliares, 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.

La variación de error antes de la prueba y durante la aplicación de la prueba, no debe exceder los límites de variación de la tabla 10.


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10.2.4.6 Inmunidad a descargas electrostáticas La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 e IEC 61000-4-2 bajo las siguientes condiciones:

a) El medidor en condiciones de operación:

- los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, - las terminales de corriente abiertas.

b) 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:

* Donde X = (10-6) (m) (Vn) (Imáx.) m Es el número de elementos del medidor. Vn Es el voltaje 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. 10.2.4.7 Inmunidad al impulso La prueba debe ser realizada de acuerdo con IEC 62052-11 e IEC 61000-4-5.

a) El equipo en condiciones de operación, b) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, c) Las terminales de corriente abiertas. d) Tensión de prueba 4 kV para circuitos de tensión y corriente e) Tensión de prueba 1 kV para circuitos auxiliares con tensión de 40 V f) Número de impulsos 5 positivos y 5 negativos. g) 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:

* Donde X = (10-6) (m) (Vn) (Imáx.)


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m Número de elementos del medidor. Vn Voltaje nominal del medidor (V). Imáx. Corriente máxima del medidor (A).

El medidor debe tener una resolución de 0.01 unidades. Después de aplicar la prueba el medidor no debe mostrar daños, ni cambios en la información y debe estar dentro de los requisitos de exactitud de esta especificación. 10.2.4.8 Capacidad de soportar transitorios (SWC.) La prueba debe ser realizada de acuerdo con la bibliografía [3] de esta especificación. La prueba debe ser realizada bajo las siguientes condiciones:

a) El equipo en condiciones de operación, b) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, c) Sin carga en los circuitos de corriente.

Parámetros de pruebas:

a) f = {1 MHz ± 10 %},

b) Tensión eléctrica = {2.5 kV + 0, -10 %} en modo común y transversal. Después de aplicar la prueba el medidor no debe mostrar daños, ni cambios en la información y debe estar dentro de los requisitos de exactitud de esta especificación. 10.2.5 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 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 IEC 62052-11 e IEC 60068-2-1, bajo las siguientes condiciones:

a) Medidor en condiciones de no operación, b) Medidores uso interior y exterior, c) Temperatura: -20 °C ± 3 °C, para medidores de uso interior, d) Duración de la prueba: 72 h.


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

a) Los circuitos de tensión y auxiliares, energizados con tensión de referencia, 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 40 °C ± 2 °C, para medidores de uso interior y una temperatura de 55 °C ± 2 °C, para medidores de uso exterior

Después de 24 horas realice la prueba dieléctrica de acuerdo al inciso 10.2.1 subincisos 10.2.1.1 y 10.2.1.2, aplicando un factor de 0.8. 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 IEC 62052-11 e IEC 60068-2-5, bajo las siguientes condiciones:

a) Únicamente para medidores de uso exterior el medidor en condiciones de no operación b) Temperatura: 55 °C. c) Duración de la prueba 3 ciclos; un ciclo es igual a 8 h de radiación y 16 h de oscuridad. d) Después de la prueba el medidor debe operar correctamente y todas las marcas deben ser legibles

10.2.5.5 Prueba de intemperismo

Únicamente para medidores de uso exterior y gabinetes. 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 m 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 descoloramiento o manchado en los acabados de los materiales y operar correctamente. Los parámetros en pantalla se deben leer claramente hasta una distancia de 2 m al exterior y con luz de día. Después de la prueba el medidor o gabinete debe funcionar correctamente y cumplir con la exactitud en carga nominal, carga baja y carga inductiva. 10.2.6.6 Prueba de rocío salino El medidor o gabinete debe estar montado en condiciones normales de operación en una cámara salina y se debe exponer durante un período de 500 h, 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 o gabinete 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, el medidor o gabinete no debe presentar daños o cambios de la información y debe operar correctamente, de acuerdo a los requerimientos de esta especificación. 10.2.6.1 Pruebas de vibración La prueba debe efectuarse de acuerdo a IEC 62052-11 e IEC 60068-2-6, bajo las siguientes condiciones:

a) Equipo en condiciones de no operación, fuera del empaque, b) Procedimiento de prueba "A", c) Intervalo de frecuencia de 10 Hz a 150 Hz, d) Frecuencia de transición: 60 Hz, e) F < 60 Hz la amplitud constante de desplazamiento = 0.075 mm, f) F > 60 Hz aceleración constante = 9.8 m/s2 (1.0 g), g) Punto de control único, h) Número de ciclos por eje = 10.

NOTA: Se consideran 10 ciclos igual a 75 min

Después de la prueba el medidor debe operar correctamente

10.2.6.2 Prueba de impacto La prueba debe efectuarse de acuerdo a IEC 62052-11 e IEC 60068-2-27, bajo las siguientes condiciones:

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

Después de la prueba el medidor o gabinete no debe mostrar daños o cambios en la información y operar correctamente.

10.2.6.3 Pruebas de martillo (Spring hammer) La prueba debe ser ejecutada de acuerdo a IEC 62052-11 e IEC 60068-2-75.


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El medidor o gabinete 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 sufrieron daño que afecte el funcionamiento del medidor. 10.2.6.4 Pruebas de protección contra penetración de polvo y agua

a) La prueba debe ser realizada de acuerdo a las normas IEC 62052-11 e IEC 62052-11 e IEC 60529. b) Para medidores de uso interior aplicar IP51 de acuerdo a la norma NMX-J-529-ANCE. c) Para medidores de uso exterior aplicar IP54 de acuerdo a la norma NMX-J-529-ANCE d) Gabinetes aplicar IP54 de acuerdo a la norma NMX-J-529-ANCE. e) Después de cada una de las pruebas de penetración contra polvo y agua se deben realizar las

pruebas dieléctricas de acuerdo al inciso 10.2.1 subincisos 10.2.1.1 y 10.2.1.2.

10.2.6.5 Prueba de resistencia al calor y fuego La prueba debe ser realizada de acuerdo a la norma IEC 62052-11 e IEC 60695-2-11, con las siguientes temperaturas: Para tipo socket

a) En la base 960 °C ± 15 °C, b) En la cubierta 650 °C ± 10 °C.

Para tipo gabinete

- En la Parte frontal del medidor 650 °C ± 10 °C

- en la parte posterior del medidor cerca de las terminales 960 °C ± 15 °C

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 o gabinete durante su transporte. Consiste en montar los medidores o un gabinete 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. Debe ser realizada en los mismos medidores o gabinete que la prueba de caída durante el transporte y en el mismo empaque y debe ser realizada antes de dicha prueba. Los medidores no deben sufrir daño después de realizada la prueba. Después de la prueba el medidor o gabinete debe funcionar correctamente y la exactitud debe conservarse a tensión y corriente nominales.


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10.2.6.7 Caída durante el transporte La caja de empaque final conteniendo los medidores o gabinete se debe someter a 10 caídas a un piso de concreto desde la altura de acuerdo al peso según lo establecido en la tabla 14 en las posiciones que se indican en la tabla 15 y en la figura 3.

FIGURA 3 - Posiciones de la caja de empaque final

Después de la prueba los medidores deben funcionar correctamente y conservar su exactitud a tensión y corriente nominales.

TABLA 14 - Altura caída libre durante el transporte

PESO DEL GABINETE CON SU EMPAQUE ALTURA DE LA CAÍDA LIBRE

0.5 kg a 9.5 kg 76.2 cm

9.51 kg a 18.5 kg 61 cm

18.6 kg a 27.6 kg 45.7 cm

Más de 27.7 kg 30.5 cm

Cara 1

Cara 2

Cara 3 343333

Cara 4

Cara 5 555 555

Cara 6

Esquina 2-3-5

Unión de la caja


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TABLA 15 – 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

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 operación entre -20 °C a 70 °C.

d) el medidor debe tener la cubierta puesta durante toda la prueba,

e) el medidor debe estar en condiciones normales de operación a tensión y corriente nominales,

f) la duración de la prueba es de 168 h,

g) la temperatura se debe cambiar una vez cada 24 h, según se describe en los siguientes puntos,

h) el cambio de temperatura debe ser gradual y continuo, con una razón de cambio que no exceda de 20 °C/h,

i) el ciclo diario de temperatura debe realizarse 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,


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mantenga Toper-mín (-20 °C) aproximadamente 3 h,

eleve la temperatura hasta la temperatura ambiente en aproximadamente 2 h.

Después de la prueba los medidores deben funcionar correctamente y conservar su exactitud a tensión y corriente nominales. Se debe conectar un medidor serie-paralelo externo a los que se encuentran en la cámara de temperatura y verificar la energía acumulada en todos los medidores al final de la prueba de 7 días y estos deben tener un error máximo de 0.5 % entre sí. 10.2.6.9 Pruebas dimensionales Las pruebas dimensionales deben realizarse de acuerdo al plan aprobado del área usuaria y a las indicadas en esta especificación, debe aplicarse a tres medidores de cualquiera de los grupos, así mismo a un gabinete. 10.3 Pruebas de Rutina Las pruebas que se mencionan a continuación deben ser realizadas a los medidores y gabinetes en las instalaciones del fabricante y cumplir con el contenido del protocolo de pruebas establecido en la tabla 16 y con las siguientes pruebas: 10.3.1 Pruebas al 100 % de los medidores tipo enchufe y gabinete De acuerdo a la tabla No.16 A 10.3.2 Pruebas funcionales de acuerdo al tipo de medidor Estas pruebas deben realizarse aplicando un muestreo de inspección reducida con nivel II.

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

Con operación local/remota que comprende la verificación de la comunicación por cada uno de los

diferentes puertos de comunicación.

e) Pruebas de eventos y alarmas.

- Conexión / Desconexión por puerto óptico (solo para medidores clase 100 A),


- activación / desactivación del modo de prueba,




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- bajo voltaje, con umbral configurable,

- sobre voltaje, con umbral configurable,






- prueba de inversiones, - Prueba de conexión/desconexión a carga máxima.

10.3.3 Las pruebas de exactitud Se deben realizar con patrones de una exactitud de 4 a 1. 10.3.4 Las pruebas de demanda Se deben realizar en un intervalo de 3 min con subintervalos de 1 min. 10.3.5 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 16 A. 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.

10.3.8 Reporte de auditoría de producto

Cada lote de medidores o gabinetes debe ser sometido por el proveedor a una inspección por muestreo al producto terminado, de acuerdo a la norma NMX-Z-12-2, nivel de inspección general, nivel II y un nivel de calidad aceptable 0.65 %, al producto terminado, realizando las inspecciones y pruebas indicadas en el inciso e) del punto 10.3.2 y nivel ll reducido con nivel de calidad aceptable de 0.65 % para defectos críticos, 1.0 % para defectos mayores y 1.5 % para defectos menores indicadas en las tablas 16 B y 16 C, 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.


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TABLA 16 - Protocolo de pruebas de rutina

A.- PRUEBAS AL 100 % DEL LOTE

INSPECCIÓN VISUAL

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

10 % Corriente nom. (Wh) 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. (Wh) 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. (Wh) 300 y 120 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom.(varh) 330 y 150 120 o 240 0.6 1.2 Corriente nom. (varh) 90 y 270 120 o 240 0.5 1.0

B.- PRUEBAS CON MUESTREO, INSPECCIÓN NORMAL NIVEL II

Nivel de calidad aceptable (NCA) = 0.65 %



0.2 % Error máximo

0.5

Corriente mín. 0 y 180 120 o 240 0.4 1.0 Corriente 0,1 In 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente máx. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. 300 y 120 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 60 y 240 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 0 y 180 Tensión mín. ** 0.2 0.5 Corriente nom. 0 y 180 Tensión máx. ** 0.2 0.5

C.- PRUEBAS CON MUESTREO, INSPECCIÓN REDUCIDA NIVEL II

Nivel de calidad aceptable (NCA) = 0.65 %

CORRIENTE DE ARRANQUE de acuerdo al subinciso 10.2.2.2

DESLIZAMIENTO de acuerdo al subinciso 10.2.2.3

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN ENERGÍA REACTIVA (varh) unidireccional o bidireccional

Corriente de prueba

Ángulo de fase Tensión nominal % Error máximo

0.2 % Error máximo

0-5

10 % Corriente nom. 90 y 270

120 o 240 0.5 0.6

1.0 30 y 330 1.2

Corriente nom. 90 y 270 120 o 240 0.5 0.6

1.0 30 y 330 1.2

Corriente máx. 90 y 270

120 o 240 0.5 0.6

1.0 30 y 330 1.2

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

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Continuación…

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN DEMANDA (W) unidireccional o bidireccional


0.2 % Error máximo

0.5

Corriente nom. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. 300 y 120 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 60 y 240 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 0 y 180 Tensión mín. ** 0.2 0.5 Corriente nom. 0 y 180 Tensión máx. ** 0.2 0.5

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN DEMANDA (VAR)


0.2 % Error máximo

0.5

Corriente nom. 90 y 270 120 o 240 0.5 1.0 Corriente nom. 30 y 330 120 o 240 0.6 1.2

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 a 480 V, tensión mínima = 108 V, tensión máxima = 524 V.

10.3.9 Pruebas de Aceptación por el LAPEM Son las pruebas indicadas en la tabla 17 y las pruebas funcionales siguientes aplicando una inspección normal, nivel II y un nivel de calidad aceptable de 0.65 % para defectos críticos, 1.0 % para defectos mayores y 1.5 % para defectos menores al producto terminado, realizando las inspecciones y pruebas indicadas en el inciso e) del punto 10.3.2 El lote de medidores se rechaza si la muestra seleccionada por el LAPEM no cumple con las pruebas mencionadas. Autodiagnóstico.

a) Integración en pantalla.

b) Protocolo de comunicaciones. Con operación local/remota que comprende la verificación de la comunicación por cada uno de los diferentes puertos de comunicación.

c) Pruebas funcionales de eventos y alarmas

- conexión / desconexión por puerto óptico (solo para medidores clase 100 A),


- activación / desactivación del modo de prueba,




ESPECIFICACIÓN

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- bajo voltaje, con umbral configurable, - sobre voltaje, con umbral configurable, - comunicación (por puerto óptico), - intento para acceso con password incorrecto, - sincronía de tiempo, - cambio de estación, - cambio de horario, - prueba de inversiones, - prueba de conexión/desconexión a carga máxima.

TABLA 17 – Protocolo de pruebas de aceptación por el LAPEM con un NCA del 0.65 %

PRUEBAS CON MUESTREO, INSPECCIÓN NORMAL NIVEL II unidireccional o bidireccional

INSPECCIÓN VISUAL



0.2 % Error máximo

0.5

Corriente mín. 0 y 180 120 o 240 0.4 1 Corriente 0.1 In. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente máx. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. 300 y 120 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 60 y 240 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 0 y 180 Tensión mín. ** 0.2 0.5 Corriente nom. 0 y 180 Tensión máx. ** 0.2 0.5

PRUEBAS CON MUESTREO, INSPECCIÓN REDUCIDA NIVEL II

CORRIENTE DE ARRANQUE

DESLIZAMIENTO

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

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Continuación…

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN ENERGÍA REACTIVA (varh) unidireccional o bidireccional


0.2 % Error máximo

0.5


0.2 % Error máximo

0.5

10 % Corriente nom. 90 y 270

120 o 240 0.5 1.0

30 y 330 0.6 1.2

Corriente nom. 90 y 270

120 o 240 0.5 1.0

30 y 330 0.6 1.2

Corriente máx. 90 y 270 120 o 240 0.5 1.0 30 y 330 0.6 1.2

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN DEMANDA (W) unidireccional o bidireccional


0.2 % Error máximo

0.5

Corriente nom. 0 y 180 120 o 240 0.2 0.5 Corriente nom. 300 y 120 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 60 y 240 120 o 240 0.3 0.6 Corriente nom. 0 y 180 Tensión mín. ** 0.2 0.5 Corriente nom. 0 y 180 Tensión máx. ** 0.2 0.5

PUNTOS DE PRUEBA EN CALIBRACIÓN DEMANDA (VAR)


0.2 % Error máximo

0.5

Corriente nom. 90 y 270 120 o 240 0.5 1.0 Corriente nom. 30 y 330 120 o 240 0.6 1.2 10.3.10 Pruebas funcionales para la aceptación de un sistema AMI instalado El sistema AMI se debe someter a pruebas funcionales que permitan evaluar el desempeño tanto de la comunicación a través de los diferentes medios y protocolos de transmisión de datos y control. Las pruebas funcionales deben evaluar todas las funciones del sistema y probar la operación correcta de los componentes o subensambles funcionales del sistema como el mecanismo de desconexión/reconexión de los servicios, el visualizador de lecturas, el funcionamiento de las alarmas, la operación correcta de los medidores de energía, la recepción de los datos en el gabinete de recolección de datos y control, la retransmisión y recepción correcta en el servidor de aplicaciones, en condiciones ambientales dentro del intervalo de operación extrema. Estas pruebas funcionales del sistema deben ser realizadas para cada entrega derivada de un contrato, en conjunto con el área usuaria, el proveedor y el LAPEM antes de aceptar el sistema. 10.4 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.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

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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, influencia de campos magnéticos externos, interferencia por radiofrecuencias y humedad relativa. 10.4.1 Objetivo Comprobar la exactitud con la que está operando un medidor en el campo.

10.4.2 Aparatos y equipos

Medidor patrón, con certificado de calibración vigente.

10.4.3 Preparación de la muestra

Hacer una revisión ocular tanto de la instalación eléctrica en general, como la particular del medidor a verificar.

10.4.4 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 min.

b) Determinar el por ciento de error del medidor en carga baja, duración mínima de la prueba de 3

min.

d) 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

10.4.5 Resultado

La prueba se considera satisfactoria si el porcentaje promedio de error para medidores con exactitud de 0.2 no debe exceder de ± 0.4 %. Y para medidores con exactitud de 0.5 no debe exceder de ± 1.0 %.

11 MARCADO Las placas de datos debe contener la información siguiente en forma indeleble y visible desde el exterior. 11.1 Marcado de Componentes del Sistema

1. Medio de recolección de datos y control Debe llevar como mínimo los datos que se indican a continuación:

a) Número de serie.


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b) Modelo.

c) Marca.

2. Gabinete de medidores Debe llevar como mínimo los datos que se indican a continuación:


b) Modelo.

c) Marca. 3. Medidor Debe llevar como mínimo los datos que se indican a continuación:

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.

p) Unidades de medición del medidor.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

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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) Comunicación.

w) Indicación de funciones complementarias: - Tarifas horarias,

- memoria masiva,

- bidireccional.

4. Instrumento indicador de consumo La placa de datos debe contener la información siguiente en forma indeleble y visible:


b) Modelo.

c) Marca.

d) Nombre o marca registrada del fabricante.

e) Tensión nominal.

f) Frecuencia (Hz).

g) Unidad de medición del medidor.

h) Siglas CFE.

i) Leyenda del país de origen.

j) Número de medidor asignado por CFE.

k) Código de medidor asignado por CFE.

l) Código de lote assignado por CFE.

m) Debe tener un código de barras que contenga la información correspondiente al número de medidor, código de medidor y código de lote del medidor.


ESPECIFICACIÓN

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La placa de datos debe ser autorizada por el área usuaria de CFE, antes de la entrega de los instrumentos indicadores de consumo.

5. Sellos

Ver apéndice A 12 EMPAQUE Y EMBARQUE

12.1 Empaque Cada caja debe contener indicada anteriormente debe tener; relleno de material que proteja a los equipos contenidos, con el fin de conservar su integridad física y sus características de funcionamiento durante el manejo, transporte, embarque y almacenamiento. 12.2 Embarque

En lo general el proveedor debe cumplir con la norma de referencia NRF-001-CFE.

a) Marca o razón social del proveedor.

b) Número de contrato.

c) Fecha de fabricación.

d) Masa en kg.

e) Volumen en cm3 y dimensiones en cm.

f) Número de remisión.

g) Lugar de destino.

h) Precauciones en el manejo (frágil, máximo de estiba y sentido de estiba). 13 BIBLIOGRAFÍA

1 ANSI/IEEE C 12.1-2001 For Electric Meters Code for Electricity Metering.

2 ANSI/IEEE C12.16-1991 Electricity Metering Solid-State Electricity Meters. 3 ANSI/IEEE C12.18-1996 Protocol Specification for ANSI Type 2 - Optical Port.

4 ANSI/IEEE C12.20-2002 For Electricity Meter – 0.2 and 0.5 Accuracy Class.

[5] ANSI/IEEE C63.4-1992 Methods of Measurement of Radio - Noise Emissions From Low -

Voltage Electrical Equipment in the Range of 9 kHz to 40 GHz.


ESPECIFICACIÓN

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[6] ASTM B117-1997 Standard Practice for Operating Salt - Spray (Fog) Testing Apparatus.

7 UL-50-1995 UL Standard for Safety Enclosures for Electrical Equipment.

[8] ANSI C12.22-2008 American National Standard Protocol Specification for Interfacing to

Data Communication Networks. [9] IEEE 1901-2010 Standard for Broadband over Power Line Networks: Medium

Access Control and Physical Layer Specifications. [10] IEEE 802.5.4G-2012 Standard for Local and metropolitan area networks - Part 15.4: Low

- Rate Wireless Personal Area Networks (LR-WPANs) Amendment 3: Physical Layer (PHY) Specifications for Low - Data-Rate, Wireless, Smart Metering Utility Networks.

[11] IEEE 802.11n-2009 Standard for Information Technology - Local and Metropolitan Area

Networks-- Specific Requirements - Part 11: Wireless LAN Medium Access Control (MAC) and Physical Layer (PHY) Specifications Amendment 5: Enhancements for Higher Throughput.

[12] IEEE 802.16-2012 Standard for Air Interface for Broadband Wireless Access Systems. [13] EN 301 113 Digital Cellular Telecommunications System (Phase 2+); General

Packet Radio Service (GPRS). [14] IEEE 802.15.5-2005 WPAN Mesh Networks. [15] ITU-TG.652-2009 Transmission Media and Optical Systems Characteristics - Optical

Fiber Cables. [16] ANSI/TIA/EIA 568B-2001 Commercial Building Telecommunications Standard. [17] IEEE 802.1q-2011 Standard for Local and Metropolitan Area Networks - Media Access

Control (MAC) Bridge and Virtual Bridged Local Area Networks. [18] IEEE 802.1x -2010 Port Based Network Access Control. [19] IEEE 802.11i-2004 Standard for Information Technology - Telecommunication and

Information Exchange Between Systems. [20] ANSI C12.10-2011 Physical Aspects of Watthour Meters - Safety Standard. [21] ANSI C12.19-2008 American National Standard for Utility Industry End Devices Data

Tables [22] ASTM D2244-2011 Standard Practice for Calculation of Color Tolerances and Color

Differences From Instrumentally Measured Color Coordinates. [23] ASTM D4587-2011 Standard Practice for Fluorescent UV - Condensation

Exposures of Paint and Related Coatings. [24] AES Estándar de cifrado avanzado (AES) (FIPS PUB 197).


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[25] MED – 7020 Niveles de Seguridad en Protección de Equipos de Medición. [26] PE K3000-01 Procedimiento Técnico para Aceptación y Revalidación de

Prototipos de Bienes.

14 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES

Las Características Particulares son las indicadas en la convocatoria.


ESPECIFICACIÓN

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APÉNDICE A Nomenclatura de los sellos y medidores de energía eléctrica

A.1 Nomenclatura de Sellos 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 acorde a como se indica en el procedimiento MED 7020 y debe ser 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 adquisición 4 Alfabético Color de sello/estado del usuario 5, 6, 7, 8,9 y 10 Numérico Consecutivo de la serie

Ejemplo: A01V000100 para la División Baja California, año 2001, color verde y número consecutivo 000100. El número debe estar plasmado en una etiqueta de vinilo resistente durante su expectativa de vida útil a las condiciones del medio ambiente rayos U.V. humedad, salinidad y abrasivos, encapsulada dentro del cuerpo del sello de acuerdo al procedimiento MED 7020. A.2 Definición del código de barras en sellos El código de barras en sellos (CBS) debe contener caracteres alfanuméricos en simbología no mayor a 9.4 caracteres por pulgada para las simbologías 1D, o código QR par simbología bidimensional. Las líneas para el código de barras en sellos (CBS) deben contener al menos lo siguiente:

Dato Contenido 1 Las siglas "CFE" 2 El código de barras 3 La interpretación del código de barras (El número de sello)

Nomenclatura de Medidores de Energía Eléctrica Número de medidor.- Es el identificador único, intransferible y no reutilizable que sirve para controlar y dar seguimiento al mismo, está formado por un campo alfanumérico de seis caracteres, debe ser proporcionado por el área usuaria de acuerdo al procedimiento MED 7010. A.3 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:


ESPECIFICACIÓN

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

“Número de medidor. Código de medidor. Código de lote”


ESPECIFICACIÓN

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APÉNDICE B Especificación de interfaces Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI)-Sicom-Sicoss (rev 02)

El objetivo de esta especificación es definir las características, funcionamiento y pruebas necesarias para las interfaces entre el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) Y LOS SISTEMAS DE FACTURACIÓN Y COBRANZA, Y SERVICIO AL CLIENTE DE CFE. B.1 Definiciones SICOM: Sistema Comercial de facturación y cobranza de CFE. SICOSS: Sistema de Control de Solicitudes de Servicio de CFE. FTP: File Transfer Protocol. Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI): Sistema independiente de toma de lecturas remota de medidores instalados en campo. LECTURA: Lectura de consumo en kilowatthoras de medidores en campo. TARIFA HORARIA: Diferentes lecturas de consumo en kilowatthoras, kvarhoras y demanda en kilowatt clasificadas por periodos horarios. RPU: Registro Permanente de Usuario. XML: Archive Extensible Markup Language. CALENDARIO DE LECTURA: Tarea programada del Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) donde se indica la fecha que se deben realizar algún trabajo específico. NÚMERO DE MEDIDOR: Número único de medidor asignado por CFE. MEDIDOR AUTOCONTENIDO: Medidor con capacidad para medir directamente sin necesidad de transformadores auxiliares. MEDIDOR PARA TRANSFORMADORES DE MEDICIÓN: Medidor que requiere transformadores auxiliares de medición. RUTA: Secuencia de servicios continuos para la toma de lectura y reparto de avisos-recibo. LECTURA ACTUAL: Lectura del medidor al momento de la interrogación. B.2 Requerimientos generales para funcionamiento de interfaces 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 (SIG-AMI), espere un archivo de respuesta con el resultado de la ejecución de los comandos enviados y lo deposite en una ubicación específica en el servidor del SICOM. El archivo podrá contener múltiples comandos. El medio utilizado para el intercambio de los archivos XML puede ser sockets, Web Services u otro que sea soportado por el sistema operativo Unix.


ESPECIFICACIÓN

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El Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) debe contar con la capacidad de ejecutar al menos los siguientes comandos:

1) Desconexión de medidor

2) Conexión de medidor

3) Alta de medidor

4) Baja de medidor

5) Modificación de medidor

6) Alta de un medidor de un calendario de lecturas.

7) Baja de un medidor de un calendario de lecturas.

8) Toma de lectura actual.

9) Toma de lectura para facturación por ruta.

10) Toma de lectura para facturación por ciclo.

Los comandos 9 y 10 son equivalentes y podrá utilizarse cualquiera de los dos según aplique en el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI). El área usuaria (CFE) realizará las pruebas correspondientes a cada uno de los comandos listados anteriormente para asegurar el buen funcionamiento de las interfaces. El proveedor debe suministrar un Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) propio instalado en un servidor y en operación; para interactuar con SICOM de CFE a su vez debe proporcionar al menos dos medidores con desconexión interna y un equipo concentrador de datos de medición con los medios de comunicación adecuados para poder se debe realizar las pruebas que se mencionan en los puntos siguientes. A su vez, debe proporcionar soporte técnico para puesta en marcha del sistema de pruebas en las instalaciones de CFE. B.3 Descripción, funcionamiento y pruebas de los comandos del Sistema Informático de Gestión

(SIG-AMI):

1) Desconexión de medidor

a) Descripción Para el comando de desconexión, se enviará 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 15 minutos máximo por medidor.

b) Diagrama


ESPECIFICACIÓN

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c) Estructura de comandos

Envío:

<?xmlversion="1.0" standalone="no"?>

<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>

<TaskOnFailure="Continue">

<DisconnectMeter

MeterName="número-de-medidor"

/>

</Task>

</Sequence>

</ImportDataInput>

</AMRDEF>

Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>

<Task OnFailure="Continue">

<ImportAction Name="DisconnectMeter ">

<Input>

<DisconnectMeterMeterName="numero-de-medidor"/>

</Input>

<ResultOutcome="resultado" Message="texto-resultado: fileName=nombre-del-archivo" />

</ImportAction>

</Task>

</Sequence>

</ImportDataOutput>


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

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nombre-del-archivo será el archivo donde quede la lectura del medidor en caso de que sea exitosa la ejecución y tendrá la

siguiente estructura:

Si no tiene éxito en la comunicación, el nombre del archivo está vacío

<? xml version="1.0"?>

<AMRDEF Purpose="AMRDataRequest"

version=" número de version"

CreationTime="Hora de creación en formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS" >

<MeterReadings>

<Meter MeterName=" número-de-medidor " MeterType="Tipo de Medidor" />

<ConsumptionData>

<ConsumptionSpec UOM="Unidad-de-medida-kWh"

Direction="Direccion"

TouBucket="Periodo"

MeasurementPeriod="Periodo-que-mide"

Multiplier="Multiplicador" />

<Reading TimeStamp="Hora-de-lectura formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS" Value="Valor-de-la-lectura" />

</ConsumptionData>

..

.. (unaseccion de ConsumptionData para cada periodo)

<MaxDemandData>

<MaxDemandSpec UOM="Unidad-de-medida-kW"

Direction="Dirección"

TouBucket="Periodo"


Multiplier="multiplicador" />

<Reading Value="Valor de la demanda formato 9.999" />

</MaxDemandData>

..

.. (unaseccion de MaxDemandData para cada periodo)

<DemandResetCountCount="Contador-de-resets"

TimeStamp="Fecha del reset formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS"

UOM="Unidad-de-Medida-Veces" />

<Statuses >

<Status Id="Identificador-Estatus"

Name="Nombre-del-Estatus "

Category="Categoría" />

..

.. (Todos los estatus detectados)

</Statuses>

<InstrumentationValueName="Voltage" Value="Valor-del-voltaje" Timestamp="Hora-de-lectura formato AAAA-MM-

DD HH:MM:SS" />

</MeterReadings>

</AMRDEF>

Si el medidor no registra demanda, los valores en la sección de Max Demand Data serán nulos o ceros.

En la sección de Status es, Status Id=”0”, indica que el medidor funciona correctamente. Otros valores podrán ser definidos

por el proveedor dependiendo de las funcionalidades que posea su equipo de medición.

d) Pruebas

El SICOM le enviará un archivo con el comando de desconexión al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI); este debe realizar la desconexión del medidor y retroalimentar con un archivo (Resultado esperado) la confirmación de este comando. Se deberá enviar el comando a dos medidores, el primero que esté conectado y el segundo que este desconectado para que se validen los estatus que regrese el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI).


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2) Conexión de medidor

a) Descripción Para el comando de conexión, se enviará como parámetro el número de medidor y en la respuesta debe indicar si fue exitosa o fallida y la lectura actual del medidor. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 15 minutos máximo por medidor. Este comando tiene prioridad sobre todos los demás.

b) Diagrama


Envío:

<? xml version="1.0" standalone="no"?>

<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<ConnectMeter

MeterName="número-de-medidor”

/>

</Task>

</Sequence>

</ImportDataInput>

</AMRDEF>


ESPECIFICACIÓN

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Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="ConnectMeter ">

<Input>

<ConnectMeterMeterName="numero-de-medidor"/>

</Input>

<ResultOutcome="resultado" Message="texto-resultado: fileName=nombre-del-archivo" />

</ImportAction>

</Task>

</Sequence>

</ImportDataOutput>

nombre-del-archivo será el archivo donde quede la lectura del medidor en caso de que sea exitosa la ejecución y tendrá la

siguiente estructura:

Si no tiene éxito en la comunicación, el nombre del archivo está vacío

<? xml version="1.0"?>




<MeterReadings>


<ConsumptionData>



TouBucket="Periodo"



<Reading TimeStamp="Hora-de-lectura formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS" Valué="Valor-de-la-lectura" />

</ConsumptionData>

..

.. (Una sección de Consumption Data para cada periodo)

<MaxDemandData>



TouBucket="Periodo"




</MaxDemandData>

..

.. (una sección de Max Demand Data para cada periodo)




<Statuses >


Name="Nombre-del-Estatus”


..


</Statuses>


ESPECIFICACIÓN

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<InstrumentationValueName="Voltage" Valué="Valor-del-voltaje" Timestamp="Hora-de-lectura formato AAAA-MM-

DD HH:MM:SS" />

</MeterReadings>

</AMRDEF>

Si el medidor no registra demanda, los valores en la sección de Max Demand Data deben ser nulos o ceros. En la sección de Status es, Status Id=”0”, indica que el medidor funciona correctamente. Otros valores pueden ser definidos por el proveedor dependiendo de las funcionalidades que posea su equipo de medición.

d) Pruebas

El SICOM le enviará un archivo con el comando de conexión al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe realizar la conexión del medidor y retroalimentar con un archivo (Resultado esperado) la confirmación de éste comando. Se debe enviar el comando a dos medidores, el primero que esté conectado y el segundo que éste desconectado para que se validen los estatus que regrese el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI).

3) Alta de medidor

a) Descripción

Para el comando de alta de medidor (tarea realizada por SICOM), debe 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 1 minuto máximo por medidor a partir del envío del comando.

b) Diagrama


ESPECIFICACIÓN

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Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<Meter

IsActive="1"

MeterType="tipo-de-medidor"

SerialNumber="número-de-medidor"

MeterName="número-de-medidor "

SDPId="clave-de-division"

AccountName="nombre-del-servicio"

AccountNumber="rpu-del-servicio"

SiteLocation="clave-de-zona"

TouSchedule="Total EnergyOnly"

Description="domicilio-del-servicio"

InstallationDate="fecha-de-instalacion"

/>

</Task>

</Sequence> </ImportDataInput>

</AMRDEF>

Resultadoesperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="NewMeter">

<Input>

<Meter MeterName="numero-de-medidor"/>

</Input>

<Result Outcome="resultado" Message="texto-resultado" />

</ImportAction>

</Task>

</Sequence> </ImportDataOutput>

d) Pruebas El SICOM le enviará un archivo con el comando de alta de medidor al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe incorporar los datos del cliente al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) y retroalimentar con un archivo (Resultado esperado) la confirmación de este comando.


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4) Baja de medidor

a) Descripción Para el comando de baja de medidor, el SICOM enviará 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 1 minuto máximo por medidor a partir del envío del comando.

b) Diagrama


Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<Meter


RemovalDate="fecha-de-baja"

/>

</Task>



ESPECIFICACIÓN

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</AMRDEF>

Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="RemoveMeter">

<Input>


</Input>


</ImportAction>

</Task>


d) Pruebas El SICOM le enviará un archivo con el comando de baja de medidor al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe cambiar el estado de dicho medidor y retroalimentar con un archivo (Resultado esperado) la confirmación de este comando.

5) Modificación de medidor

a) Descripción Para el comando de modificación del medidor (tarea realizada por SICOM), se enviarán 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 1 minuto máximo por medidor a partir del envío del comando.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

78 de 99

081010 Rev 150410

b) Diagrama


Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<Meter

IsActive="1"

MeterType="tipo-de-medidor"

SerialNumber="número-de-medidor"

MeterName="número-de-medidor "

SDPId="clave-de-division"

AccountName="nombre-del-servicio"

AccountNumber="rpu-del-servicio"

SiteLocation="clave-de-zona"

TouSchedule="Total EnergyOnly"

Description="domicilio-del-servicio"

InstallationDate="fecha-de-instalacion"


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

79 de 99

081010 Rev 150410

/>

</Task>


</AMRDEF>

Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="ModifyMeter">

<Input>


</Input>


</ImportAction>

</Task>


d) Pruebas El SICOM le enviará un archivo con los nuevos datos para el medidor al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe actualizar los datos del cliente al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI) y retroalimentar con un archivo (Resultado esperado) la confirmación de este comando.

6) Alta de un medidor de un calendario de lecturas.

a) Descripción Para el comando de alta de un medidor de un calendario de lecturas, se enviarán como parámetros el número de medidor y el identificador del Calendario 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 1 minuto máximo por medidor a partir del envío del comando. La identificación del calendario de lecturas se hará por el número del ciclo de lecturas.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

80 de 99

081010 Rev 150410

b) Diagrama


Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>

<TaskOnFailure="Continue">

<MeterBilling


Schedule="nombre-del-schedule"

ComponentGroup="nombre-del-dataset"

/>

</Task>


</AMRDEF>

Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="Assign Meter to Schedule">

<Input>

<MeterBillingMeterName="numero-de-medidor"/>

</Input>


</ImportAction>

</Task>


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

81 de 99

081010 Rev 150410


d) Pruebas

El SICOM enviará un archivo con el comando para dar de alta un medidor a un calendario de lecturas al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe regresar un archivo indicando si la acción fue exitosa o fallida.

7) Baja de un medidor de un calendario de lecturas

a) Descripción Para el comando de baja de un medidor de un calendario de lecturas, se enviarán como parámetros el número de medidor y el identificador del Calendario 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. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 1 minuto máximo por medidor a partir del envío del comando. La identificación del calendario de lecturas se hará por el número del ciclo de lecturas.

b) Diagrama

c) Estructura de comandos.

Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<MeterBilling

IsActive="0"



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

82 de 99

081010 Rev 150410

Schedule="nombre-del-schedule"

ComponentGroup="nombre-del-dataset"

/>

</Task>


</AMRDEF>

Resultado esperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="Remove Meter from Schedule">

<Input>

<MeterBillingMeterName="numero-de-medidor"/>

</Input>


</ImportAction>

</Task>


d) Pruebas

El SICOM enviará un archivo con el comando para dar de baja un medidor de un calendario de lecturas al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este deberá regresar un archivo indicando si la acción fue exitosa o fallida.

8) Toma de lectura actual

a) Descripción Para el comando de toma de lectura actual, el SICOM enviará como parámetro el número de medidor. La respuesta deberá traer la lectura actual del medidor e indicar si la ejecución fue exitosa o fallida y un texto descriptivo en caso de ser fallida. El tiempo de respuesta de este comando debe de ser 15 minutos máximo por medidor.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

83 de 99

081010 Rev 150410

b) Diagrama

c) Estructura de comandos Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<ReadMeterBillingMeterName=" numero-de-medidor " />

</Task>


</AMRDEF>

Resultadoesperado:

<ImportDataOutput>

<Sequence>


<ImportAction Name="BilingReadMeter ">

<Input><ReadMeterBillingMeterName="numero-de-medidor"/>

</Input><ResultOutcome="resultado" Message="texto-resultado: fileName=nombre-del-archivo" />

</ImportAction>

</Task>


Nombre-del-archivo debe ser el archivo donde quede la lectura del medidor en caso de que sea exitosa la ejecución y tendrá la siguiente estructura: Si no tiene éxito en la comunicación, el nombre del archivo está vacío


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

84 de 99

081010 Rev 150410

<?xml version="1.0"?>




<MeterReadings>


<ConsumptionData>



TouBucket="Periodo"




</ConsumptionData>

..


<MaxDemandData>



TouBucket="Periodo"




</MaxDemandData>

..





<Statuses >




..


</Statuses>


DD HH:MM:SS" />

</MeterReadings>

</AMRDEF>

Si el medidor no registra demanda, los valores en la sección de Max Demand Data deben ser nulos o ceros. En la sección de Status es, Status Id=”0”, indica que el medidor funciona correctamente. Otros valores podrán ser definidos por el proveedor dependiendo de las funcionalidades que posea su equipo de medición

d) Pruebas

El SICOM enviará un archivo con el comando para tomar la lectura actual un medidor al Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), este debe regresar un archivo indicando si la acción fue exitosa o fallida.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

85 de 99

081010 Rev 150410

9) Toma de lectura para facturación por ruta

a) Descripción

El Servidor del Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), debe contar con el servicio ftp (file transfer protocol), mediante el cual el SICOM podrá obtener el archivo de lecturas de los medidores generado por el calendario programado para la toma de lecturas. La ejecución de dicho calendario debe ser previa a este comando y el archivo debe estar disponible.

El nombre del archivo de lecturas debe incluir el identificador del calendario y la fecha en que se realizó la ejecución de la toma de lecturas.

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

- 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)

y un identificador de dicha alarma. - lista de los números de medidor leídos exitosamente, con los valores de sus lecturas y la

fecha de dichas lecturas con un rango de tolerancia máximo de menos 3 días.

b) Diagrama


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

86 de 99

081010 Rev 150410

c) Estructura del archivo de lecturas

<?xml version="1.0"?>




<ScheduleExecution started="Hora de inicio del schedule en formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS"

finished="Hora de fin del schedule en formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS" >

<MetersNotRead>

<Meter MeterName=" número-de-medidor " >

<Status Code=" código-de-error " Text=" Descripción-del-

codigo-de-error " />

</Meter>

….

….

….

</MetersNotRead>

<ErrorSection>




</Meter>

….

….

….

</ErrorSection>

<TamperSection>

<Meter MeterName=" número-de-medidor ">

<Status Code=" código-de-error "Text=" Descripción-del-


</Meter>

….

….

….

</TamperSection>

</ScheduleExecution>

<MeterReadings>


<ConsumptionData>



TouBucket="Periodo"




</ConsumptionData>


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

87 de 99

081010 Rev 150410

..


<MaxDemandData>



TouBucket="Periodo"




</MaxDemandData>

..





<Statuses >




..


</Statuses>


DD HH:MM:SS" />

</MeterReadings>

….

….

…. (unMeterReading por cada medidor leido)

</AMRDEF>

Si el medidor no registra demanda, los valores en la sección de Max Demand Data debe ser nulos o ceros. En la sección de Status es, Status Id=”0”, indica que el medidor funciona correctamente. Otros valores podrán ser definidos por el proveedor dependiendo de las funcionalidades que posea su equipo de medición.

Pruebas Ejecutar un calendario de lecturas en el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), en SICOM se debe hacer una tarea de toma de lecturas que obtenga vía ftp el archivo resultado del servidor del Sistema Informático de Gestión(SIG-AMI), el SICOM debe procesar dicho archivo obteniendo la lectura de cada medidor que incluye la tarea. Al terminar en SICOM se debe realizar el proceso de unión de tareas para generar el reporte de lecturas tomadas.

10) Toma de lectura para facturación por ciclo.

a. Descripción.

El Servidor del Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), debe contar con el servicio ftp (file transfer protocol), mediante el cual el SICOM podrá obtener el archivo de lecturas de los medidores generado por el número de ciclo de lecturas. El proceso de aplicación de las lecturas por ciclo se debe realizar en el momento de la solicitud a través de la orden de las lecturas por ciclo. El nombre del archivo de lecturas debe incluir el número del ciclo de lecturas y la fecha de ejecución de la toma de lecturas.


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

88 de 99

081010 Rev 150410

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

- 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)

y un identificador de dicha alarma. - lista de los números de medidor leídos exitosamente, con los valores de sus lecturas y la

fecha de dichas lecturas con un rango de tolerancia máximo de menos 3 días.

b. Diagrama

Envío:


<AMRDEF>

<ImportDataInput>

<Sequence>


<ReadMeterBillingReadingCicle=" numero-de-ciclo " />

</Task>


</AMRDEF>

Resultado esperado:

<?xmlversion="1.0"?>



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

89 de 99

081010 Rev 150410



<ScheduleExecution started="Hora de inicio del schedule en formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS"

finished="Hora de fin del schedule en formato AAAA-MM-DD HH:MM:SS" >

<MetersNotRead>




</Meter>

….

….

….

</MetersNotRead>

<ErrorSection>




</Meter>

….

….

….

</ErrorSection>

<TamperSection>

<Meter MeterName=" número-de-medidor ">

<Status Code=" código-de-error "Text=" Descripción-del-


</Meter>

….

….

….

</TamperSection>

</ScheduleExecution>

<MeterReadings>


<ConsumptionData>



TouBucket="Periodo"




</ConsumptionData>

..


<MaxDemandData>



ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

90 de 99

081010 Rev 150410


TouBucket="Periodo"




</MaxDemandData>





<Statuses >


Name="Nombre-del-Estatus "


..

.. (todos los estatus detectados)

</Statuses>


DD HH:MM:SS" />

</MeterReadings>

….

….

…. (unMeterReading por cada medidor leido)

</AMRDEF>

Si el medidor no registra demanda, los valores en la sección de Max Demand Data deben ser nulos o ceros. En la sección de Status es, Status Id=”0”, indica que el medidor funciona correctamente. Otros valores pueden ser definidos por el proveedor dependiendo de las funcionalidades que posea su equipo de medición.

11) Pruebas Ejecutar un ciclo de lecturas en el Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI), en SICOM se debe hacer una tarea de toma de lecturas que obtenga vía ftp el archivo resultado del servidor del Sistema Informático de Gestión (SIG-AMI).

c) Descripción y formato de variables 1. Descripción de los campos

Nombre Tipo

número-de-medidor Número de Medidor del servicio clave-de-división División a la que pertenece el servicio. nombre-del-servicio Nombre del cliente. Rpu-del-servicio Número único de usuario. clave-de-zona Zona a la que pertenece el servicio. domicilio-del-servicio Dirección donde se ubica el servicio. fecha-de-instalación Fecha y hora de instalación del medidor. nombre-del-schedule Nombre del Schedule. Define la fecha y frecuencia de

ejecución de un dataset. tipo-de-medidor Texto conteniendo el tipo de medidor.

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

91 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

nombre-del-dataset Nombre del dataset. Define la acción que se debe realizar el sistema, por ejemplo, tomar lecturas a los medidores.

fecha-de-baja Fecha y hora en que se da de baja el medidor. resultado Toma los valores de Success o Failure texto-resultado Texto que describe el motivo de la falla. nombre-del-archivo Nombre del archivo XML donde queda la lectura del

medidor, tiene la misma estructura del archivo de lecturas.

n1,n2,…,n9 Son contadores de las acciones ejecutadas, fallidas, número de intentos (OPCIONAL).

tipo-mensaje-global Toma los valores de Informational o Error, dependiendo si todo se ejecutó bien o si hubo algún error (OPCIONAL).

texto-mensaje-global Texto con el resumen de la ejecución (OPCIONAL).

2. Tipo de los campos

Nombre Tipo Longitud

número-de-medidor Alfanumérico 6 clave-de-división Alfanumérico 2 nombre-del-servicio Alfanumérico 30 rpu-del-servicio Numérico 12 clave-de-zona Alfanumérico 4 domicilio-del-servicio Alfanumérico 30 fecha-de-instalación Fecha Hora AAAA-MM-DD hh:mm:ss nombre-del-schedule Alfanumérico 30 nombre-del-dataset Alfanumérico 30 fecha-de-baja Fecha Hora AAAA-MM-DD hh:mm:ss tipo-de-medidor Alfanumérico 10 resultado Alfanumérico Variable texto-resultado Alfanumérico Variable nombre-del-archivo Alfanumérico Variable n1,n2,…,n9 Numérico Variable tipo-mensaje-global Alfanumérico Variable texto-mensaje-global Alfanumérico Variable

Secciones los archivos de lecturas: <MetersNotRead>: Medidores que no pudieron ser leídos

<ErrorSection>: Errores o fallas detectadas en los medidores.

<TamperSection>: Medidores con posible manipulación

<MeterReadings>: Datos y lecturas de los medidores.

Valores de los atributos en el archivo de lecturas:

Periodo: Total, TierA, TierB, TierC, TierD, TierE

Dirección: Delivered, Received, Sum

Periodo-que-mide: Current

Unidad-de-medida-kWh: kWh

Unidad-de-medida-kW: kW


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

92 de 99

081010 Rev 150410

APÉNDICE C Tabla de funciones

PARÁMETROS PARA MEDIDORES

Forma 1S, 12S, 16S y

centralizado en gabinete,

suministro en baja tensión

Forma 9S y 16S,

suministro en media tensión

CARACTERÍSTICAS

Tensión (V) 120 120 – 480 Frecuencia (Hz) 60 60 Clase de exactitud 0.5 0.2 Bidireccional √ √ REGISTRACION

kWh entregados √ √ kWh recibidos √ √ kW entregados √ √ kW recibidos √ √ kvarh Q1 √ √ kvarh Q2 ** √ kvarh Q3 ** √ kvarh Q4 ** √ Voltaje instantáneo por fase (V) √ √ Corriente instantánea (I) √ √ Perfil de carga cinco minutal por 35 días ** ** Tarifas horarias (Congelados y de estación) ** √ Contador de interrupciones √ √ FUNCIONES

Corte / reconexión remota √ - Corte / reconexión por puerto óptico √ - Dispositivo de reinicio de demanda por software √ √

Dispositivo de reinicio de demanda por hardware - √

Sincronía de tiempo √ √ Cambio de estación ** √ Cambio de horario de verano √ √ Modo de prueba por software √ √

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

93 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

EVENTOS Y ALARMAS

Conexión/ por puerto óptico E - Desconexión por puerto óptico E/A - Errores fatales del medidor E/A E/A Pérdida de enlace SIG-AMI E/A E/A Ausencia de tensión, en el momento en que sucedan E/A E/A

Batería baja E/A E/A Restablecimiento de tensión de suministro. E E Bajo voltaje, con umbral configurable. E/A E/A Sobre voltaje, con umbral configurable. E/A E/A Comunicación (por puerto óptico). E E Intento para acceso con password incorrecto. E E Polaridad y fases cruzadas - E/A PUERTOS DE COMUNICACIÓN

Óptico ANSI tipo 2 √ √ Entre el medidor y el indicador de consumo: PLC, Radio Frecuencia (RF) ** **

Entre el medidor y otro medidor: PLC, Radio Frecuencia (RF), RS-485 y/o RS-232 ** **

Entre los medidores y gabinete de medidores: PLC, Radio Frecuencia (RF), RS-485 y/o RS-232, Fibra óptica

** **

Entre el gabinete de medidores y el módulo o medio de recolección: PLC, Radio Frecuencia (RF), RS-485 y/o RS-232

** **

Entre medidores y el módulo o medio de recolección de datos: PLC y Radio Frecuencia (RF)

** **

Entre el Módulo o medio de recolección de datos y el servidor del centro de Gestión AMI: PLC, Radio Frecuencia (RF), Fibra óptica, GPRS, EDGE, 3G, 4G y Enlace dedicado

** **

Puertos de comunicación adicionales para el medidor: Ethernet TC/IP, GPRS EDGE, 3G o 4G TC/IP y/o RS 232 DB9 y/o RS 485.

** **

VALORES DE PANTALLA

Prueba de segmentos √ √ Estado de dispositivo de corte (abierto o cerrado) √ -

Estado del modo de operación (normal o prueba) √ √

√ Requisito ** Características particulares Registros: E.- Evento; A.- Alarma


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

94 de 99

081010 Rev 150410

APÉNDICE D

Tabla de Parámetros Los parámetros registrados en el medidor deben ser configurables para mostrarse en pantalla.

La siguiente tabla muestra la configuración básica de pantallas utilizada en CFE, la cual es enunciativa más no limitativa.

PARÁMETROS EN DISPLAY PARA MEDIDORES TIPO SOCKET Y

CENTRALIZADOS EN GABINETE

Forma 1S, 12S, 16S y

centralizado en gabinete, suministro en baja tensión

Forma 9S y 16S, suministro en

media tensión

Parámetro

Un

idad

Modo Normal

Modo Alterno

Modo Prueba

Có

dig

o

Modo Normal

Modo Alterno

Modo Prueba

Prueba de segmentos - √ - - - √ - - identificador del medidor - - - - √ - -

Fecha actual - - - - 10 √ - - Hora actual - - - - 20 √ - -

Energía activa total entregada kWh √ - - 5 √ - - Energía activa total recibida kWh √ - - 50 √ - - Energía reactiva total (Q1) kvarh √ - - 35 √ - - Energía reactiva total (Q2) kvarh - - - - √ - - Energía reactiva total (Q3) kvarh - - - - √ - - Energía reactiva total (Q4) kvarh - - - - √ - -

Energía activa entregada del periodo A kWh - - - 51 √ - -

Energía activa recibida del periodo A kWh - - - 71

** - -

Demanda máxima entregada del período A kW - - - 61 √ - -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período A - -

-

- - √ -

-

Hora de la Demanda máxima entregada del período A - - - - - √ - -

Energía activa entregada del periodo B kWh - - - 52 √ - -

Energía activa recibida del periodo B kWh - - - 72 ** - -

Demanda máxima entregada del período B kW - - - 62 √ - -

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

95 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

Fecha de la Demanda máxima entregada del período B - - -

-

-

√ - -

Hora de la Demanda máxima entregada del período B - -

-

-

-

√ - -

Energía activa entregada del periodo C kWh - - - 53 √ - -

Energía activa recibida del periodo C kWh - - - 73 ** - -

Demanda máxima entregada del período C kW - - - 63 √ - -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período C - - - - - √ - -

Hora de la Demanda máxima entregada del periodo C - - - - - √ - -

Energía activa entregada del periodo D kWh - - - 54 ** - -

Energía activa recibida del periodo D kWh - - - 74 ** - -

Demanda máxima entregada del período D kW - - - 64 ** - -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período D - - - - - ** - -

Hora de la Demanda máxima entregada del período D - - - - - ** - -

Contador de resets de demanda - - - - 8 √ - - Demanda activa instantánea kWh - - - 14 √ √ -

Demanda reactiva instantánea kvarh - - - 12 √ √ - Demanda aparente instantánea kW - - - 11 √ √ -

Fecha del último reset - - - - 323 - √ - Versión de firmware - - - 301 - √ -

Identificador de programa - - - - 302 - √ - Kh - - - - 331 - √ -

Autolectura de Energía activa entregada del periodo A del último

reset kWh - - - 151

- √ -

Autolectura de Demanda máxima entregada del período A del último

reset kW - - - 161

- √ -

Autolectura de la Fecha de la Demanda máxima entregada del

período A del último reset - - - - 121

- √ -

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

96 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

Autolectura de la Hora de la Demanda máxima entregada del

período A del último reset - - - - 111

- √ -

Autolectura de Energía activa entregada del periodo B del último

reset kWh - - - 152

- √ -

Autolectura de Demanda máxima entregada del período B del último

reset kW - - - 162

- √ -


período B del último reset - - - - 122

- √ -


período B del último reset - - - - 112

- √ -

Autolectura de Energía activa entregada del periodo C del último

reset kWh - - - 153

- √ -

Autolectura de Demanda máxima entregada del período C del

último reset kW - - - 163

- √ -


período C del último reset - - - - 123

- √ -


período C del último reset - - - - 113

- √ -

Autolectura de Energía activa entregada del periodo D del último

reset kWh - - - 154

- √ -

Autolectura de Demanda máxima entregada del período D del

último reset kW - - - 164

- √ -


período D del último reset - - - - 124

- √ -


período D del último reset - - - - 114

- √ -

Autolectura de Energía activa total entregada del último reset kWh - - - 15 - √ -

Autolectura de Energía reactiva total Q1 del último reset kvarh - - - 135 - √ -

Energía activa entregada del periodo A en la Estación Anterior kWh - - - 251 - √ -

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

97 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

Demanda máxima entregada del período A en la Estación Anterior kW - - - 261 - √ -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período A en la

Estación Anterior - - - - 221

- √ -

Hora de la Demanda máxima entregada del período A en la


- √ -

Energía activa entregada del periodo B en la Estación Anterior kWh - - - 252 - √ -

Demanda máxima entregada del período B en la Estación Anterior kW - - - 262 - √ -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período B en la


- √ -

Hora de la Demanda máxima entregada del período B en la


- √ -

Energía activa entregada del periodo C en la Estación Anterior kWh - - - 253 - √ -

Demanda máxima entregada del período C en la Estación Anterior kW - - - 263 - √ -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período C en la


- √ -

Hora de la Demanda máxima entregada del período C en la


- √ -

Energía activa entregada del periodo D en la Estación Anterior kWh - - - 254 - √ -

Demanda máxima entregada del período D en la Estación Anterior kW - - - 264 - √ -

Fecha de la Demanda máxima entregada del período D en la


- √ -

Hora de la Demanda máxima entregada del período D en la


- √ -

Energía activa total entregada en la Estación Anterior kWh - - - 25 - √ -

Energía reactiva total (Q1) en la Estación Anterior kvarh - - - 235 - √ -

Hora del último reset - - - - 313 - √ - Autolectura de Energía activa

recibida del periodo A kWh - - - 171 - ** -

Continúa…


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

98 de 99

081010 Rev 150410

Continuación…

Autolectura de Energía activa recibida del periodo B kWh - - - 172 - ** -

Autolectura de Energía activa recibida del periodo C kWh - - - 173 - ** -

Autolectura de Energía activa recibida del periodo D kWh - - - 174 - ** -

Autolectura de Energía activa total recibida del último reset kWh - - - 150 - ** -

Energía activa recibida del periodo A en la Estación Anterior kWh - - - 271 - ** -

Energía activa recibida del periodo B en la Estación Anterior kWh - - - 272 - ** -

Energía activa recibida del periodo C en la Estación Anterior kWh - - - 273 - ** -

Energía activa recibida del periodo D en la Estación Anterior kWh - - - 274 - ** -

Energía activa total recibida en la Estación Anterior kWh - - - 250 - ** -

Energía activa total (entregada + recibida kWh - - ** 95 - - -

Energía activa total entregada kWh - - ** 5 - √ √ Energía activa total recibida kWh - - ** 50 -

Tiempo restante del subintervalo s - - ** 1 - √ √ Demanda presente entregada kW - - ** 2 - √ √

Energía reactiva total Q1 kvarh - ** 35 - √ √


ESPECIFICACIÓN

CFE G0100-05

99 de 99

081010 Rev 150410

APÉNDICE E

Tarifas horarias y registro de demanda Cuando se requiera, el medidor debe tener la capacidad de registrar los siguientes parámetros de medición:

a) En tarifas horarias:

- deben ser programables para mostrar en pantalla: los parámetros de consumos y demandas

parciales y totales de al menos 4 tarifas y 4 estaciones,

- deben ser programables para mostrar en pantalla en modo alterno: última toma de lectura (“congeladas” o auto lecturas) y cambio de estación.

- para la configuración de tarifas horarias se requiere:

mínimo 4 días típicos diferentes. mínimo 4 períodos diferentes (base, intermedio, punta y semipunta). mínimo 4 cambios diarios de período. cambio de horario de verano (CHV). consumos por período y totales. mínimo 4 estaciones. mínimo 8 días festivos, en periodo mínimo de 15 años.

b) Capacidad de registro de demanda. Debe ser rolada en intervalos de 15 min y subintervalos de 5 min o un intervalo de 15 min sin subintervalos.

mÉxico - lapem.cfe.gob.mx · tabla 4 - corrientes de prueba para clase 15 (100) _____ 37 . tabla 5...

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