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INTRODUCCIÓN. En los últimos años se han incrementado los avances tecnológicos en todas las áreas de la ciencia, desde el estudio de los genes y la física cuántica hasta una mejor comprensión del Universo, incluyendo los vuelos espaciales, la microelectrónica y el área computacional que tanto a revolucionado al mundo. Sin dejar de lado el problema de la contaminación ambiental producto del avance Industrial. El hombre ha dado diferentes alternativas de solución. No podría quedar atrás el bienestar humano, al diseñar nuevas viviendas, de elegantes fachadas y distribución de habitaciones más funcionales; por esto las instalaciones eléctricas residenciales también se deben adaptar a dichos renovados diseños aplicando las nuevas tecnologías, tanto en el uso de nuevos materiales eléctricos, como en sus modernas formas de distribución. En el área comercial y de oficinas también hay avances sustanciales que van desde los establecimientos comerciales con sistemas de alumbrado ahorradores de energía y equipos de aire acondicionado y refrigeración, hasta los llamados edificios inteligentes con detectores de humo, circuito cerrado, control de iluminación, escaleras eléctricas y puertas automáticas operadas por sensores fotoeléctricos. En alumbrado público se ha incrementado en áreas iluminadas de calles, calzadas, avenidas y autopistas, así como en estacionamientos y canchas deportivas, paralelamente a este aumento se han diseñado luminarias más eficientes, utilizando menores potencias. En el ámbito industrial se ha avanzado notablemente, la mayoría de los sistemas de alumbrado, control, fuerza y el proceso en general, se controla por PLC’S (Controladores Lógicos Programables), que reciben señales manualmente y por sensores de: temperatura, límite, presión, nivel, vibración, flujo y movimiento, así como detectores fotoeléctricos, capacitivos e inductivos. Dentro de los sistemas de automatización de los procesos también se tiene el SCD (Sistema de Control distribuido), que permite controlar y monitorear una planta o un proceso, por medio de una lógica en la cual las variables de dicho proceso son leídas, transformadas y procesadas para generar señales, estableciendo lazos de control analógicos o algoritmos digitales y así tener un monitoreo y control directo de todo el proceso desde cualquier punto donde exista una interfaz con el usuario, desde dentro o fuera de la planta de proceso. Por lo antes expuesto podemos decir que las instalaciones eléctricas son de primordial importancia pues tiene que ver con todo lo que opere o maneje con la energía eléctrica y abarca desde la generación de ésta (energía), hasta su utilización en ciudades e industrias; puede ser desde un simple circuito de un contacto con una lámpara y su apagador hasta la instalación de un alimentador con varios conductores por fase calibre 1000, ó 2000 MCM, que manejen una gran potencia de una subestación o planta Industrial. Las instalaciones eléctricas contemplan: el cálculo de los calibres de conductores tanto en baja tensión como en alta tensión, llamados estos últimos cables de potencia o energía; el cálculo de los interruptores de los circuitos alimentadores y derivados; el cálculo de las protecciones de sobrecarga; cálculo del sistema de tierra; cálculo del número de luminarias necesarios para un proyecto de alumbrado; cálculo de centros de carga tanto de alumbrado como de control de motores; cálculo de subestaciones eléctricas, etc. 1

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INTRODUCCIÓN.

En los últimos años se han incrementado los avances tecnológicos en todas las áreas de la ciencia, desde el estudio de los genes y la física cuántica hasta una mejor comprensión del Universo, incluyendo los vuelos espaciales, la microelectrónica y el área computacional que tanto a revolucionado al mundo. Sin dejar de lado el problema de la contaminación ambiental producto del avance Industrial. El hombre ha dado diferentes alternativas de solución. No podría quedar atrás el bienestar humano, al diseñar nuevas viviendas, de elegantes fachadas y distribución de habitaciones más funcionales; por esto las instalaciones eléctricas residenciales también se deben adaptar a dichos renovados diseños aplicando las nuevas tecnologías, tanto en el uso de nuevos materiales eléctricos, como en sus modernas formas de distribución.

En el área comercial y de oficinas también hay avances sustanciales que van desde los establecimientos comerciales con sistemas de alumbrado ahorradores de energía y equipos de aire acondicionado y refrigeración, hasta los llamados edificios inteligentes con detectores de humo, circuito cerrado, control de iluminación, escaleras eléctricas y puertas automáticas operadas por sensores fotoeléctricos.

En alumbrado público se ha incrementado en áreas iluminadas de calles, calzadas, avenidas y autopistas, así como en estacionamientos y canchas deportivas, paralelamente a este aumento se han diseñado luminarias más eficientes, utilizando menores potencias.

En el ámbito industrial se ha avanzado notablemente, la mayoría de los sistemas de alumbrado, control, fuerza y el proceso en general, se controla por PLC’S (Controladores Lógicos Programables), que reciben señales manualmente y por sensores de: temperatura, límite, presión, nivel, vibración, flujo y movimiento, así como detectores fotoeléctricos, capacitivos e inductivos. Dentro de los sistemas de automatización de los procesos también se tiene el SCD (Sistema de Control distribuido), que permite controlar y monitorear una planta o un proceso, por medio de una lógica en la cual las variables de dicho proceso son leídas, transformadas y procesadas para generar señales, estableciendo lazos de control analógicos o algoritmos digitales y así tener un monitoreo y control directo de todo el proceso desde cualquier punto donde exista una interfaz con el usuario, desde dentro o fuera de la planta de proceso.

Por lo antes expuesto podemos decir que las instalaciones eléctricas son de primordial importancia pues tiene que ver con todo lo que opere o maneje con la energía eléctrica y abarca desde la generación de ésta (energía), hasta su utilización en ciudades e industrias; puede ser desde un simple circuito de un contacto con una lámpara y su apagador hasta la instalación de un alimentador con varios conductores por fase calibre 1000, ó 2000 MCM, que manejen una gran potencia de una subestación o planta Industrial.

Las instalaciones eléctricas contemplan: el cálculo de los calibres de conductores tanto en baja tensión como en alta tensión, llamados estos últimos cables de potencia o energía; el cálculo de los interruptores de los circuitos alimentadores y derivados; el cálculo de las protecciones de sobrecarga; cálculo del sistema de tierra; cálculo del número de luminarias necesarios para un proyecto de alumbrado; cálculo de centros de carga tanto de alumbrado como de control de motores; cálculo de subestaciones eléctricas, etc.

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En las instalaciones eléctricas también se deben considerar las canalizaciones y salidas: telefónicas, de circuito cerrado, del sistema de sonido, contra incendio, y sistemas de alarma y comunicación en general.Para poder diseñar una instalación eléctrica debemos tener conocimiento de los tipos de tableros, de conductores eléctricos, de canalizaciones y sus elementos de conexión que publican los fabricantes por medio de catálogos y manuales, así como tener una visión clara de lo que se quiere proyectar. Por supuesto esto se adquiere con el tiempo y de acuerdo a lo involucrado que estemos en estos proyectos.

Para llevar a cabo los proyectos correctamente y dentro de especificaciones debemos familiarizarnos con las Norma Oficial Mexicana, NOM-001-SEMP- del año vigente de la norma (o del año que rija al momento de aplicarse), relativas a las instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica.

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CAPITULO I

NORMAS Y ESPECIFICACIONES.

GENERALIDADES

DEFINICIÓN: INSTALACIÓN ELÉCTRICA.

Es el conjunto de elementos, tales como: ductos, canalizaciones, conductores eléctricos, conexiones, elementos de control, elementos de protección y en general accesorios destinados a contener, controlar y transformar la energía eléctrica, para ser utilizada en los diferentes aparatos receptores.

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

Dentro del ramo de las instalaciones eléctricas industriales se pueden establecer siete objetivos principales, que son:

• SEGURIDAD.• EFICIENCIA.• FLEXIBILIDAD.• FACILIDAD DE EXPANSIÓN.• SIMPLICIDAD.• ECONOMÍA.• CUMPLIR CON NORMAS.

Seguridad.- La seguridad, dentro del diseño y operación de cualquier instalación eléctrica, deberá ser siempre el punto más importante a considerar ya que de ella dependen no sólo el equipo y las instalaciones, sino también evitar al máximo: incendios, fallas y principalmente accidentes a los operarios y usuarios de la energía eléctrica.

Eficiencia.- Las instalaciones deberán diseñarse de manera que trabajen a la mayor eficiencia posible, todo esto para evitar en un alto grado, cualquier paro de operación de las plantas.Flexibilidad.- Deberá diseñarse hasta donde sea posible, un sistema que proporcione flexibilidad en la alimentación eléctrica, es decir, que cuenta con un respaldo de energía para asegurar continuidad en el servicio.

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Facilidad de Expansión.- Las instalaciones eléctricas siempre son susceptibles de sufrir modificaciones y aumentos de carga, por lo que se debe buscar que no se limite el poder cubrir este requisito, previendo espacios libres y circuitos futuros.

Simplicidad.- Otra de las características que se deben de cubrir en el diseño de instalaciones eléctricas, es el de simplificar y facilitar la construcción, operación y manejo de los equipos redundando esto en períodos de mantenimiento menos frecuentes, más sencillos y a más bajo costo, sin restringir espacios para la circulación del personal y de fácil acceso para su mantenimiento.

Economía.- Dentro de este renglón, deberá buscarse el resolver el problema, no sólo tomando en cuenta la inversión inicial sino también, evaluando otros puntos como: confiabilidad del equipo, consumo de energía, gastos de operación, mantenimiento, etc.Es de hacerse notar que para el caso de muchas instalaciones industriales el factor económico involucrado en el sistema eléctrico, no juega un papel preponderante, esto es debido a que dentro de ellas, el paro de operación de una planta, implica pérdidas de producción en cantidades cuantiosas (dependiendo del tiempo de paro), lo cual viene a demostrar la importancia de contar con un sistema que ofrezca la ventaja de continuidad de servicio. Además, si se considera que el costo de la instalación eléctrica representa frecuentemente un porcentaje relativamente bajo comparado con el costo total de una planta industrial, y que sin embargo el funcionamiento de ésta, depende básicamente de la energía eléctrica, es pues significativo el que existan otros factores más importantes que el económico.

Cumplir con normas.- Deben de apegarse a la norma relativa a las Instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica.

1.1 REGLAMENTO

Para reglamentar y actualizar leyes, primero se analizan si aún proceden estas, si no es así, se actualizan. En México se actualiza el reglamento de las Instalaciones eléctricas elaborando un anteproyecto y posteriormente se establece el proyecto de Ley.

Para que este proyecto de Ley se haga NORMA, los beneficios que recibe la ciudadanía deben ser superiores a los costos que se requieren para implementar la NORMA.

El análisis de este proyecto de Ley se lleva a cabo por un Comité Consultivo Nacional de Normalización para Instalaciones Eléctricas (CCNNIE), constituido por personal técnico especializado en cada uno de los términos del Reglamento; dicho personal colabora en sesión permanente para recibir de la opinión pública, las observaciones y opiniones, las cuales son turnadas a los grupos autores para su análisis y consideración, y así poder dar vigencia a ésta NORMA que se publica en el Diario Oficial de la Federación por parte de la SECRETARÍA DE ENERGÍA MINAS E INDUSTRIA PARAESTATAL (SEMP) y fundamentadas en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y de la Dirección General de Normas (D. G. N.).

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Cabe mencionar que dicho Reglamento tiene como objetivo regular y establecer las especificaciones de carácter técnico que deben satisfacer las Instalaciones destinadas al suministro y uso de Energía Eléctrica, en forma permanente, para salvaguardar la seguridad de los usuarios y su patrimonio. Esta Norma Oficial Mexicana (NOM), establece disposiciones técnicas que deben observarse en las Instalaciones Eléctricas de: aplicación general para locales; equipos y condiciones especiales; en sistemas de comunicación; en sistemas de alumbrado público; en Instalaciones de Subestaciones; de líneas eléctricas de suministro público; en transportes eléctricos y otras líneas eléctricas y de comunicación ubicadas en la vía pública; así como instalaciones de los usuarios que sean operadas y mantenidas por personal idóneo.

Con el objeto de reglamentar las instalaciones eléctricas en México de una forma más completa, y de acuerdo con los desarrollos tecnológicos que en productos y equipos eléctricos han surgido en los últimos años, la Dirección General de Normas publicó en el Diario Oficial de la Federación, el 10 de octubre de 1994, la norma NOM-001-SEMP-1994: Instalaciones destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica. Esta sustituye oficialmente a las Normas Técnicas para Instalaciones Eléctricas (NTIE) de 1981, y constituye la guía que deben seguir diseñadores, constructores y unidades de verificación, en lo relativo a proyecto, construcción y aprobación de instalaciones eléctricas.

Es necesario aclarar que la regulación de proyectos eléctricos ya no es competencia de la Secretaría de Comercio y Fomento Industrial (SECOFI), sino de la Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal (SEMIP); y a esta última entidad hay que dirigirse para lo concerniente a instalaciones eléctricas.

El campo de aplicación de la norma NOM Instalaciones eléctricas comprende:• Las instalaciones para explotación de energía eléctrica, en cualquiera de las tensiones

usuales de operación, incluyendo la instalación de equipo conectado a las mismas por los usuarios.

• Las subestaciones y plantas generadoras de emergencia que sean propiedad de los usuarios.

• Las líneas eléctricas y su equipo. Dentro del término líneas eléctricas, quedan comprendidas las aéreas y las subterráneas conductoras de energía eléctrica, ya sea que formen parte de sistemas de servicio público, o bien que correspondan a otro tipo de instalaciones.

Especificaciones de la norma NOM-001-SEMP-1994

La Norma Oficial Mexicana Instalaciones destinadas al suministro y uso de energía eléctrica, consta de una introducción y 14 capítulos subdivididos en dos partes. En la primera se establecen disposiciones técnicas que deben observarse en las instalaciones eléctricas; de aplicación general para locales, equipos y condiciones especiales, sistemas de comunicación y alumbrado público, incluyendo un capitulo de tablas.

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La segunda parte incluye las disposiciones técnicas que se deben aplicar en la instalación de subestaciones, líneas eléctricas de suministro público, transportes eléctricos y otras líneas eléctricas y de comunicación ubicadas en la vía pública; así como en instalaciones similares que sean propiedad de los usuarios.

Por otra parte se tienen las Normas del CÓDIGO NACIONAL ELÉCTRICO (National Electrical Code, NEC) de los E. E. U. U. que son revisadas y actualizadas por la Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (National Fire Protection Association, NFPA), que sirven de referencia, puesto que varias de ellas se han transcrito a las Normas Oficiales Mexicanas.

Independientemente de estas dos fuentes importantes de Normatividad, se tienen diferentes reglamentos internos de Empresas, como ejemplos sólo mencionamos dos:

- NORMAS Y ESPECICACIONES DE PETROLEOS MEXICANOS PARA PROYECTOS E INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

- REGLAMENTO INTERNO PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL, regido por el CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENACE) dependiente de la Subdirección de Operación de la C. F. E.

Como podemos apreciar, cada Empresa transcribe las Normas de acuerdo a sus necesidades pero siempre en función de la NORMA OFICIAL MEXICANA relativa a las Instalaciones Destinadas al Suministro y uso de la Energía Eléctrica. A continuación mencionaremos solo algunos puntos de la NOM-001-SEMP-1994 y el artículo IX del Reglamento interno para la Operación del Sistema Eléctrico Nacional de C. F. E.

1.1.1 NOM-001-SEMP-1994:

Especificaciones90 Introducción

Primera parte

Capítulo 1Disposiciones generales100 Definiciones110 Requisitos para instalaciones eléctricas

Capítulo 2Diseño y protección de las instalaciones eléctricas200 Uso e identificación de los conductores puestos a tierra210 Circuitos derivados215 Alimentadores220 Cálculo de circuitos derivados y alimentadores225 Circuitos exteriores derivados y alimentadores (índice)230 Acometidas

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240 Protección contra sobrecorriente250 Puesta a tierra280 Apartarrayos

Capítulo 3Métodos de instalación y materiales300 Métodos de instalación305 Alambrado provisional310 Conductores para instalaciones de uso general318 Charolas para cables320 Alambrado visible sobre aisladores321 Alambrado soportado por un mensajero324 Instalaciones ocultas sobre aisladores326 Cables de media tensión tipo MV328 Cable plano tipo FCC330 cables con aislamiento mineral y cubierta metálica tipo MI331 Tubería eléctrica no metálica333 Cables con armadura tipo AC334 Cables con armadura metálica tipo MC336 Cable con cubierta no metálica, tipos NM y NMC337 Cable con pantalla y cubierta no metálica tipo SNM338 Cable para acometida339 Cables subterráneos para alimentadores y para circuitos derivados tipo UF340 Cables de energía y control tipo TC para charolas342 Extensiones no metálicas343 Cable preensamblado en tubo conduit no metálico344 Extensiones bajo el repello345 Tubo conduit metálico semipesado346 Tubo conduit metálico tipo pesado347 Tubo rígido no metálico348 Tubo conduit metálico tipo ligero349 Tubería metálica flexible350 Tubo conduit metálico flexible351 Tubo conduit flexible hermético a los líquidos metálico y no metálico (liquatite)352 Canalizaciones metálicas y no metálicas de superficie353 Multicontacto354 Ductos bajo el piso356 Canalizaciones en pisos celulares metálicos358 Canalizaciones en pisos de concreto celular362 Ductos metálicos y no metálicos con tapa363 Cables planos tipo FC364 Ductos con barras (electroductos)365 Canalizaciones prealambradas370 Registros de salida, de dispositivos, de empalme o de tiro, cajas de registro ovaladas

y accesorios 373 Gabinetes, cajas y gabinetes para enchufe de medidores374 Canales auxiliares

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380 Desconectadores384 Tableros de distribución y gabinetes de control

Capítulo 4Equipos de uso general

400 Cordones y cables flexibles402 Alambres para aparatos410 Luminarios, equipo de alumbrado, portalámparas, lámparas y receptáculos o

contactos422 Aparatos eléctricos424 Equipo eléctrico fijo para calefacción de ambiente426 Equipo eléctrico fijo para descongelar y derretir nieve427 Equipo eléctrico fijo para calentamiento de tuberías para líquidos y recipientes430 Motores, circuitos de motores y sus controles440 Equipos de aire acondicionado y de refrigeración445 Generadores450 Transformadores y bóvedas de transformadores455 Convertidores de fases460 Capacitores470 Resistencias y reactores480 Acumuladores

Capítulo 5Ambientes especiales

500 Lugares clasificados como peligrosos501 Lugares clase I502 Lugares clase II503 Lugares clase III504 Sistemas intrínsecamente seguros510 Lugares clasificados como peligroso - específicos511 Cocheras de servicio, de reparación y almacenamiento513 Hangares de aviación514 Surtidores (dispensarios) y estaciones de servicio y autoconsumo515 Plantas de almacenamiento516 Procesos de acabado517 Instalaciones en lugares de cuidados de la salud518 Lugares de concentración pública520 Areas de audiencia en teatros, cines, estudios de televisión y lugares similares530 Estudios de cine, televisión y lugares similares540 Proyectores de cine545 Inmuebles prefabricados547 Construcciones agrícolas550 Viviendas móviles y sus estacionamientos551 Vehículos de recreo y sus estacionamientos

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553 Construcciones flotantes555 Marinas y muelles

Capítulo 6Equipos especiales

600 Anuncios luminosos y alumbrado de realce604 Sistemas de alambrado prefabricados605 Artículos de oficina (relacionados con accesorios de alumbrado y muros

prefabricados)610 Grúas y polipastos620 Ascensores, montaplatos, escaleras mecánicas y pasillos móviles630 Soldadoras eléctricas640 Grabadoras de sonido y equipos similares645 Equipos de procesamiento de datos y cómputo electrónico650 Organos tubulares660 Equipos de rayos X665 Equipos de calefacción por inducción y por pérdidas dieléctricas668 Celdas electrolíticas669 Galvanoplastia670 Maquinaria industrial675 Máquinas de riego operadas o controladas eléctricamente680 Piscinas, fuentes e instalaciones similares685 Sistemas eléctricos integrados690 Sistemas solares fotovoltaicos

Capítulo 7Condiciones especiales

700 Sistemas de emergencia701 Sistemas de reserva legalmente requerido702 Sistemas opcionales de reserva705 Fuentes de producción de energía eléctrica interconectada709 Alumbrado especial de emergencia y señalización en lugares de concentración

pública710 Instalaciones con tensiones nominales mayores a 600 volts720 Circuitos y equipos que operan a menos de 50 volts725 Circuitos de clase 1, clase 2, y clase 3 para control remoto, señalización y de

potencia limitada760 Sistemas de señalización para protección contra incendios770 Cables de fibra óptica y canalizaciones780 Distribución en circuito y programada

Capítulo 8Sistemas de comunicación

800 Circuitos de comunicación

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810 Equipos de radio y televisión820 Antenas de televisión comunitarias y sistemas de distribución de radio

Capitulo 9Alumbrado público

901 Disposiciones de carácter general902 Definiciones903 Niveles de luminancia e iluminancia904 Sistemas de alumbrado público905 Pasos vehiculares906 Sistema de iluminación para áreas generales

Capítulo 10Tablas

Segunda parte

Capítulo 21Generalidades2101 Disposiciones de carácter general2102 Definiciones2103 Métodos de puesta a tierra

Capítulo 22Líneas aéreas2201 requisitos generales2202 Separación de conductores en una misma estructura. Espacios para subir y trabajar2203 Separación entre conductores soportados en diferentes estructuras2204 Altura de conductores y partes vivas de equipo, sobre el suelo, agua y vías férreas2205 Separación de conductores a edificios, puentes y otras construcciones2206 Distancia horizontal de estructuras a vías férreas, carreteras y aguas navegables2207 Derecho de vía2208 Cargas mecánicas en líneas aéreas2209 Clases de construcción en líneas aéreas2210 Retenidas

Capítulo 23Líneas subterráneas2301 Requisitos generales2302 Obra civil para instalaciones subterráneas2303 Cables subterráneos2304 Estructuras de transición de líneas aéreas a cables subterráneos o viceversa2305 Terminales2306 Empalmes terminales y accesorios para cables2307 equipo subterráneo2308 Instalaciones en túneles

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2309 Charolas para cables

Capítulo 24Subestaciones2401 requisitos generales2402 Locales y espacios para subestaciones2403 Sistemas de tierras2404 Resguardo y espacios de seguridad2405 Instalación de equipo eléctrico en subestaciones

REQUISITOS OBLIGATORIOS Y RECOMENDACIONES

Los requisitos obligatorios en ésta norma se han distinguido usando en el texto la palabra “debe”.Adicionalmente a dichos requisitos, se dan recomendaciones que permiten obtener, en el caso general, condiciones de servicio satisfactorias. Para éstas recomendaciones se usa alguna forma de expresión que las distingue propiamente como tales.Por otra parte, cuando se quiere indicar que algo es permitido, se usa la palabra “puede”.

Como ejemplo transcribimos el Artículo 210.

ARTÍCULO 210 - CIRCUITOS DERIVADOS.A Disposiciones Generales

210 - 1 Alcance. Éste artículo se aplica a los circuitos derivados excepto los que alimentan cargas de motores que están contemplados en el Artículo 430.

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Cuando en un circuito derivado se conectan motores en combinación con unidades de alumbrado u otros aparatos, deben aplicarse los requisitos de este Artículo y los del Artículo 430.

Excepción: Los circuitos derivados de celdas electrolíticas que se contemplan en la Sección 668-3 (c), excepciones 1 y 4.

210 - 3 Clasificación. Los circuitos derivados se clasifican de acuerdo con la capacidad o ajuste de su dispositivo de protección contra sobrecorriente; el cuál determina la capacidad nominal del circuito, aunque, por alguna razón, se utilicen conductores de una capacidad mayor. La clasificación de los circuitos derivados debe ser de 15, 20, 30, 40 y 50 A.

Excepción: Los circuitos derivados de multisalidas, mayores de 50 A, se permiten para cargas que no sean de alumbrado y en locales industriales donde la supervisión y el mantenimiento se efectúe por personal calificado.

210 - 4 Circuitos derivados multiconductores

a) Generalidades. Los circuitos derivados comprendidos en este Artículo pueden ser multiconductores. Un circuito derivado multiconductor debe considerarse como circuito múltiple, siempre que todos los conductores partan del mismo tablero de distribución.Nota : En un sistema de potencia de 3 - fases 4 - hilos empleado para alimentar sistemas de cómputo u otras cargas electrónicas similares, puede requerirse que el diseño del sistema permita la posibilidad de corrientes armónicas altas en el neutro.

b) Unidades de vivienda. En las unidades de vivienda, un circuito derivado multiconductor que alimenta a más de un dispositivo o equipo ubicados en un mismo soporte, debe estar provisto de un medio que permita desconectar simultáneamente todos los conductores activos en el tablero de distribución donde se origina el circuito derivado.

c) Carga de fase a neutro. Los circuitos derivados multiconductores, deben alimentar exclusivamente cargas de fase a neutro.

Excepción 1: Un circuito derivado multiconductor que alimente sólo un equipo de utilización.Excepción 2: Cuando todos los conductores activos de un circuito derivado multiconductor, abren simultáneamente por el dispositivo de sobrecorriente del circuito derivado.Nota: Véase la sección 300-13 (b) para la continuidad del conductor puesto a tierra en los circuitos multiconductores.

d) Identificación de los conductores activos. Cuando en un inmueble exista más de una tensión nominal del sistema, cada conductor activo en el sistema debe identificarse por fase o por sistema. La descripción de la identificación de cada circuito derivado, debe colocarse permanentemente en el tablero correspondiente.

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Nota: La identificación de los conductores de cada sistema, puede hacerse por medio de colores, cintas marcadas u otras prácticas igualmente efectivas. Véase las secciones 215-8, 230-56 y 384-3 (e).

210 - 5 Código de colores para circuitos derivados.

a) Conductor puesto a tierra. El conductor puesto a tierra de un circuito derivado debe estar identificado con un color blanco o gris natural. Cuando se alojen conductores de diferentes sistemas en una misma canalización, caja de conexión u otro tipo de cubierta, si se requiere conductor puesto a tierra, este debe tener una cubierta exterior de color blanco o gris natural. Cada conductor puesto a tierra de otro sistema, si es que se requiere, debe tener una cubierta exterior de color blanco con una franja de color identificable (que no sea verde) a lo largo del aislamiento del conductor u otro medio de identificación.

Excepción 1: Los conductores neutros con aislamientos del tipo mineral o con pantalla metálica, deben identificarse con marcas en sus terminales durante el proceso de instalación.Excepción 2: Lo señalado en la Excepción 3 de la Sección 200-6 (a) y en la Excepción de la Sección 200-6 (b).

b) Conductor de puesta a tierra de equipos. El conductor de puesta a tierra para equipos de un circuito derivado, si éste no es desnudo, debe identificarse con un color verde continuo o verde con una o más franjas amarillas longitudinales al conductor.

Excepción 1: Los señalado en las Excepciones 1 y 4 de la Sección 250- 57 (b), y Excepciones 1 y 2 de la Sección 310-12 (b).Excepción 2: El uso de un conductor aislado que tenga color verde o verde con una o más franjas amarillas, se permite en alambrado interno de equipos, siempre que dicho alambrado no se utilice como conexión a los conductores terminales de un circuito derivado.

210-6 Tensión máxima de los circuitos derivados.

a) Limitación del local. En unidades de vivienda, cuartos de hotel y locales similares la tensión no debe exceder de 127 V entre los conductores que alimentan las terminales de:

1) Unidades de alumbrado 2) Contacto y cordón con clavija que alimentan cargas de 1440 VA o menores, o

menos de ¼ de caballo de potencia.

b) 127 V entre conductores. Los circuitos que no excedan 127 V nominales entre conductores, pueden alimentar:

1) Las terminales de portalámparas de casquillo roscado, o de otro tipo de portalámpara para la clase de tensión para el cuál han sido diseñados.

2) Equipo auxiliar de lámparas de descarga.

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3) Equipo de cordón con clavija o equipo de utilización conectado permanentemente.

c) 277 V a tierra. Los circuitos que excedan 127 V nominales entre conductores y no excedan 277 V nominales a tierra, pueden alimentar.

1) Unidades de alumbrado de descarga eléctrica equipados con portalámparas de casquillo roscado.

2) Unidades de alumbrado incandescentes provistas de portalámparas de casquillo roscado, alimentadas de un autotransformador que forma parte integral de la unidad y la terminal roscada externa esté eléctricamente conectada al conductor neutro del circuito derivado.

3) Unidades de alumbrado provistas de portalámparas de casquillo roscado de base mogul.

4) Otros tipos de portalámparas de casquillo roscado aprobadas para sus rangos de tensión.

5) Equipo auxiliar de lámparas de descarga eléctrica.6) Equipo de cordón con clavija o equipo de utilización conectado

permanentemente.7) Que las unidades de alumbrado no sean del tipo de apagador integrado y que se

instalen a una altura no menor de 2. 4 m sobre el nivel del piso.

d) 600 V entre conductores. Los circuitos que exceden los 277 V nominales a tierra y que no excedan 600 V nominales entre conductores, pueden alimentar.

1) El equipo auxiliar de lámparas de descarga eléctrica, montado en unidades instaladas permanentemente, donde estas se ubican de acuerdo con una de las siguientes condiciones:

a) A no menos de una altura de 6.7 m, en postes o estructuras similares para iluminar áreas exteriores, tales como carreteras, puentes, instalaciones deportivas o estacionamientos.

b) A no menos de una altura de 5.5 m, en otras estructuras tales como túneles.

2) Equipo de cordón con clavija o equipo de utilización conectado permanentemente.

A continuación se transcribe parte de los artículos del capitulo IX del Reglamento Interno para la Operación del Sistema Eléctrico Nacional de C. F. E. Relativo a Nomenclatura.

1.1.2.- CAPÍTULO IX DEL REGLAMENTO INTERNO PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL DE C. F. E.

Artículo IX. 1 Para la segura y adecuada operación, la nomenclatura para identificar voltajes, estaciones y equipos, será uniforme en toda la república. Deberá además facilitar la representación gráfica por los medios técnicos o tecnológicos disponibles en la operación.

Artículo IX. 2 Será obligatorio el uso de la nomenclatura en la operación.

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Artículo IX. 3 Las áreas de control se podrán identificar por los números siguientes:

1. ÁREA CENTRAL2. ÁREA ORIENTAL 3. ÁREA OCCIDENTAL 4. ÁREA NOROESTE 5. ÁREA NORTE6. ÁREA NORESTE7. ÁREA BAJA CALIFORNIA 8. ÁREA PENINSULAR

Artículo IX. 4 Las tensiones de operación (voltajes) se identificarán por la siguiente tabla de colores:

400 KV Azul 230 KV Amarillo

de 161 hasta 138 KV Verdede 115 hasta 60 KV Morado Magentade 44 hasta 13.2 KV Blanco Menor de 13.2 KV Naranja

Este código de colores se aplicará en tableros mímicos, dibujos, unifilares y monitores de T. V.

Artículo IX. 5 La identificación de la estación, se hará con la combinación de las tres letras y es responsabilidad de cada área de control asignarla, evitando que se repita esta identificación dentro del área.

Artículo IX. 6 Para distinguir la identificación entre dos estaciones con nomenclatura igual de áreas de control diferentes, se tomará en cuenta el número de identificación de cada área.

Artículo IX. 7 La nomenclatura de las estaciones se definirá con las siguientes normas:

- La abreviatura del nombre de la instalación más conocida, por ejemplo: Querétaro QRO.

- Las tres primeras letras del nombre, por ejemplo:PitireraPIT

- Las iniciales de las tres primeras sílabas, ejemplo:Mazatepec MZT

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- Para los nombres de dos palabras, se utilizarán las dos primeras letras de la primera palabra, y la primera de la segunda palabra, o la primera letra de la primera palabra y dos primeras de la segunda, ejemplo:

Río Bravo RIBPto. Escondido PES

- Se tomarán otras letras para evitar repeticiones en el caso de agotarse las posibilidades anteriores, ejemplo:

Manzanillo MNZ

Artículo IX. 8 La identificación del equipo de una instalación determinada, se hará con cinco dígitos. Como única excepción y sujeto a revisiones posteriores, los alimentadores de distribución (radiales) en 34.5 KV y voltajes inferiores conservarán la nomenclatura de cuatro dígitos en las instalaciones.

Artículo IX. 9 El orden que ocuparán de acuerdo a su función los dígitos, se hará de izquierda a derecha.

PRIMERO - Tensión de operaciónSEGUNDO - Tipo de equipoTERCERO YCUARTO - Número asignado al equipo (las combinaciones que resulten) del 0 al

9 para el tercer dígito, combinando del 0 al 9 del cuarto dígito.QUINTO - Tipo de dispositivo.

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Artículo IX. 10 TENSIÓN DE OPERACIÓN. Está definido por el primer caracter alfanumérico de acuerdo a lo siguiente:

TENSIÓN KV NÚMERO0.00 a 2.40 12.41 4.16 24.17 6.99 37.00 16.50 4

16.60 44.00 544.10 70.00 670.10 115.00 7

115.10 161.00 8161.10 230.00 9230.10 499.00 A500.10 700.00 B

Artículo IX. 11 TIPO DE EQUIPO. Está definido por el segundo caracter numérico de acuerdo a lo siguiente:

NÚMERO EQUIPO1 Grupo generador – transformador

(unidades generadoras)2 Transformadores o autotransformadores3 Líneas o alimentadores4 Reactores5 Capacitores (serie o paralelo)6 Equipo especial7 Esquema de interruptor de transferencia o

comodín.8 Esquema de interruptor y medio 9 Esquema de interruptor de amarre de barras 0 Esquema de doble interruptor lado barra

número 2.

Artículo IX. 12 NÚMERO ASIGNADO AL EQUIPO. El tercero y cuarto caracter definen el número económico del equipo de que se trate y su combinación permite tener del 00 al 99.

17

Page 18: CODIGOS ANSI

Artículo IX. 13 TIPO DE DISPOSITIVO. Para identificarlo se usa el quinto caracter numérico que especifica el tipo de dispositivo de que se trata.

NÚMERO DISPOSITIVO0 Interruptor 1 Cuchillas a barra uno 2 Cuchillas a barra dos3 Cuchillas adicionales4 Cuchillas fusibles5 Interruptor en gabinete blindado (extracción)6 Cuchillas de enlaces entre alimentadores y/o

barras7 Cuchillas de puesta a tierra8 Cuchillas de transferencia9 Cuchillas lado equipo (líneas, transformador,

generador, reactor, capacitor).

Artículo IX. 14 Las barras se identifican en la forma siguiente:

B 1 Tensión en KVB 2 Tensión en KVB T Tensión en KV

Por ejemplo:

B1 115 KV que significa barra uno de 115 KV.B2 115 KV que significa barra dos de 115 KV.BT 115 KV que significa barra de transferencia de 115 KV

(Ver anexos)

Artículo IX. 15 El siguiente equipo se identifica:

U Unidad GeneradorT Transformador (todo equipo de transformación)AT AutotransformadorR ReactorC Capacitor

(Ver anexos)

Artículo IX. 16 Cuando se trata de grupo generador y transformador, se debe identificar con el mismo número; por ejemplo: Si el generador se identifica como U 10, el transformador se identifica como T 10.

Como ejemplos se transcriben dos anexos.

18

Page 19: CODIGOS ANSI

ANEXO 1

9 3 1 3 7

9 3 1 3 0

9 3 1 3 1

B I 2 3 0 K V

B 2 2 3 0 K V

9 3 1 3 9 9 1 0 1 1

9 1 0 1 0

5 1 1 1 9

T I I9 3 1 3 0

9 3 1 3 3

9 8 3 4 1 9 8 1 5 1

9 1 0 1 95 1 0 1 5T 1

9 8 1 5 0

9 8 1 5 2

9 8 3 4 0

9 8 3 4 2

9 1 0 4 2

9 1 0 4 0

9 1 0 4 3

9 1 0 4 99 3 1 5 9

9 3 1 5 3

9 3 1 5 0

9 3 1 5 2

9 3 1 5 7

9 3 1 5 0T I P O D E D I S P O S I T I V O = I N T E R R U P T O RN Ú M E R O A S I G N A D O A L E Q U I P O = 1 5T I P O D E E Q U I P O = L Í N E AT E N S I Ó N D E O P E R A C I Ó N = 2 3 0 K V

T 4

U I

U 4

19

Page 20: CODIGOS ANSI

ANEXO 2

B T 1 1 5 K V

B I 1 1 5 K V

7 3 1 0 1 7 3 1 0 8

7 6 1 2 2

7 7 2 1 17 3 1 1 1 7 3 1 2 17 3 1 1 8 7 3 1 2 8

7 3 1 2 07 3 1 1 07 3 1 0 0

7 6 2 3 6 7 6 3 4 6

7 3 1 1 0 7 3 1 2 0

7 3 1 1 9 7 3 1 2 97 7 2 1 0

7 7 2 1 8

7 3 1 0 0

7 3 1 0 9

S E C A S E C B S E C C S E C D

T I P O D E D I S P O S I T I V O = I N T E R R U P T O RN Ú M E R O A S I G N A D O A L E Q U I P O = 1 0T I P O D E E Q U I P O = A L I M E N T A D O RN I V E L D E T E N S I Ó N = 1 1 5 K V

1.2 SIMBOLOGIA

Desde la antigüedad el hombre ha tratado de comunicar sus ideas con grabados en rocas,

figuras en bajo relieve ó pinturas rupestres. Por eso se dice que el lenguaje universal ha sido

el dibujo o las representaciones de objetos por medio de símbolos.

En nuestro país se ha adoptado la simbologia de las instalaciones eléctricas que rigen en los

Estados Unidos de América, por esto se le conoce como Simbología Americana, pero

debido a que tenemos Equipos y proyectos no solo americanos, sino también Europeos y de

otros países, se consideran algunos símbolos eléctricos Europeos y su equivalencia con los

de otros países.

20

Page 21: CODIGOS ANSI

1.2.1. SIMBOLOGIA AMERICANA

1.2.1 a) Símbolos usados en planos de instalaciones eléctricas de alumbrado, fuerza y

comunicaciones.

1) Acometida eléctrica de C.F.E.

2) Tablero general

3) Equipo de medición (medidor)E M K W H

4) Contacto sencillo

5) Contacto trifasico (tres polos 220 volts)

6) Contacto trifasico (salida especial)

7) Contacto de piso

8) Contacto doble

29) Lampara piloto

10) Cuadro indicador

11) Teléfono extensión

12) Reloj eléctrico marcador

13) Tubería que sube

14) Tubería que baja

15) Teléfono conmutador

16) Salida de teléfono para puerto de computadora

21

Page 22: CODIGOS ANSI

17) Teléfono directoT

18) Reloj eléctrico secundario

19) Llamador de enfermos con piloto

20) Botón de timbre

21) Lampara fluorescente de 22 W

22) Chapa eléctrica

23) Bocinas para sistema de sonido

24) Apagador sencillo

25) Apagador de escalera, o tres vías

26) Apagador de cuatro vías

27) Apagador de puerta o presión

P28) Apagador de cadena

C29) Interruptor de seguridad

30) Tablero de alumbrado o centro de carga

31) Tablero de distribución o de fuerza

32) Salida de centro incandescente

33) Luminaria fluorescente 2 x 74 y 2 x 38 W

2 x 7 4 2 x 3 8

22

Page 23: CODIGOS ANSI

34) Timbre o campana

35) Zumbador

36) Corneta o sirena

37) Salida para antena T.V. de 75 y 300 ohms T V

38) Reflector

39) Portero eléctrico

40) Interruptor electromagnético

41) Registro eléctricoR

42) Ventilador 8

43) Salida spot

44) Tubería conduit para teléfono45) Tubería por piso (subterránea)46) Tubería por losa o muro (visible)

1.2.1 b) Símbolos usados en sistemas de fuerza en diagramas esquemáticos.• Interruptores

47) Desconectador de navajas

48) Interruptor termomagnético. (desconectador en caja moldeada)

23

Page 24: CODIGOS ANSI

49) Desconectador moldeado con elemento térmico

50) Desconectador moldeado con elemento magnético

51) Desconectador moldeado termomagnético

• Transformadores

52) Núcleo de hierro

53) Núcleo de aire

54) Doble voltaje H 1

H 4

H 3

H 2

X 1

X 2

• Motores de C.A.

55) Motor monofasico

56) Motor trifasico

57) Motor de rotor devanado

24

Page 25: CODIGOS ANSI

• Motores de Corriente Directa

58) Armadura

59) Campo derivado (se muestran 4 ondas)60) Campo serie (se muestran 3 ondas)61) Campo mixto (se muestran 2 ondas)

1.2.1 c) Símbolos usados en diagramas de control

• Interruptores

62) Interruptor de limite (fin de carrera)Normalmente abierto N O Retenido cerradoNormalmente cerrado N CRetenido abierto63) Interruptor de pie

N . O . N . C .64) Interruptor de presión y vacío

N . O . N . C .65) Interruptor de nivel

N . O . N . C .66) Interruptor de temperatura

N . O . N . C .67) Interruptor de flujo

N . O . N . C .68) Interruptor de velocidad para frenado F F

R69) Interruptor en reposo de velocidad para arranque

F

R

25

Page 26: CODIGOS ANSI

• Selectores

70) Selector de 2 posicionesA 1

A 2

A 1

A 2ó b i e n

71) Selector de 3 posicionesA 1

A 2

M A NO F FA U T O

ó b i e n

72) Selector de 2 posiciones, botón de oprimir

A 1

A 2

I M

• Alambrado

73) Conductores que se cruzan (no conectado)

74) Conductores conectados

75) Línea de fuerza76) Línea de control77) Terminal

• Conexiones

78) Mecánica79) Bloqueo mecánico

• Lamparas

80) Lamparas pilotoA = color ambarR = color rojo A R

E s t á n d a rO p r i m i d op / p r u e b a

81) Botón con contacto iluminado R

26

Page 27: CODIGOS ANSI

• Botones y contactos

82) Botones con contacto momentáneoUn circuito

N . O . N . C .Doble circuito

N . C .

Cabeza tipo hongo

83) Botones con contacto mantenidoDos de un circuito

Un doble circuito

84) Contactos con operación instantáneaCon supresor

N O N CSin supresor

85) Contactos de relevador de tiempoLa acción del contacto es retardada después que la bobina es:

N C T O .N O T C

E N E R G I Z A D A

N O T O . N C T C .

D E S E N E R G I Z A D A

• Resistencias, capacitores y termopares

86) Resistencia ó b i e n3 0 0 Ω87) Resistencia variable ó b i e n88) Reostato 7 0 0 Ω

89) Termopar de calentamiento indirecto

90) Termopar de calentamiento directo

91) Capacitor fijo

27

Page 28: CODIGOS ANSI

92) Capacitor variable

• Semiconductores

93) Diodo o rectificador de media onda

94) Rectificador de onda completa

C D C D

C A

C A

+_

95) Diodo túnel

96) Diodo zener

97) Diodo zener bidireccional

98) Fotocelda

99) Diodo controlado de silicio, SCR

100) Transistor unijuntura programable

101) Transistor tipo PNP

( B )( C )

( E )102) Transistor tipo NPN ( B )

( C )

( E )

1.2.1 d) Simbología usada en diagramas unifilares

103) WattmetroW

104) VoltmetroV

105) KilowattmetroK W

106) AmpermetroA

28

Page 29: CODIGOS ANSI

107) Conmutador Voltmetro V

108) Conmutador Ampermetro A

109) Motor de inducción jaula de ardillaM

110) Motor de inducción de rotor devanadoM

111) KilowatthorimetroK W H

112) Batería

113) Generador de corriente continuaG

114) Generador G V I

115) Motor C.D.M

116) Control de motor

117) Arrancador a tensión plena

118) Arrancador a tensión reducida

119) Apartarrayos

120) Interruptor de potencia tipo removible, operación en aire o poco volumen de acetil

5 2

121) Cuchillas o desconectador

122) Conexión a tierra

123) Transformador de corriente tipo boquilla o Bushing

29

Page 30: CODIGOS ANSI

124) Transformador de corriente para control y medición ó b i e n

125) Transformador de potencia

126) Transformador de corriente de secuencia cero

127) Transformador de potencial para control en el primario y en el secundario tipo removible

128) Fusible

129) Campo excitador

130) Reostato de campo

131) Interruptor termomagnético

132) Resistencia detectora de temperatura (RTD)

133) Contactor

30

Page 31: CODIGOS ANSI

1.2.1 e) Numeros de la Norma Internacional para identificacion de Dispositivos

utilizados en Diagramas Unifilares (ANSI)

1. Elemento maestro.

2. Relevador de arranque o de cierre, con retardo.

3. Relevador de comprobación o del bloqueo condicionado

4. Contacto maestro.

5. Dispositivo de parada.

6. Interruptor de arranque.

7. Interruptor de ánodo.

8. Interruptor del circuito de control.

9. Dispositivo inversor.

10.Interruptor de secuencia de unidad.

11.Reservado para aplicación futura.

12.Dispositivo de sobrevelocidad.

13.Dispositivo de velocidad sincrónica.

14.Dispositivo de baja velocidad.

15.Dispositivo para comparar y conservar velocidad.

16.Reservado para aplicación futura.

17.Interruptor de descarga o derivador.

18.Dispositivo acelerador o desacelerador.

19.Contactor o relevador de transición de arranque a marcha.

20.Válvula operada eléctricamente.

21.Relevador de distancia.

22.Interruptor igualador.

23.Dispositivo regulador de temperatura.

24.reservado para aplicación futura.

25.Dispositivo de sincronización o de comprobación de sincronismo.

26.Dispositivo térmico de aparatos para la protección a rotor bloqueado del arrollamiento

amortiguado.

27.Relevador de bajo voltaje.

28.Detector de flama.

31

Page 32: CODIGOS ANSI

29.Contactor de desconexión.

30.Anunciador de alarma.

31.Dispositivo para excitación separada.

32.Relevador direccional de potencia inversa.

33.Contacto de posición (de límite).

34.Dispositivo de secuencia maestro.

35.Dispositivo para operar escobillas o para poner en corto circuito anillos colectores.

36.Dispositivo de voltaje o polarización.

37.Relevador de baja potencia o baja corriente.

38.Dispositivo de protección de chumacera.

39.Monitor de condición mecánica.

40.Relevador del campo para protección contra perdida de excitación.

41.Interruptor del campo.

42.Interruptor de marcha.

43.Dispositivo manual de transferencia o selección.

44.Relevador de secuencia de arranque de unidades.

45.Monitor de condición atmosférica.

46.Relevador de corriente de secuencia negativa o desequilibrio de fases.

47.Relevador de voltaje de secuencia de fases (voltaje).

48.Relevador de secuencia incompleta.

49.Relevador térmico de máquinas o transformadores.

50.Relevador instantáneo de sobrecorriente o de velocidad de aumento de corriente.

51.Relevador temporizado de sobrecorriente alterna.

52.Interruptor de C.A.

53.Relevador excitador o de generador de C.D.

54.Interruptor de alta velocidad para C.D.

55.Relevador de factor de potencia.

56.Relevador de aplicación de campo.

57.Dispositivo para poner en cortocircuito o a tierra.

58.Relevador de falla de rectificador.

59.Relevador de sobrevoltaje.

32

Page 33: CODIGOS ANSI

60.Relevador de desequilibrio de voltajes.

61.Relevador de desequilibrio de corrientes.

62.Relevador de paso o apertura, con retardo.

63.Relevador de presión, de nivel o de flujo (de líquido o de gas).

64.Relevador para protección a tierra.

65.Regulador de velocidad.

66.Dispositivo contador o espaciador de operaciones o para ajustes de posición.

67.Relevador direccional de sobrecorriente alterna.

68.Relevador de bloqueo.

69.Dispositivo permisivo de control.

70.Reostato operado eléctricamente.

71.Interruptor de nivel.

72.Interruptor de C.D.

73.Contactor de resistencia de carga.

74.Relevador de alarma.

75.Mecanismo cambiador de posición.

76.Relevador de sobrecorriente directa.

77.Transmisor de pulsos.

78.Relevador de protección o medidor de ángulo de fase entre voltajes o entre corrientes o

entre voltaje y corriente.

79.Relevador de recierre de A.C.

80.Interruptor de flujo

81.Relevador de frecuencia.

82.Relevador de recierre de C.D.

83.Relevador automático de transferencia, o de selección.

84.Mecanismo de operación.

85.Relevador receptor para onda portadora o para hilo piloto.

86.Relevador de bloqueo definitivo.

87.Relevador de protección diferencial en porciento de corrientes de entrada y salida al

motor.

88.Motor generador o motor auxiliar.

33

Page 34: CODIGOS ANSI

89.Cuchillas operadas eléctricamente.

90.Dispositivo de regulación.

91.Relevador direccional de voltaje.

92.Relevador direccional de voltaje y de potencia.

93.Contactor cambiador de campo.

94.Relevador de disparo o de disparo libre.

95. a 99 se usaran únicamente para aplicaciones especificas en instalaciones donde

ninguno de los números asignados del 1 al 94 resulten adecuados.

Como ejemplo de utilización de estos números se citan los siguientes esquemas que

muestran las protecciones mínimas recomendadas para motores de inducción y síncronos,

así como líneas alimentadoras, en voltajes medios 2.4 kV y 4.16 kV.

5 2

3

1

5 05 1

3

1

5 1 G

B a r r a sd e d i s t r i b u c i ó n

Un alimentador a tensión de utilización.

5 2 - 1

3

1

5 05 1

3

1

1

5 1 G

4 7

2

5 2 - 2

3

1

5 05 1

3

1

1

5 1 G

4 7

2

5 2 - 3

N . A .B a r r a d e D i s t r i b u c i ó n

Doble alimentador a tensión de utilización

34

Page 35: CODIGOS ANSI

5 2

3

3

1

5 0 5 1

3

1

1 1

1

5 0 G

M

4 7

8 7

4 9

4 6 4 9 S

3 3

R T D

3

3 0 0 1 H P ó M A Y O R E S 1 3 . 2 K V .

2

35

Page 36: CODIGOS ANSI

1.2.2 SIMBOLOGIA EUROPEA

1.2.2 a) Elementos generales de circuito

DESCRIPCION SIMBOLOGIA

ALEMANA

SIMBOLOGIA

BRITANICA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE

Y CANADIENSE

SIMBOLOGIA

INTERNACIONAL

Resistencia

=

o

=

o

=

o

Resistencia con

derivaciones

= = =

Embobinado,

inductor

=

o

L

Embobinado,

inductor con

derivaciones= o

Capacitor

= o Capacitor con

derivaciones =

Capacitor

electrolítico

polarizado

+ + + =

Imán permanente =P M

=

Batería_ + = =

Tierra = = =

Estructura o

chasisEstado variable

en operación

= = = = = = = = =

36

Page 37: CODIGOS ANSI

Continuo, N por

pasos variables,

para la prueba

(ajuste

preinstalado)

= = = = = = = = =

Variable bajo la

influencia de una

cantidad física

= = = = = =

Descargador a

distancia

explosivaDerivador de

ondas ó =

Símbolo para

sobrearco o punto

de aislamiento

para descarga

disrruptiva

=

Termopar = =

Reloj

Convertidor,

transmisor = =

Amplificador,

símbolo general =

Puente

rectificador de

onda completa

+_

+_

+_

Lineal No lineal

37

Page 38: CODIGOS ANSI

Fusibleó

= ó = ó = ó

ó= ó =

Clavija y enchufe

del equipo = = ó

Lampara de

filamento =

Lampara de

descargaNORMAS: IEC NORMAS: CSA

Nota: el símbolo “=” significa que es igual al símbolo Alemán.

38

Page 39: CODIGOS ANSI

1.2.2. b) Mecanismo de maniobra

DESCRIPCION SIMBOLOGIA

ALEMANA

SIMBOLOGI

A

BRITANICA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE

Y CANADIENSE

SIMBOLOGIA

INTERNACIONAL

Mecanismo de

operación

manual V i e j o N u e v o

=

NuevoMecanismo

operado por

pedal

V i e j o N u e v o

Mecanismo

operado por levaV i e j o N u e v o

Anotado con

“CO”Mecanismo

operado

neumáticamenteV i e j o N u e v o P N D

=

NuevoMecanismo

operado por

fuerzaV i e j o N u e v o

=

NuevoMecanismo

operado por

motor

M M

V i e j o N u e v o

=M O T

=

NuevoMecanismo de

cambio V i e j o N u e v o

S W M E C H

39

Page 40: CODIGOS ANSI

Elemento

operado con

retorno

automático sobre

la

discontinuación

de la fuerza

actuante para

contactores,

relevadores,

disparos

= = ó ó =

Bobina

energizada en

operación (la

flecha denota el

estado de

operación, si esta

desviada de la

representación

estándar

Relevador con

dos bobinas

trabajando

unidireccional-

mente A A

ó

ó

40

Page 41: CODIGOS ANSI

Elemento con

retardo de tiempo

por operación

electromecánica

Retardo de caída

magnética

ó

S R

ó

S R

Acción demorada

a la elevación de

voltajeó

S O

Acción demorada

a la elevación y a

la caída de

voltaje

S A=

Relevador

polarizado P P+ ó P Ó =

Relevador

remanente ó =

Relevador de

resonancia = ó =

Equipo con

candadoC o n c a n d a d o

S i n c a n d a d o=

41

Page 42: CODIGOS ANSI

Muesca

V i e j o

N u e v o

* =

Equipo con

acción demorada

siguiendo la

fuerza actuante

hacia la derecha

V i e j o

N u e v o

T C ó T C D T O ó T D O

=

Equipo por

actuación cíclica

V i e j o

N u e v o

*

*) con anotación

1.2.2 c) Acoplamientos

DESCRIPCION SIMBOLOGIA

ALEMANA

SIMBOLOGIA

BRITANICA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE

Y CANADIENSE

SIMBOLOGIA

INTERNACIONAL

Acoplamiento

mecánico

operado

manualmente

desenganchado

ó ==

Enganchado ó ==

42

Page 43: CODIGOS ANSI

1.2.2 d) Dispositivos de disparo.

DESCRIPCION SIMBOLOGIA

ALEMANA

SIMBOLOGIA

BRITANICA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE

Y CANADIENSE

SIMBOLOGIA

INTERNACIONAL

Dispositivos de

disparo térmico

por sobrecarga

ó =ó

Dispositivos de

disparo

magnético por

sobrecorriente

ó I >

Dispositivo de

disparo por

sobrevoltaje

ó U < U V

Bobina de

disparo de

circuito en

derivación

abierto

ó T C

1.2.2 e) Mecanismos de control

DESCRIPCION SIMBOLOGIA

ALEMANA

SIMBOLOGI

A

BRITANICA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE

Y CANADIENSE

SIMBOLOGIA

INTERNACIONAL

Contacto

normalmente

abiertoV i e j o N u e v o

óóó ó ó ó

43

Page 44: CODIGOS ANSI

Contacto

normalmente

cerrado V i e j o N u e v o

ó

óó ó ó ó

Contacto

permutador

N u e v oV i e j o

ó

ó

ó

ó

ó

Contacto

permutador que

cierra otro

circuito antes de

abrir el anterior

N u e v oV i e j o

óó ó

Contactos con

retardo de tiempo

posterior a la

energización de

la bobina, con

tiempo cierra su

contacto

V i e j o N u e v o

T C oT D C

Posterior a la

energización de

la bobina, con

tiempo abre su

contacto V i e j o N u e v o

T O oT D O

44

Page 45: CODIGOS ANSI

Posterior a la

desenergización

de la bobina

cierra el

contacto y abre

con tiempoV i e j o N u e v o

T O oT D O

Posterior a la

desenergización

de la bobina abre

y cierra el

contacto con

tiempoV i e j o N u e v o

T C oT D C

Contactor

V i e j o N u e v o

45

Page 46: CODIGOS ANSI

Interruptor

trifasico en aire,

ajustado con tres

relevadores

térmicos y

sobrecorriente y

tres disparos

electromagnéti-

cos por

sobrecorriente

I > I > I >

I > I > I >

V i e j o

N u e v o

ó

Desconectador

trifasico

V i e j o

N u e v oN u e v o

Interruptor

trifasico

N u e v o

V i e j o

46

Page 47: CODIGOS ANSI

Abridor de

circuitoóóó C Bó

Desconectador

de circuito

Fusible

desconectador

=

Fusible

desconectador

trifasico =

Puente

desconectador

Interruptor

sencillo operado

manualmente

V i e j o N u e v oInterruptor

operado

manualmente o

por resorte con

un contacto

normalmente

abierto

V i e j o N u e v o

47

Page 48: CODIGOS ANSI

Con un contacto

normalmente

cerradoN u e v oV i e j o

Operado por

pedal

V i e j o N u e v oOperado por

medio de leva

V i e j o N u e v o

C O

Actuado por

velocidad de

flujo

VV V

V i e j o N u e v o

Actuado por

presiónP

V i e j o N u e v o

P

Actuado por

temperaturaViejo Nuevo

u u

Actuado por

nivel de líquidoV i e j o N u e v o

Q Q

Interpretación de

la variable

Velocidad de

flujo sobre/baja

V > / V <

Presión

sobre/baja P > / P <P P/

Temperatura

sobre/baja u > / u <T T/

Nivel de líquido

sobre/baja Q > / Q <L L/

48

Page 49: CODIGOS ANSI

Velocidad

sobre/baja n > / n <S P S P/

Ejemplos

Interruptores

abiertos

momentáneamen

te por

sobrevelocidad

S P

Interruptores

momentáneamen

te cerrados por

sobretemperaturaViejo Nuevo

u uT

1.2.2 m) Ejemplo: Diagrama de fuerza del mecanismo de traslación del puente para una

grúa viajera.

n > n >

49

Page 50: CODIGOS ANSI

Motor de traslación del puente de grúa viajera

50

Page 51: CODIGOS ANSI

1.3 COSTO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

Para evitar rezagos que impidan mantener la continuidad en la inversión y garantizar un suministro de energía eléctrica acorde al crecimiento de la demanda, se establecen procedimientos de ajuste que permiten reflejar de manera rápida, las variaciones de los precios de los combustibles utilizados en su generación y el índice de inflación nacional.

En algunos Estados la demanda de energía eléctrica se desplaza fuera del periodo punta, debido al consumo asociado al mayor uso de aires acondicionados y al cambio del horario de verano establecido recientemente en la República Mexicana.

También los cambios de características regionales, tales como las estaciones de año y temperatura promedio, hacen necesario adoptar periodos horarios y estacionales para las tarifas de suministro y venta de energía eléctrica.

Por todo lo antes mencionado y otros rubros que veremos más adelante, C. F. E. y Cía de Luz y Fuerza del Centro solicita cada determinado tiempo, a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, ajustes y modificaciones tarifarias. Independientemente de los muchos tipos de tarifas y de los diferentes procedimientos de cálculo de cualquier compañía de generación de energía eléctrica del mundo, todas las facturas extendidas sobre el consumo de energía obedecen al mismo patrón, a saber:

1.3.1).- Demanda máxima.1.3.2).- Energía consumida1.3.3).- Factor de potencia.

51

Page 52: CODIGOS ANSI

Los cargos por concepto de la demanda se basan en los costos de generación de energía eléctrica, de la transmisión y distribución de la misma, de acuerdo con los medios disponibles para efectuarlas. En este renglón se incluyen los cargos redituables de la inversión, agregando intereses, impuestos, amortización, etc. Los cargos por concepto de energía comprenden los costos de combustible, mantenimiento y otros gastos relacionados con la operación.

1.3.1 CARGOS POR DEMANDA MÁXIMA.

La demanda máxima puede explicarse de la manera siguiente: Supongamos que una planta va a fabricar botes de hojalata y que el rendimiento de cada máquina es de 10, 000 botes diarios; una orden de 300, 000 botes requiere 30 máquinas para fabricar este volumen en un día, pero si ésta orden se reparte entre 10 días, la planta podrá trabajar con solo tres máquinas.

El valor de la inversión representado por las máquinas tiene que incluirse en el costo de producción de los botes. Si se puede convencer al comprador para que espere más tiempo para recibir sus botes, se le podrá dar un precio más bajo por unidad.

Lo mismo sucede con el caso de la energía eléctrica, solo que en este renglón no le queda a la Central de Generación Eléctrica ninguna alternativa. Al hacer funcionar el interruptor debe haber energía eléctrica suficiente para encender el alumbrado. Al oprimir un botón, las líneas de suministro deben tener la fuerza suficiente para el arranque del motor respectivo.

Por lo general no se encienden todas las luces a la vez y lo mismo ocurre en el caso de los motores. Pero si el consumo así lo requiere, se podrá conectar totalmente el servicio.

Por tal motivo, la Central Eléctrica necesita tener a su disposición todo el equipo necesario para poder sostener esta carga de continuo, las veinticuatro horas del día.

Pero la Central no da servicio solamente a unas diez fábricas, sino que tiene que suministrar la energía a algunos cientos de miles de fábricas, de manera que esta obligada a mantener disponible, en todo tiempo una vasta reserva de energía.

El costo para el sostenimiento de estos servicios que exigen un máximo de esfuerzo se les pasa a los usuarios en forma de cargos de demanda. La demanda máxima es la demanda media en kilo watt durante un periodo de quince minutos en el cual el consumo de energía es mayor que en cualquier otro periodo.

1.3.1.A) FACTOR DE CARGA.

Es la relación que existe entre la carga promedio y la demanda máxima. Si el consumidor utiliza la capacidad total, o sea la demanda máxima, durante las veinticuatro horas diariamente, se dice que está operando al 100 % de su carga o de su factor de carga. En esta forma se logrará la tarifa más baja por Kilowatt-hora.

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Page 53: CODIGOS ANSI

La nueva disposición es que los consumidores que presenten altos factores de carga propicien una mayor eficiencia en la utilización de la instalación, por lo cual es recomendable estimular dicho comportamiento y para tal efecto es pertinente fijar tarifas especiales para aquellos usuarios de alta tensión que presenten demandas superiores o iguales a 10, 000 (Diez mil) KW y factores de carga mayor o iguales a 0.7 (cero punto siete).

Al analizar las curvas de demanda podrá determinarse cuando ocurren las demandas máximas y las causas de las mismas, y entonces se está en disponibilidad de adoptar las medidas adecuadas. Estas pueden ser las siguientes:

• Evitar la energización simultánea de equipos y cargas eléctricas cuyas corrientes de arranque sean altas.

• Establecer un programa de operación de equipo que permita desfasarlos sin afectar la producción.

• Instalar un sistema de control automático que vigile el comportamiento de la demanda y realice desconexión o limitación de cargas según un programa preestablecido de acuerdo con las funciones propias de la empresa en cuestión.

Entre más alta sea la demanda de energía en un momento dado por un periodo de quince minutos, más alto será también su cargo. Entre más uniforme se pueda repartir el consumo de Energía Eléctrica en una planta, más bajo será el cargo por demanda.

1.3.1.B) CONTROL DE DEMANDA.

El control de demanda automático debe ser considerado cuando la demanda es muy variable y su control sea factible debido a la existencia de cargas controlables. Este tipo de control ha sido ampliamente utilizado en la industria del acero, pero sus principios pueden ser aplicados a los grandes consumidores industriales y comerciales.

El primer paso en la aplicación de control de demanda automático, es establecer el límite de demanda. Este esta basado en las lecturas actuales de demanda o en un análisis de la demanda máxima.

El segundo paso consiste en identificar las cargas controlables, las cuales pueden ser desenergizadas para obtener el límite deseado. Ejemplo de cargas controlables: hornos eléctricos, compresores, acondicionadores de aire, ventiladores de calefacción y ventilación, enfriadores, etc..

Dados los elevados cargos por concepto de demanda, vale la pena hacer un esfuerzo por parte de los consumidores con el objetivo de reducir la demanda máxima y tratar de utilizar la energía fuera de las horas de punta. La estructura de las tarifas penaliza el uso de la energía en periodos de punta y alienta a los consumidores para hacer uso de la misma durante los periodos de base. Esta estructura favorece económicamente a los usuarios y permite que las compañías de energía eléctrica exploten con mayor eficiencia a sus instalaciones.

53

Page 54: CODIGOS ANSI

1.3.2 CARGOS POR ENERGÍA CONSUMIDA.

1.3.2.A) MEDICIÓN DE ENERGÍA ACTIVA.

El principio de funcionamiento de un medidor de potencia se encuentra fundamentado en las leyes de Faraday que aplicadas a la medición de potencia se explican en su forma más simple de la siguiente manera:

Dos electromagnetos son colocados en el medidor y se alimentan con el voltaje y la corriente a ser medidos. El flujo resultante induce el torque del disco el cual es proporcional a la potencia. La acción de frenado de disco es proporcionada por un magneto permanente.

Esta medición de potencia, se integra a un mecanismo indicador de engranes para medir la energía activa.

0123

4 5 678

9 0 123

45678

9

RESISTENCIAO

CARGA

MAGNETOPERMANENTE

DISCO GIRATORIODE ALUMINIO Y SU EJE

BOBINA DEVOLTAJE

BOBINA DECORRIENTE

MECANISMOINDICADOR DE ENGRANES

CARATULA CON DIGITOS

V

Figura 1.1 Kilowatthorimetro.

En una red de distribución trifásica sin neutro, se puede usar el método de los dos wattmetros, integrando la medición de potencia a través del tiempo, para medir la energía activa trifásica.

54

Page 55: CODIGOS ANSI

Figura 1.2 Método de los dos Wattmetros

También se puede usar un medidor de Energía trifásico. En el cual esta integrado el método de los dos wattmetros con un mecanismo indicador de engranes.

A

B

CFigura 1.3 Diagrama de alambrado de un medidor trifásico.

1.3.2.B) MEDICIÓN DE ENERGÍA REACTIVA.

El principio es el mismo que para la medición de energía activa, pero el flujo debido al voltaje en la bobina tiene que estar desfasado en 90º. Para este propósito, se usa el valor del voltaje de las otras dos fases diferentes para la medición de corriente. Finalmente, los costos de operación de la porción de la factura de consumo de energía eléctrica, se basan en el número de Kilowatt-hora registrados en el tiempo de cierto periodo, normalmente de uno o dos meses. Mientras que la medición de energía reactiva en Kilovar-hora sirve para determinar el factor de potencia que se tiene en el consumo, y así, poder calcular el porcentaje de recargo o bonificación que se hará a dicha factura, que analizaremos en el inciso 1.3.3.

1.3.2.C) PORCENTAJE DE RECARGO O BONIFICACIÓN POR MEDICIÓN DE ENERGÍA.

Según el acuerdo del ajuste y bonificación tarifaria para suministro y venta de energía eléctrica, en el numeral 5.4 de disposiciones complementarias que entra en vigor el día primero de enero de 1999, se menciona que:

55

Page 56: CODIGOS ANSI

a) En los servicios de suministro de energía eléctrica en alta tensión, el suministrador podrá efectuar la medición de la energía consumida y de la demanda máxima, en el lado del secundario ó en el del primario de los transformadores del usuario. Si se hiciere en el lado del secundario, las facturaciones se aumentarán en un 2% por concepto de pérdidas de energía en el transformador (Porcentaje de recargo).

b) En los servicios con tarifa de baja tensión, si la medición se hiciere en el lado primario de los transformadores, las facturaciones se disminuirán en un 2% (Porcentaje de bonificación).

1.3.3 CARGOS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA.

Es la relación existente entre la potencia activa o real del sistema y la potencia aparente o total del sistema.

El factor de potencia puede ser de dos tipos dependiendo el tipo de carga:

• Factor de potencia Inductivo o en atraso (-).

• Factor de potencia Capacitivo o en adelanto (+).

Cuando nosotros demandamos mucha carga reactiva las compañías generadoras tendrán que suministrar mucha energía que realmente no produce trabajo

Para ilustrar mejor estos conceptos tan importantes del Factor de Potencia, hagamos un análisis vectorial.

S2=P2 ± JQ2

Atraso Adelanto

S2=P2-JQ2 S2=P2+JQ2

Inductivo Capacitivo

Figura 1.4 Triángulo de potencias

Si el ángulo entre las potencias activas y aparente es denotado por la letra ϕ,entonces

P

S

S -Q

Q

56

Page 57: CODIGOS ANSI

FP = Cos ϕ ; %FP = Cosϕ x 100 %

Potencia Activa = Potencia Aparente x Cosϕ P = SCosϕ

El valor del Cosϕ es llamado Factor de potencia.El factor de potencia puede ser expresado como una función de las potencias activa

y la aparente FP = Cosϕ = P/S

Si; S P JQ2 2 2= + ∴ S = P Q2 2+

Sustituyendo:

F PP

P Q. .=

+2 2

Esta formula muestra que el factor de potencia puede ser considerado en un valor relativo, como un valor característico de la potencia reactiva consumida.Una carga que consume la mayor parte de potencia reactiva tiene un bajo factor de potencia (F.P.). Para una potencia consumida constante y el F.P. más bajo, la potencia aparente será más alta y por consiguiente más alta será la cantidad de corriente de la red. Analicemos los diferentes valores de corriente “I” para diferentes valores de F.P.

Sabemos que:

P = 3 *V*I x cos ϕ

Si 3 es una constante, y si P y V son constantes, y hacemos: K = I x cosϕ

de donde IK

Cos=

ϕ

Entonces los diferentes valores de “I” para diversos valores de “F.P” representados en la siguiente gráfica son:

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Page 58: CODIGOS ANSI

Figura 1.5 La corriente nominal es afectada por el Cosϕ .

Como se observa, con un Factor de Potencia (F.P.) igual a 0.5, la cantidad de corriente por la carga será dos veces la corriente útil. Con un F.P. igual a 0.9, la cantidad de corriente será 11.1 % más alta que la corriente útil.

Lo anterior significa que para una potencia constante, los cables de distribución y transformadores estarán sobrecargados y que las pérdidas en ellos se incrementarán en proporción al cuadrado de la corriente.

En consecuencia se puede asegurar que un bajo factor de potencia ocasiona al usuario las siguientes desventajas.

a) Aumentarán las pérdidas por efecto Joule, las cuales son una función del cuadrado de la corriente, en consecuencia se incrementarán las pérdidas en:

• Los cables• Los transformadores• Los motores

b) Se produce un aumento en la caída de voltaje, lo cual ocasiona un insuficiente suministro de potencia a las cargas, en consecuencia, éstas cargas sufren una reducción en su potencia de salida.

c) Las instalaciones no pueden ser aprovechadas a toda su capacidad, lo cual produce altos costos de depreciación.

Cosϕ I1.0 k 0.9 k (1.11)0.8 k (1.25)0.7 k (1.42)0.6 k (1.66)0.5 k (2)

1 0.9 0.8 0.7 0.6

%Ln

200

150

125

100Cos

58

Page 59: CODIGOS ANSI

d) Como el bajo factor de potencia afecta al suministrador, éste penaliza al usuario con bajo F.P. y gratifica al alto F.P., aplicando las siguientes fórmulas:

% DE BONIFICACIÓN PARA F.P. > 0.9

% Bonificación =1

41

0 9100−

.

. .F P% DE RECARGO PARA F.P. < 0.9

% Recargo =3

5

0 91 100

.

. .F P−

Se sobreentiende que el usuario con F.P. = 0.9 no tendrá recargo ni bonificación.

1.3.4 TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA:

Para las diferentes tarifas, se considera el nivel de tensión como sigue:

a) Baja tensión: Tensión de suministro menor o igual a 1KV.

b) Media tensión: Tensión de suministro mayor a 1 KV, pero menor o igual a 35 KV.

a) Alta tensión a nivel subtransmisión: Tensión de suministro mayor a 35 KV, pero menor a 220 KV.

b) Alta tensión a nivel transmisión: tensión de suministro igual o mayor a 220 KV.

TARIFA.

01.- Servicio doméstico (Baja Tensión).

1A.- Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima en verano mayor de 25º C pero menor de 28º C.

1B.- Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima en verano igual ó mayor de 28º C pero menor de 30º C.

1C.- Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima en verano de 30º C.

1D.- Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima en verano de 31º C.

1E.- Servicio doméstico para localidades con temperatura media mínima en verano de 32º C.

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Page 60: CODIGOS ANSI

02.- Servicio general hasta 25 KW de demanda.

03.- Servicio general para más de 25 KW de demanda.

5 y 5A.- Servicio para alumbrado público.

6.- Servicio para bombeo de agua potable o negra, de servicio público.

7.- Servicio temporal (Baja, Media o Alta Tensión).

9.- Servicio para bombeo de agua para riego agrícola en baja tensión.

9M.- Servicio para bombeo de agua para riego agrícola en Media tensión. (1 KV < Tensión ≤ 35 KV)

OM.- Tarifa Ordinaria para servicio general en Media tensión, con demanda menor a 100 KW.

HM.- Tarifa Horaria para servicio general en Media tensión, con demanda de 100 KVW o más.

HS.- Tarifa Horaria para servicio general en alta tensión, nivel Subtransmisión. (35 KV<Tensión < 220 KV)

HSL.- Tarifa Horaria para servicio general en alta tensión, nivel Subtransmisión, para Larga utilización.

HT.- Tarifa Horaria para servicio general en alta tensión, nivel Transmisión (Tensión ≥ 220 KV).

HTL.- Tarifa Horaria para servicio general en alta tensión, nivel Transmisión para Larga utilización.

TARIFAS HORARIAS DE RESPALDO:

HM-R.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para falla y mantenimiento en Media tensión (demanda igual ó mayor de 500 KW).

HM-RF.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Falla en Media tensión (demanda igual ó mayor de 500 KW).

HM-RM.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Mantenimiento programado en Media tensión (con demanda igual a 500 KW).

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Page 61: CODIGOS ANSI

HSR.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para falla y mantenimiento en alta tensión, nivel Subtransmisión.(35 KV < Tensión < 220 KV).

HS-RF.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Falla en alta tensión, nivel Subtransmisión. (35 KV < Tensión < 220 KV)

HS-RM.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Mantenimiento programado en alta tensión, nivel Subtransmisión.

HT-R.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para falla y mantenimiento en alta tensión, nivel Transmisión.

HT-RF.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Falla en alta tensión, nivel Transmisión.

HT-RM.- Tarifa Horaria para servicio de Respaldo para Mantenimiento programado en alta tensión, nivel Transmisión.

TARIFAS PARA SERVICIO INTERRUMPIBLE OPCIONAL:

I-15.- Tarifa para servicio interrumpible. En esta tarifa se inscriben opcionalmente usuarios de las tarifas HS, HSL, HT y HTL que soliciten adicionalmente este servicio y que su Demanda Máxima Medida en periodo de Punta, Semipunta, Intermedio o Base, sea igual ó mayor de 10, 000 KW durante los 3 meses previos a la solicitud de inscripción (vigencia mínima de un año).

I-30.- Igual a la anterior pero con Demanda Máxima Medida igual o mayor de 20, 000 KW.

61

Page 62: CODIGOS ANSI

RESUMEN DE TARIFAS DOMESTICAS 1999CARGOS POR ENERGÍA ($/kWh)

T A R I F A 1RANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-75 0.350 0.354 0.358 0.362 0.366 0.370 0.374 0.378 0.382 0.386 0.390 0.394Intermedio 76-200 0.412 0.416 0.420 0.424 0.428 0.432 0.436 0.440 0.444 0.449 0.454 0.459Excedente a 200 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1.284 1.297 1.310 1.323 1.336 1.350

T A R I F A 1-ARANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-100 0.301 0.304 0.307 0.310 0.313 0.316 0.319 0.322 0.325 0.328 0.331 0.334Intermedio 101-250 0.362 0.366 0.370 0.374 0.378 0.382 0.386 0.390 0.394 0.398 0.402 0.406Excedente a 250 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1.284 1.297 1.310 1.323 1.336 1.350

T A R I F A 1-B RANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-125 0.301 0.304 0.307 0.310 0.313 0.316 0.319 0.322 0.325 0.328 0.331 0.334Intermedio 126-300 0.362 0.366 0.370 0.374 0.378 0.382 0.386 0.390 0.394 0.398 0.402 0.406Excedente a 300 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1

.2841.297 1.310 1.323 1.336 1.350

TA R I F A 1-CRANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-150 0.301 0.304 0.307 0.310 0.313 0.316 0.319 0.322 0.325 0.328 0.331 0.334Intermedio 151-750 0.362 0.366 0.370 0.374 0.378 0.382 0.386 0.390 0.394 0.398 0.402 0.406Excedente a 750 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1.284 1.297 1.310 1.323 1.336 1.350

T A R I F A 1-DRANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-175 0.301 0.304 0.307 0.310 0.313 0.316 0.319 0.322 0.325 0.328 0.331 0.334Intermedio 176-1000 0.362 0.366 0.370 0.374 0.378 0.382 0.386 0.390 0.394 0.398 0.402 0.406Excedente a 1000 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1.284 1.297 1.310 1.323 1.336 1.350

T A R I F A 1-ERANGO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Básico 1-300 0.251 0.254 0.257 0.260 0.263 0.266 0.269 0.272 0.275 0.278 0.281 0.284Inter. Bajo 301-1200 0.324 0.327 0.330 0.333 0.336 0.339 0.342 0.345 0.349 0.353 0.357 0.361Inter. Alto 1201-2500 0.764 0.772 0.780 0.788 0.796 0.804 0.812 0.820 0.828 0.836 0.845 0.854Excedente a 2500 1.208 1.220 1.232 1.245 1.258 1.271 1.284 1.297 1.310 1.323 1.336 1.350

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Page 63: CODIGOS ANSI

1.3.5. CALCULO DEL COSTO DE LA ENERGÍA ELECTRICA PARA TARIFAS DOMÉSTICAS

FORMULAS PARA EL CALCULO DEL COSTO DE LA ENERGIA DE TARIFAS DOMESTICAS

RANGOS DE ENERGÍA EN VERANO Kwh MENSUALES D. A. P.CLASIFICACIÓN BÁSICO INTERMEDIO EXCEDENTE I. V. A. U OTROS

1 1-75 76-200 A 2001ª 1-100 101-250 A 250 15%1B 1-125 126-300 A 300 Ó1C 1-150 151-750 A 750 10%1D 1-175 176-1000 A 1000

P1 + P2 + P3 FNE X IVA FB X DAP Aut.PARA 32 ºC Ó MÁS

RANGOS POR ENERGÍA EN VERANOKWh MENSUALES

CLASIFICACIÓN BÁSICO

1-300

INTERMEDIOBAJO

301-1200

INTERMEDIOALTO

1201-2500

EXCEDENTE

A 2500

I. V. A. D. A. P.

U OTROSDOMÉSTICA

1E P1 + P2 + P3 + P4 + 15% x FNE + FB x % AUTORI.

FACTURACION BÁSICA = FB

FACTURACIÓN NORMAL = FN *

FACTURACIÓN NETA = FNE

FACTURACIÓN TOTAL = FT

P1,2,3,4 = Cantidad resultante de multiplicar el precio del kwh del rango ($/kwh) por lo kwh consumidos en el mismo.

* Como esta tarifa no tiene cargo o crédito por medición en B. T. (2%) la facturación básica y normal son iguales.

MÍNIMO MENSUAL.- Si al aplicar las cuotas establecidas en la estructura de esta tarifa, la facturación resulta inferior al mínimo mensual, se aplicará este último.

Para facturaciones fuera de verano se aplicarán las cuotas y condiciones de la tarifa 1.

NOTA: La aplicación del 10% ó 15% de I. V. A. Es de acuerdo a lo establecido en la ley del impuesto al valor agregado, publicada en el diario oficial de la federación el día 27 de marzo de 1995.

63

Page 64: CODIGOS ANSI

EJEMPLO DEL COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA TARIFAS DOMÉSTICAS.

Se tiene un consumidor con tarifa 1-B, cuya lectura del medidor al 30 de diciembre de 1998 fue de 8850 kilowatts-hora y al 28 de febrero de 1999 fue de 9243 kilowatts-hora.

CÁLCULO DE LA FACTURA:

Por lo descrito en las tarifas domésticas observamos que la facturación normal es igual a la facturación básica

FN = FB = P1 + P2 + P3

La resta de los KW-H de lectura anterior a la lectura actual: 9243 - 8850 = 393 KW-H

Aplicando fórmulas para tarifa 1-B que es igual a:

• Los primeros 125 KW-H a razón de $0.301 para el mes de Enero de 1999 P1 = 125 KW-H x 0.301 = $37.62

• Los siguientes 175 KW-H a razón de $0.362P2 = 175 KW-H x 0.362 = $63.35

• En rango excedente, se restan a los 393 KW-H los 300 KW-H que llevamos calculados:393 - 300 = 093 KW-H excedentes.P3 = 093 KW-H x 1.208 = $112.344

FN = P1 + P2 + P3 = 37.62 + 63.35 + 112.344 = $213.31

Como no hay cargos ni créditos en esta tarifa, la facturación neta FNE es igual la facturación normal FN, a la cual se le agrega el impuesto el valor agregado (IVA), obteniéndose:

Facturación Total = FT = FNE + IVA = 1.15 x FNE

FT = 1.15 x $213.31 = $245.30

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Page 65: CODIGOS ANSI

1.3.6. CALCULO DEL COSTO DE ENRGIA ELECTRICA PARA TARIFA No. 3

Para poder realizar el cálculo, transcribimos el desglose de la tarifa No. 3

TARIFA No. 3

SERVICIO GENERAL PARA MAS DE 25 KW DE DEMANDA.

1. APLICACIÓN.

Esta tarifa se aplicará a todos los servicios que destinen la energía en baja tensión a cualquier uso, con demanda de más de 25 (veinticinco) kilowatts, excepto a los servicios para los cuales se fija específicamente su tarifa.

2. CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE.2.1 Cargo por demanda máxima.

$101.532 (uno cero uno punto cinco tres dos pesos) por cada kilowatt de demanda máxima medida.

2.2 Cargo adicional por la energía consumida.

$0.64176 (cero punto seis cuatro uno siete seis pesos) por cada kilowatt - hora.

3. MINIMO MENSUAL.

El importe que resulte de aplicar 8 (ocho) veces el cargo por kilowatt de demanda máxima.

4. DEMANDA POR CONTRATAR.

La demanda por contratar la fijará inicialmente el usuario; su valor no será menor de 60% (sesenta por ciento) de la carga total conectada ni menor de 25 (veinticinco) kilowatts o de la capacidad del mayor motor o aparato instalado. Cualquier fracción de kilowatt se tomará como kilowatt completo.

5. DEMANDA MAXIMA MEDIDA.

La demanda máxima medida se determinará mensualmente por medio de instrumentos de medición que indiquen la demanda media en kilowatts durante cualquier intervalo de 15 (quince) minutos en el periodo de facturación.

6. DEPOSITO DE GARANTIA.

2 (dos) veces el importe que resulte de aplicar el cargo por demanda máxima a que se refiere el inciso 2.1 (dos punto uno) a la demanda contratada.

65

Page 66: CODIGOS ANSI

FORMULAS PARA EL CALCULO DEL COSTO DE LA ENERGIA ELECTRICA PARA TARIFAS: 2, 3, 5, 5A, 6, 7, 9 Y 9MTARIFAS GENERALES:

HASTA 25 kW DE DEMANDA

CLASIFICACIONCARGO

FIJOCOBRO POR ENERGIA

kWhRECARGO O

BONIFICACION F.P. I.V.A.D.A.P.

UOTROS

1 - 50 51 - 100 EXC. A 100

$ + A1 + A2 + A3

+ %R × FB- %R

+ (15% O 10%) 1.15 X FNE

% AUTORI.XFB

A1, A2, A3 = Cantidades resultantes de multiplicar el cargo adicional por kW - h del rango ($ / kWh) por los kWh consumidos en el mismo

PARA MAS DE 25 kW DE DEMANDA

CLASIFICACION COBRO /DEMANDA

COBRO POR ENERGIAkWh

RECARGO OBONIFICACION

F.P.

I.V.A. D.A.P.U

OTROSGENERAL B.T.

TARIFA 03AUTORI.

$ / kW x kW + $ / kW x kWh+ %R × FB- %R

+ (15% O 10%) 1.15 X FNE

+ % X

F.B.

FACTURACION BASICA = FB

FACTURACION NORMAL = FN

FACTURACION NETA = FNE

FACTURACION TOTAL = FT

66

Page 67: CODIGOS ANSI

TARIFA 5

SERVICIO PARA ALUMBRADO PUBLICO

CLASIFICACION COBROS POR ENERGIA kWh CARGO O

BONIFICACION

M.B.T.

RECARGO O

BONIFICACION

F.P.

I.V.A. D.A.P.

U

OTROS* TARIFAS

5 Y 5ª

SUMINISTRO EN:

BAJA TENSION kWh x $ / kWh

MEDIA TENSION kWh x $ / kWh

+

2% x FB

_

+ %R

x FN

_ %R

15% O 10%

+ x

FNE

+ EXENTA

SERVICIO PARA BOMBEO DE AGUAS POTABLES O NEGRAS DE SERVICIO PUBLICO

CLASIFICACION CARGO

FIJO

COBRO POR

ENERGIA kWh

CARGO

M.B.T.

RECARGO

BONIFICACION F.P.

I.V.A. D.A.P.

U OTROSTARIFA 06 $ kWh

+ x

$ / kWh

+

2% x FB

_

+ %R

x FN

_ %B

15% o 10%

+ x

FNE

% AUTORI.

+ x

FB

FACTURACION BASICA = FBFACTURACION NORMAL = FNFACTURACION NETA = FNEFACTURACION TOTAL = FT

En caso de ocurrir un recargo o bonificación por F.P. se aplicaran las formulas establecidas en la disposición complementaria No. 4 de las tarifas en vigor

descritas al final de este capitulo.

SERVICIO TEMPORAL

CLASIFICACION COBRO POR

DEMANDA

COBRO POR ENERGIA

kWh

CARGO

M.B.T.

RECARGO O

BONIFICACION

F.P.

I.V.A.

D.A.P.

U

OTROS

67

Page 68: CODIGOS ANSI

TARIFA 07 $ / kW x kW + $ / kWh x kWh + 2% x FB

+ %R

x FN

_ %B

+ EXENTA

FB x %

+ AUTORI.

SISTEMA PARA BOMBEO DE AGUA PARA RIEGO AGRICOLA

CLASIFICACION

COBRO DE ENERGIA

kWh

CARGO

M.B.T.

RECARGO O

BONIFICACION I.V.A.

D.A.P.

U1 – 5000 5001 - 15000 15001 - 35000 EXC. A 35000 F.P. OTROS

TARIFA 9 Y 9M P1 + P2 + P3 + P4 + 2% x FB

+ %R

x FN

_ %B

+ EXENTA

FB x %

+

AUTORI.

FACTURACION BASICA = FBFACTURACION NORMAL = FN

FACTURACION NETA = FNEFACTURACION TOTAL = FT

P1, 2, 3, 4. = Cantidad resultante de multiplicar el precio del kWh del rango por los kWh consumidos en el mismo aplicando las cuotas de la tarifa correspondiente.Nota: Tarifa 09 se suministra en Baja Tensión ; la Tarifa 9M Suministro en Media TensiónLa Tarifa 09 por ser suministrada en baja tensión no se aplica el cargo del 2% por medición en baja tensión.

68

Page 69: CODIGOS ANSI

EJEMPLO DEL COSTO DE ENERGIA ELECTRICA PARA TARIFA 3Se tiene una Bodega Central de Abastos, con servicio contratado en tarifa 3:• Demanda máxima medida en el periodo ENE - FEB / 1999 = 69 kW• Demanda contratada = 70 kW• Consumo de energía = 34100 kWh• %FC = 54.16%• F.P. = 0.85 atrasadoSolución: del desglose de tarifa No. 3 y de la formula para el costo se obtiene:• Cargo por demanda máxima medida 69 kW x $ 101.532 / kWh = $ 7005.70• Cargo adicional por energía consumida 34100 kWh x $ 0.64176 / kWh = $ 21884.01

Facturación básica = 7005.70 + 21884.01 = $ 28889.71

• Cargo por bajo F.P. = ( )3

5

0 9

0851 100

3

510588 1 100 35%

.

.% . .−

= = − = de recargo sobre

la facturación básica.Facturación neta, FNE = 1.035 X 28889.72 = $ 29900.86 pesos.Facturación total FT = se suma el 15% de IVA a la FNE.FT = 1.15 x 29900.86 = 34386.00

TARIFA DEMANDA MAX. EN KW

COSTO POR

DEMANDA $

ENERGIA EN KW-H

COSTO POR ENERGIA $

FACT. BASICA

FB $

CON CARGOS

POR BAJO F.P. FNE

MAS IVA FT

03 69 7005.70 34100 21884.01 28889.72 $29900.86 $34386.00

1.3.7 ESTRUCTURA DE LAS TARIFAS: ORDINARIA Y HORARIAS.La estructura de las tarifas se basa en los costos de suministro a los usuarios, por lo cual se toman en cuenta las diferencias regionales, estaciones del año, horarios de consumo, nivel de tensión, horario de verano, energía interrumpible y de respaldo y la demanda contratada.

1.3.7.A REGIONES TARIFARIAS:Para la aplicación de las cuotas a que se refieren las tarifas O-M , H-M, H-S, H-SL, H-T, H-TL, HM-R, HM-RF, HM-RM, HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF y HT-RM, en las diferentes regiones, estas se encuentran comprendidas por los siguientes municipios:

69

Page 70: CODIGOS ANSI

B a j a C a l i f o r n i a

B . C . S u r

N o r o e s t e

N o r t e

N o r e s t e

C e n t r a l

S u r

P e n i n s u l a r

• REGION BAJA CALIFORNIATodos los municipios del estado de Baja California.Municipios del estado de Sonora: San Luis Río Colorado.• REGION BAJA CALIFORNIA SURTodos los municipios del estado de Baja California Sur.• REGION NOROESTETodos los municipios del estado de Sonora excepto el comprendido en la REGION BAJA CALIFORNIA.Todos los municipios del estado de Sinaloa.• REGION NORTETodos los municipios de los estados de Chihuahua y Durango.Municipios del estado de Zacatecas: Chalchihuites, Jiménez del Teúl, Sombrerete, Saín Alto, Jerez, Juan Aldama, Río Grande, General Francisco Murguía, Mazapil, Melchor Ocampo.Municipios del estado de Coahuila: Torreón, San Pedro de las Colonias, Matamoros, Viesca, Parras de la Fuente, Francisco I. Madero, Ocampo y Sierra Mojada.• REGION NORESTETodos los municipios de los estados de Nuevo León y Tamaulipas.Todos los municipios del estado de Coahuila excepto los comprendidos en la REGION NORTE.Municipios del estado de Zacatecas: Concepción del Oro y El Salvador.Municipios del estado de San Luis Potosi: Vanegas, Cedral, Cerritos, Guadalcázar, Ciudad Fernández, Rioverde, San Ciro de Acosta, Lagunillas, Santa Catalina, Rayón, Cárdenas, Alaquines, Ciudad del Maíz, Ciudad Valles, Tamazopo, Aquismon, Axtla de Terrazas, Tamazunchale, Huehuetlán, Ebano, Xilitla, Tampacan, Tanquian de Escobedo.

70

Page 71: CODIGOS ANSI

Municipios del estado de Veracruz: Pánuco, Tempoal, Pueblo Viejo, Tampico Alto, Ozuluama de Mazcareñas, El Higo, Huyacocotla.• REGION CENTRALTodas las delegaciones del Distrito Federal.Municipios del estado de México: Tultepec, Tultitlán, Ixtapaluca, Chalco de Díaz, Covarrubias, Huixquilucan de Degollado, San Mateo Atenco, Toluca, Santa Cruz Atizapán, Cuautitlán, Coacalco, Cuautitlán Izcalli, Atizapán de Zaragoza, Tlanepantla, Naucalpan de Juárez, Ecatepec, Chimalhuacán, Chicoloapan, Texcoco, Ciudad de Netzahualcóyotl, Los Reyes La Paz.Municipios del estado de Morelos: Cuernavaca.• REGION SURTodos los municipios de los estados de: Nayarit, Jalisco, Colima, Michoacan, Aguascalientes, Guanajuato, Queretaro, Hidalgo, Guerrero, Tlaxcala, Puebla, Oaxaca, Chiapas, Tabasco.Todos los municipios de los estados de: Zacatecas, san Luis Potosí y Veracruz no comprendidos en la REGION NORTE o en la REGION NORESTE.Todos los municipios de los estados de México y Morelos no comprendidos en la REGION CENTRAL.• REGION PENINSULARTodos los municipios de los estados de: Yucatán, Campeche y Quintana Roo.

1.3.7.BCONCEPTOS FUNDAMENTALES UTILIZADOS EN LAS TARIFAS HORARIAS

Periodo Punta: Son las horas del día en las cuales se considera se tiene un pico de carga, es decir cuando las ciudades e industrias conectan todo su alumbrado y demas carga, desde luego, este periodo varia de región a región, como se observa en las propias tarifas.Periodo Semipunta: Son las horas del día más cercanas a las horas pico ó punta, pero posterior a este, y se aplicará en periodo de verano a la región de Baja California únicamente.Periodo Intermedio: Son las hora del día antes y después del periodo punta y varían de región a región.Periodo Base: Son el resto de las horas del día, no comprendidas en los periodos punta, semipunta, intermedio y base, de acuerdo a cada tarifa y región.Nota: se exceptuarán de esta consideración los días de descanso obligatorio o festivos, establecidos en el articulo 74 de la Ley Federal del Trabajo: 1º de enero, 5 de febrero, 21 de marzo, 1º de mayo, 16 de septiembre, 20 de noviembre, 1º de diciembre, así como los que establezcan por acuerdo presidencial.

Energía de Punta: Es la energía consumida durante el periodo punta.Energía de Semipunta: Es la energía consumida durante el periodo de semipunta.Energía Intermedia: Es la energía consumida durante el periodo intermedio.Energía de Base: Es la energía consumida durante el periodo base.Demanda Contratada para Tarifas Horarias: Es la suma de las potencias en kilowatts de los equipos, aparatos y dispositivos que el usuario manifiesta tener conectados, esta no será

71

Page 72: CODIGOS ANSI

menor del 60% de la carga total conectada, ni menor de la capacidad del mayor motor o aparato instalado.En caso de que el 60% de la carga total conectada exceda la capacidad de la subestación del usuario, solo se tomará como demanda contratada la capacidad de dicha subestación a un factor de 90% (noventa por ciento).Carga Promedio ó Demanda Media: Es la demanda de energía eléctrica promedio en un periodo determinado.Demanda Máxima Medida: La demanda máxima medida se determinara mensualmente por medio de instrumentos de medición que indican la demanda media en kilowatts, durante cualquier intervalo de 15 (quince) minutos, en el cual el consumo de energía eléctrica del consumidor sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 (quince) minutos, en el periodo de facturación.DP: Es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Punta.DS: Es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Semipunta.DI: Es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Intermedio.DB: Es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Base.DPS: Es la Demanda Máxima Medida en los Periodos de Punta y Semipunta.DPSI: Es la Demanda Máxima Medida en los Periodos Punta, Semipunta e Intermedio.DPI: Es la Demanda Máxima Medida en los Periodos Punta e Intermedio.Demanda Facturable: Es el resultado de aplicar la formula indicada para cada tarifa, considerando las demandas máximas medidas en los periodos punta, intermedio y base.Facturación Básica: La facturación base se integra adicionando al cargo por demanda facturable las cuotas autorizadas a los consumos en punta, semipunta, intermedia y base que se registran en un periodo normal de facturación y de acuerdo a las regiones tarifarias y horarios aplicables que correspondan. Por la importancia de estos suministros, el periodo de consumo será de las 0:00 horas del día 1º del mes de facturación, a las 24:00 horas del día último, para lo cual los medidores son activados con una función de congelamiento de lectura que mantendrá estos valores en memoria, lo que permite tomar lecturas el día 1º de cada mes.• En los meses que exista cambio de estación en día diferente al 1º o al último del mes, el

medidor congelara la lectura en el cambio de estación y adicionalmente en el día último del mes.

• El día primero del mes siguiente, se tomará las lecturas congeladas correspondientes a ambas fechas, la del cambio de estación y la del fin de mes.

• En el sistema se alimentaran ambos juegos de lecturas o consumos en orden cronológico, con las cuales se hará el calculo de la facturación para cada subperiodo, utilizando el factor de proporcionalidad para el cargo por demanda según los días del periodo.

• Se sumaran los cargos de cada subperiodo y se presentará una sola factura por el total del mes.

• Como información adicional, se entregará a los usuarios una hoja con los cálculos de cada subperiodo y otra que contiene los totales del mes y los datos históricos del servicio.

72

Page 73: CODIGOS ANSI

1.3.8 RESUMEN DE TARIFAS HORARIAS: HM, HS Y HSL

DEMANDA FACTURABLE DE TARIFA HM:La demanda facturable se define como se establece a continuación:DF DP FRI max DI DP FRB max DB DPI= + × − + × −( , ) ( , )0 0

Donde:DP: es la Demanda Máxima medida en el Periodo de PuntaDI: es la Demanda Máxima Medida en el Periodo IntermedioDB: es la Demanda Máxima Medida en el Periodo de BaseDPI: es la Demanda Máxima Medida en los Periodos de Punta e IntermedioFRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria:

Región FRI FRBBaja California 0.141 0.070

Baja California Sur 0.195 0.097Central 0.300 0.150Noreste 0.300 0.150Noroeste 0.162 0.081

Norte 0.300 0.150Peninsular 0.300 0.150

Sur 0.300 0.150

En las fórmulas que definen las Demandas Facturables, el símbolo “max” significa máximo, es decir, que cuando la diferencia de demandas entre paréntesis sea negativa, está tomará el valor cero.

DEMANDA FACTURABLE.La demanda facturable se define según la región tarifaria como se establece a continuación:

Región Baja CaliforniaDF DP max DS DP FRI max DI DPS FRB max DB DPSI= + × − + × − + × −0199 0 0 0. ( , ) ( , ) ( , )Regiones Baja California Sur, Central, Noreste, Noroeste, Norte, Peninsular y SurDF DP FRI max DI DP FRB max DB DPI= + × − + × −( , ) ( , )0 0Donde: FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria:

73

Page 74: CODIGOS ANSI

Región FRI FRBBaja California 0.66 0.033

Baja California Sur 0.124 0.062Central 0.200 0.100Noreste 0.200 0.100Noroeste 0.101 0.050

Norte 0.200 0.100Peninsular 0.200 0.100

Sur 0.200 0.100

Debido a que el ejemplo de aplicación se hizo en base a tarifa HSL, transcribimos el desglose de esta tarifa.

TARIFA H-SL

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSION, NIVEL SUBTRANSMISION, PARA LARGA UTILIZACION

1. APLICACIÓN.Esta tarifa se aplicará a los servicios que destinen la energía a cualquier uso, suministrados en alta tensión, nivel subtransmisión, y que por las características de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio, el cual tendrá vigencia mínima de un año.

2. CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE.Se aplicarán los siguientes cargos por la demanda facturable, por la energía de punta, por la energía de semipunta, por la energía intermedia y por la energía de base.

Región Cargo por kilowatt de demanda facturable

Cargo por kilowatt - hora de energía de

punta

Cargo por kilowatt - hora

de energía intermedia

Cargo por kilowatt - hora de energía de

baseBaja California

(*)$ 86.710 $ 0.82311 $ 0.24751 $ 0.21793

Baja California Sur

$ 75.097 $ 0.71757 $ 0.35236 $ 0.26911

Central $ 48.973 $ 0.75940 $ 0.27740 $ 0.25295 Noreste $ 48.122 $ 0.73298 $ 0.26056 $ 0.23177Noroeste $ 96.258 $ 0.69207 $ 0.27232 $ 0.24159

Norte $ 48.374 $ 0.73684 $ 0.26120 $ 0.23071Peninsular $ 49.827 $ 0.78147 $ 0.28360 $ 0.24130

Sur $ 48.973 $ 0.73485 $ 0.25986 $ 0.23654

(*) En la región de Baja California, el cargo por kilowatt - hora de demanda de semipunta será $ 0.40811.

74

Page 75: CODIGOS ANSI

1.3.8.A) FORMULAS PARA EL CÁLCULO DEL COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE TARIFAS: ORDINARIA Y HORARIAS.

SERVICIO GENERAL EN MEDIA TENSIÓN CON DEMANDA MENOR A 100 kW

CLASIFICACIÓN COBRO POR DEMANDA

COBRO POR ENERGÍA kWh CARGOM. B. T.

RECARGO O BONIFICACIÓN

F. P.I. V. A.

D. A. P.U

OTROS

TARIFA OM kW x $/kW KWh

x$/kWh

2%x

FBA

% R x FN

% B

15% Ó 10%x

FNE

% AUTORI.x

FB

SERVICIO GENERAL EN MEDIA TENSIÓN PARA DEMANDAS DE 100 kW Ó MÁS.

CLASIFICACIÓNCOBRO POR

DEMANDACOBRO POR ENERGÍA CARGO RECARGO O

BONIFICACIÓN I. V. A.D. A. P.

UFACTURABLE kWh PICO kWh

INTERMEDIAkWh BASE M. B. T. F. P. OTROS

TARIFA HM kW x $/kW kWhp

x$/kWhp

kWhlx

$/kWl

kWhbx

$/kWb2% x FB

% R x FN

% B

15% ó 10%x

FNE

% AUTORI.

x FB

FACTURACIÓN BÁSICA = FB

FACTURACIÓN NORMAL = FN

FACTURACIÓN NETA = FNE

FACTURACIÓN TOTAL = FT

MÍNIMO MENSUAL .- Si al aplicar las cuotas establecidas para estas tarifas según la región que corresponda, la facturación resulta menor al mínimo mensual, se aplicará este último.

En caso de ocurrir un recargo o bonificación por F. P. Se aplicarán las fórmulas establecidas en la disposición complementaria no. 4 de las tarifas en vigor.

+ + + - + +

+ + + + +

- + +

75

Page 76: CODIGOS ANSI

HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓNNIVEL SUBTRANSMISIÓN.

CLASIFICACIÓNCOBRO PORDEMANDA

COBRO POR ENERGÍA CARGO RECARGO OBONIFICACIÓN I. V. A.

D. A. P.U

FACTURABLE KWhPUNTA

kWhSEMIPUNTA

kWhINTERMEDIA

kWhBASE

M. B. T. F. P. OTROS

TARIFA HS kW x $/kWkWhp

x$/kWhp

kWhsx

$/kWhs

kWhlx

$/kWhl

kWhbx

$/kWhb 2% x FB

% R x FN

% B

15% Ó 10%x

FNE

%AUTRORI.

x FB

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓNNIVEL SUBTRANSMISIÓN PARA LARGA UTILIZACIÓN

H - SL

CLASIFICACIÓNCOBRO PORDEMANDA

COBRO POR ENERGÍA CARGO RECARGO OBONIFICACIÓN I. V. A.

D. A. P.U

FACTURABLE kWhPUNTA

kWhSEMIPUNTA

kWhINTERMEDIA

kWhBASE

M. B. T. F. P. OTROS

TARIFA HSL kW x $/kWkWhp

x$/kWhp

kWhsx

$/kWhs

kWhlx

$/kWhl

kWhbx

$/kWhb 2% x FB

% R x FN

% B

15% Ó 10%x

FNE

%AUTRORI.

x FB

FACTURACIÓN BÁSICA = FB

FACTURACIÓN NORMAL = FN

FACTURACIÓN NETA = FNE

FACTURACIÓN TOTAL = FT

MÍNIMO MENSUAL .- Si al aplicar las cuotas establecidas para estas tarifas según la región que corresponda, la facturación resulta menor al mínimo mensual, se aplicará este último.

En caso de ocurrir un recargo o bonificación por F. P. Se aplicarán las fórmulas establecidas en la disposición complementaria no. 4 de las tarifas en vigor.

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

-

-

+

+

+

+

76

Page 77: CODIGOS ANSI

EJEMPLO EN TARIFA HSL: Calcular la facturación de un usuario de energía eléctrica con los siguientes datos:

DEMANDAS CONTRATADAS:1) Demanda Contratada en periodo punta (D. C. P. P.) = 700 kW2) Demanda Contratada en periodo Intermedio (D. C. P. I.) = 800 kW3) Demanda Contratada en periodo base (D. C. P. B.) = 800 kW

ENERGÍA CONSUMIDA: (Medida en el primario del Transformador)

4) Dem. Máx. Medida en Periodo Punta (D. P) =5) Dem. Máx. Medida en Periodo Intermedio (D. I.) =6) Dem. Máx. Medida en Periodo Base (D. B.) =7) Dem. Máx. Medida en Periodo Punta e Intermedio (D. P.I.) = 8) Energía total.- Para el mes de marzo de 1999 (31 días x 24 Hrs.) = 744 Hrs.- Con un Factor de Potencia = 0.85 en atraso.

SOLUCIÓN:

Tomando la fórmula para calcular el cobro por Demanda Facturable de la región Sur de Tarifa HSL y aplicando los factores de la misma.

• DEM. FACTURABLE (DF) = DP + FRI x max. (DI - DP, O) + FRB x max (DB - DPI, O) =

= 800 + 0.200 (850 - 800) + 0.1 (900 - 860)= 800 + 10 + 4

∴DF = 814 kW

• COBRO POR DEMANDA FACTURABLE:Tomando la fórmula del cobro por Demanda Facturable para tarifa HSL.KW x $/kW = 814 x 48.973 = $39, 864. 02

• COBRO POR ENERGÍA CONSUMIDA.kWHp x $/kWH - punta = 80, 000 x 0.73485 = $ 58, 788. 00kWH-I x $/kWH-I = 102, 000 x 0.25986 = $ 26, 505. 72kWH-b x $/ kWH-b = 243, 000 x 0.23654 = $ 57, 479.22

= $ 142, 772. 94

• FACTURACIÓN BÁSICA (FB) : COBRO x DEM. FACTURABLE = 39, 864. 02 + COBRO POR ENERGIA = 142, 772. 94

FB = $ 182, 636. 96

kW kWH800 80, 000 kWH850 102, 000

kWH900 243, 000

kWH860 172, 000

kWH597, 000

kWH

77

Page 78: CODIGOS ANSI

• FACTURACIÓN NORMAL: Como las mediciones de energía se hicieron en el lado de Alta Tensión del transformador; no hay cargos por medición en Baja Tensión. La facturación queda en función del consumo medido, por lo tanto, la Facturación Normal (FN) = Facturación Básica (FB).

FN = 182, 636. 96

• FACTURACIÓN NETA (FNE): Para un FP = 0.85

% de Recargo Por Bajo F. P. = −

3

5

0 91 100

.

. .F P

= −

=

3

5

0 9

0 851 100

3

50 05882 100

.

.( . )

% = 3.5% al convertirlo a tanto por uno = 0.035∴FNE = 1. 035 x (FN) = 1. 035($ 182, 636. 96) = $ 189, 029.25

• COBRO DE IMPUESTO AL VALOR AGREGADO (IVA) = 15%FACTURACIÓN TOTAL (FT) = 1.15 (FNE) = 1.15 ($ 189, 029. 25) = $ 217, 383. 64

También se puede observar su factor de carga

F C. .

,.

.= = = =Dem. Promedio

Dem. Max. Medida en Periodo Base Hrs

597 000

744900

802 41

9000 89

Esto es : 89% por lo que observamos se trabajo bien en la distribución de su demanda a lo largo del ciclo.

1.3.9. RESUMEN DE TARIFAS HORARIAS HT Y HTL

DEMANDA FACTURABLE.La demanda facturable se define según la región tarifaria como se establece a continuación:

Región Baja CaliforniaDF DP max DS DP FRI max DI DPS FRB max DB DPSI= + × − + × − + × −0199 0 0 0. ( , ) ( , ) ( , )Regiones Baja California Sur, Central, Noreste, Noroeste, Norte, Peninsular y SurDF DP FRI max DI DP FRB max DB DPI= + × − + × −( , ) ( , )0 0Donde: FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria:

78

Page 79: CODIGOS ANSI

Región FRI FRBBaja California 0.66 0.033

Baja California Sur 0.124 0.062Central 0.200 0.100Noreste 0.200 0.100Noroeste 0.101 0.050

Norte 0.200 0.100Peninsular 0.200 0.100

Sur 0.200 0.100

Como el ejemplo de aplicación se hará en tarifa HTL, se transcribe a continuación dicha tarifa.

TARIFA H-TL

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSION, NIVEL SUBTRANSMISION, PARA LARGA UTILIZACION (V≥220kV)

1. APLICACIÓN.Esta tarifa se aplicará a los servicios que destinen la energía a cualquier uso, suministrados en alta tensión, nivel subtransmisión, y que por las características de utilización de su demanda soliciten inscribirse en este servicio, el cual tendrá vigencia mínima de un año.

2. CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE.2.1 Se aplicarán los siguientes cargos por la demanda facturable, por la energía de punta, por la energía de semipunta, por la energía intermedia y por la energía de base.

Región Cargo por kilowatt de demanda facturable

Cargo por kilowatt - hora de energía de

punta

Cargo por kilowatt - hora

de energía intermedia

Cargo por kilowatt - hora de energía de

baseBaja California

(*)$ 81.061 $ 0.79089 $ 0.24341 $ 0.21493

Baja California Sur

$ 72.154 $ 0.69902 $ 0.33844 $ 0.26108

Central $ 42.685 $ 0.74277 $ 0.26098 $ 0.24645 Noreste $ 42.685 $ 0.71873 $ 0.24016 $ 0.22128Noroeste $ 89.317 $ 0.69207 $ 0.27232 $ 0.24159

Norte $ 42.685 $ 0.71902 $ 0.23952 $ 0.21922Peninsular $ 42.685 $ 0.74681 $ 0.25666 $ 0.22776

Sur $ 42.685 $ 0.71806 $ 0.24325 $ 0.22982

79

Page 80: CODIGOS ANSI

1.3.9.A FORMULAS PARA EL CALCULO DEL COSTO DE ENERGIA ELECTRICA DE TARIFAS HT Y HTL

TARIFA HT HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓN

NIVEL TRANSMISIÓN.

CLASIFICACIÓNCOBRO PORDEMANDA

COBRO POR ENERGÍA CARGO RECARGO OBONIFICACIÓN I. V. A.

D. A. P.U

FACTURABLE kWhPUNTA

kWhSEMIPUNTA

kWhINTERMEDIA

kWhBASE

M. B. T. F. P. OTROS

TARIFA HT KW x $/kWkWhp

x$/kWhp

kWhsx

$/kWhs

kWhlx

$/kWhl

kWhbx

$/kWhb 2% x FB

% R x FN

% B

15% Ó 10%x

FNE

%AUTRORI.

x FBTARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓN

NIVEL TRANSMISIÓN PARA LARGA UTILIZACIÓN H - TL

CLASIFICACIÓNCOBRO PORDEMANDA

COBRO POR ENERGÍA CARGO RECARGO OBONIFICACIÓN I. V. A.

D. A. P.U

FACTURABLE kWhPUNTA

kWhSEMIPUNTA

kWhINTERMEDIA

kWhBASE

M. B. T. F. P. OTROS

TARIFA H - TL KW x $/kWkWhp

x$/kWhp

kWhsx

$/kWhs

kWhlx

$/kWhl

kWhbx

$/kWhb 2% x FB

% R x FN

% B

15% Ó 10%x

FNE

%AUTRORI.

x FB

FACTURACIÓN BÁSICA = FB

FACTURACIÓN NORMAL = FN

FACTURACIÓN NETA = FNE

FACTURACIÓN TOTAL = FT

MÍNIMO MENSUAL .- Si al aplicar las cuotas establecidas para estas tarifas según la región que corresponda, la facturación resulta menor al mínimo mensual, se aplicará este último.

En caso de ocurrir un recargo o bonificación por F. P. Se aplicarán las fórmulas establecidas en la disposición complementaria no. 4 de las tarifas en vigor.

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

-

-

+

+

+

+

80

Page 81: CODIGOS ANSI

(*) En la región Baja California, el cargo por kilowatt - hora de energía de semipunta será $ 0.39712.

2.2 Para los servicios suministrados en 400 kilovoltios, los cargos previstos en el numeral 2.1 tendrán las siguientes reducciones:3.8% (tres punto ocho) por ciento al cargo por kilowatt de demanda facturable.2.5% (dos punto cinco) por ciento al cargo por kilowatt - hora de energía de punta.1.3% (uno punto tres) por ciento al cargo por kilowatt - hora de energía de semipunta.0.6% (cero punto seis) por ciento al cargo por kilowatt - hora de energía intermedia.0.5% (cero punto cinco) por ciento al cargo por kilowatt - hora de energía de base.

3. PERIODOS DE PUNTA, SEMIPUNTA, INTERMEDIO Y BASE.Estos periodos se definen en cada una de las regiones tarifarias para distintas temporadas del año como se describió en el inciso 3 de la tarifa horaria para servicio general en Alta Tensión nivel transmisión: H-T.

4. DEMANDA FACTURABLE.La demanda facturable se define según la región tarifaria como se estableció en la tarifa horaria para servicio general, nivel transmisión: H-T anterior.

EJEMPLO EN TARIFA HTL:Calcular la facturación de la energía consumida en Alta Tensión de 220 kV de larga utilización, con un F.P. = 0.9 atrasado, en el ciclo: mes de marzo de 31 días.

Datos:DEMANDAS CONTRATADAS:

1) Demanda Contratada en Periodo Punta (D. C. P. P) = 1400 kW2) Demanda Contratada en Periodo Intermedio (D. C. P. I.) = 500 kW3) Demanda Contratada en Periodo Base (D. C. P. B.) = 1800 Kw

CONSUMOS DE ENERGÍA MEDIDOS EN EL PRIMARIO DEL TRANSFORMADOR.

Demanda Máxima Medida Periodo Punta (DP) = 1500 kWDemanda Máxima Medida Intermedio (DI) = 170 kWDemanda Máxima Medida Base (DB) = 1, 240 kW

Energía consumida4) kWH-P = 99, 000 kW-H5) kWH-I = 6, 460 kW-H6) kWH-B = 793, 600 kW-H

7) Energía Total = 899, 060 kW-H8) Horas Pico = 66

Horas Intermedia = 38Horas Base = 64031 días = 744 Hrs.

81

Page 82: CODIGOS ANSI

SOLUCIÓN.

Sustituyendo en la fórmula para calcular el COBRO POR DEMANDA FACTURABLE DE LA REGIÓN SUR DE TARIFA HTL Y aplicando los factores de la misma:

• DEMANDA FACTURABLE (DF) = DP +FRI x Máx (DI - DP.O) + FRB x Máx. (DB - DPI.O)

DF = 1500 + 0.1 (170 - 1500) + 0.05 (1240 - 0) = 1500 + 0 + 62 DF = 1562 kW Nota: Máx. Indica que cuando la diferencia es negativa como en este caso, se hace “0”(cero) todo el término.

• COBRO POR DEMANDA FACTURABLE (C. D. F.) = kW x $/kW de D. F.

C. D. F. = 1562 x $ 42. 685 (Tomado del cargo por kW de D. F. de tarifa HTL)C. D. F. = $ 66, 673. 97

• COBRO POR ENERGÍA CONSUMIDA.

kWH-P x $/kWH-P = 99, 000 x 0.7180 = $ 71, 082kWH-S x $/kWH-S = 0 = 0kWH-I x $/kWH-I = 6, 460 x 0.24325 = $ 1, 571. 39kWH-B x $/kWH-B = 793, 600 x 0.22982 = $ 182, 385. 15

$ 255, 038. 54• FACTURACIÓN BÁSICA (FB)

FB = COBRO x DEM. + COBRO POR

FACTURABLE ENERGIA = 66, 673. 97 + 255, 038. 54

FB = $ 321, 712.51

• FACTURACIÓN NORMAL (FN):

No hay cargo por Medición en Baja Tensión (M. B. T.) por lo tanto:

FN = FACT. BÁSICA (FB)FN = $ 321, 712. 51

• FACTURACIÓN NETA (FNE):

Como el FP de la Instalación = 0. 9 atrasado, no hay recargo ni bonificación ∴ FNE = FN = $ 321, 712. 51

• FACTURACIÓN TOTAL (FT) :

82

Page 83: CODIGOS ANSI

FT = 1.15 (FNE)FT = 1.15 (321, 712. 51) = $ 369, 969. 38

• Se observa en su FC que se distribuyó bien su demanda a lo largo del ciclo:

FC = =

= = Dem. Promedio

Dem. Max. Medida Base

kW

Hrs (marzo) 1208.5

1240 0. 97

899 060

744

1240

,

FC = 97%

83

Page 84: CODIGOS ANSI

1.3.10 ESTRUCTURA DE TARIFAS HORARIAS DE RESPALDO

1. APLICACIÓN.Estas tarifas se aplicaran para el servicio de respaldo para falla y mantenimiento a

los productores externos que realizan actividades de generación de energía eléctrica que no constituyen servicio público y que por las características de utilización de su demanda soliciten inscribirse a estas tarifas.

TARIFA TENSION DE SUMINISTROALTA TENSION TENSION

SUBTRANSMISIONMEDIA

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA

FALLA Y MANTENIMIENTO

HT - R HS - R HM - R

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA

FALLA

HT - RF HS - RF HM - RF

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA

MANTENIMIENTO PROGRAMADO

HT - RM HS - RM HM - RM

2. CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE.

TARIFAS DE RESPALDO CUOTAS MENSUALESPARA FALLA Y MANTENIMIENTO

( HT - R, HS - R, HM - R)A) CARGO FIJO + B) CARGO POR DEMANDA

RESERVADA + C) CARGO POR DEMANDA MEDIDA + D) CARGO POR ENERGIA DE PUNTA

+ E) CARGO POR ENERGIA INTERMEDIA + F) CARGO POR ENERGIA DE BASE.

PARA FALLA(HT - RF, HS - R, HM - RF)

A) CARGO FIJO + B) CARGO POR DEMANDA RESERVADA + C) CARGO POR DEMANDA

MEDIDA + D) CARGO POR ENERGIA DE PUNTA + E) CARGO POR ENERGIA INTERMEDIA + F)

CARGO POR ENERGIA DE BASE.PARA MANTENIMIENTO PROGRAMADO

(HT - RM, HS - RM, HM - RM)A) CARGO FIJO + B) CARGO POR DEMANDA

RESERVADA + C) CARGO POR DEMANDA MEDIDA + D) CARGO POR ENERGIA

INTERMEDIA + E) CARGO POR ENERGIA DE BASE

Para las tarifas HT-R, HS-R, HT-RF, HS-RF, HT-RM Y HS-RM en la región Baja California se le adicionará el cargo por la energía consumida en el periodo de semipunta según corresponda (no incluye las de respaldo en media tensión)

Estas cuotas se aplicarán de acuerdo a la región en donde se proporcione el servicio, a las condiciones de los periodos horarios, e integrándoles el ajuste automático por la variación

84

Page 85: CODIGOS ANSI

en los precios de los combustibles y la inflación nacional y la bonificación por el factor de potencia.

3. CUOTA MINIMA MENSUAL

Cuando el usuario no haga uso del servicio, se cobrará como mínimo lo siguiente:

TARIFAS CUOTA MINIMA MENSUALFALLA Y MANTENIMIENTO

(HT-R, HS-R, HM-R)A) CARGO FIJO + B) CUOTA POR DEMANDA

RESERVADA POR EL VALOR DE LA DEMANDA RESERVADA

FALLA(HT-RF, HS-RF, HM-RF)

A) CARGO FIJO + B) CUOTA POR DEMANDA RESERVADA POR EL VALOR DE LA DEMANDA

RESERVADAMANTENIMIENTO PROGRAMADO

(HT-RM, HS-RM,HM-RM)A) CARGO FIJO

4. DEMANDA RESERVADA.

Es la capacidad en kW que el usuario requiere para cubrir sus necesidades de respaldo y la fijará inicialmente el mismo.Modificación a la demanda reservada en las tarifas para falla y mantenimiento y para falla (HT-R, HS-R, HM-R,HT-RF, HS-RF y HM-RF).Cuando la demanda máxima medida en un día exceda a la demanda reservada mas el límite superior de la banda de tolerancia, esta será automáticamente substituida durante 12 meses por la demanda máxima medida en ese día, concluido tal periodo, la demanda reservada regresará a su nivel original.Si la fecha de terminación del contrato es anterior al fin de este periodo de 12 meses, la nueva demanda reservada será:

DRm DRa DMd DRa Mr= + − ×( ) ( / )12Donde:

DRm = DEMANDA RESERVADA MODIFICADADRa = DEMANDA RESERVADA ANTERIOR

DMd = DEMANDA MAXIMA MEDIDA DIARIAMr = NUMERO DE MESES POR FACTURAR

5. DEMANDA MAXIMA MEDIDA.

La demanda máxima medida se determinará diariamente por medio de instrumentos de medición que indican la demanda media en kW durante cualquier intervalo de 15 minutos en el cual el consumo de energía eléctrica sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 minutos en el lapso de las 0 a las 24 horas.

85

Page 86: CODIGOS ANSI

6. DIAS DE UTILIZACION DEL SERVICIO.

Los días en que se utilice el servicio de respaldo se clasificaran en acumulables y no acumulables, para las tarifas para falla y mantenimiento y para falla (HT-R, HS-R, HM-R, HT-RF, HS-RF y HM-RF).Por cada día que se registre una demanda máxima medida mayor que el límite superior de la banda de tolerancia que se establezca en el contrato de suministro, se contará como un día de utilización del servicio de respaldo.

TARIFA DIAS DE UTILIZACION DE CADA AÑO NATURALNO ACUMULABLES ACUMULABLES

FALLA Y MANTENIMIENTO(HT-R, HS-R, HM-R) PRIMEROS 65 RESTO

FALLA(HT-RF, HS-RF, HM-RF)

PRIMEROS 31 RESTO Y POSTERIORES AL DECIMO DIA EN LOS

PERIODOS DE RESPALDO DE MAS DE 10 DIAS CONSECUTIVOS.

7. BANDA DE TOLERANCIA.

La banda de tolerancia para los contratos de respaldo para falla y mantenimiento o falla será del 5% del valor en kW de la demanda reservada.

8. DEMANDA MEDIDA.

El cargo por demanda medida se aplicará mensualmente, sumando las demandas máximas medidas de todos los días acumulables en que se use el servicio de respaldo durante el mes.En aquellos meses en los que no se utilice el servicio de respaldo o los días de utilización sean no acumulables no deberá efectuarse ningún cargo por demanda medida.

9. OTRAS DISPOSICIONES APLICABLES.

Los usuarios de las tarifas de respaldo para falla o falla y mantenimiento deberán tener un contrato de interconexión vigente.

10. DEMANDA FACTURABLE PARA SERVICIOS DE RESPALDO PARA MANTENIMIENTO PROGRAMADO (HT-RM, HS-RM Y HM-RM)

Para las tarifas de respaldo para mantenimiento programado la demanda facturable (DF) para el mes correspondiente se obtendrá de:DF = a) 20% de la suma de la DMM durante los primeros 35 días del PMP + b) la suma de la DMM de los días que sobrepasen los primeros 35 días del PMP en caso de exceder la demanda reservada + c) el 80% de la suma de los excedentes de la DMM durante los primeros 35 días del PMP + d) la suma de los excedentes de la DMM de los días que sobrepasen los primeros 35 del PMP.

86

Page 87: CODIGOS ANSI

Se entenderá como excedente de demanda diario (EDD)EDD = DMM - DR, si DMM < DR, entonces EDD = 0.DMM = Demanda Máxima Medida del Día.DR = Demanda Reservada.PMP = Periodo de Mantenimiento Programado.

11. AÑO NATURAL Y HORARIOS.

Año natural es el periodo de un año contado a partir de la fecha en que se inicia el servicio de respaldo y que se estipule en el contrato de suministro correspondiente.Horario: se utilizaran los horarios locales oficialmente establecidos.

12. PERIODOS HORARIOS.

Los periodos de punta, intermedio, base y semipunta (según corresponda para la región Baja California) se definen en cada una de las regiones tarifarias como se puede observar a partir de las gráficas.

13. ENERGIA DE PUNTA, SEMIPUNTA, INTERMEDIA Y BASE.

Energía de punta es la energía consumida en el mes durante el periodo de punta.Energía de semipunta es la energía consumida en el mes durante el periodo de semipunta.Energía intermedia es la energía consumida en el mes durante el periodo intermedio.Energía de base es la energía consumida en el mes durante periodo de base.

14. PERIODO DE MANTENIMIENTO.

14.1 Para las tarifas de respaldo para falla y mantenimiento (HT-R, HS-R y HM-R).El usuario deberá comunicar al suministrador por escrito cuando menos con 15 días de anticipación, la fecha de inicio y duración de su periodo de mantenimiento.14.2 Para las tarifas de respaldo para mantenimiento programado (HT-RM, HS-RM y HM-RM). El periodo para efectuar estos mantenimientos será del 1º de diciembre de un año al 28 de febrero del siguiente año. Cuando las condiciones del sistema eléctrico lo ameriten, el suministrador podrá proponer cambios en este periodo al comité de precios de electricidad.El usuario fijará su periodo dentro del periodo indicado en el párrafo anterior y deberá notificar al suministrador cuando menos con 30 días de anticipación.Cuando el usuario contrate exclusivamente la tarifa de mantenimiento programado, el suministrador conectara el servicio de respaldo al inicio del mantenimiento y lo desconectará al fin del mismo.Los usuarios que estén contratados en la tarifa de respaldo para mantenimiento programado y que además cuenten con contrato de respaldo para falla, solo se les facturara en base a la tarifa de respaldo para falla, fuera del periodo de mantenimiento programado y no se les cobrara cargo fijo de respaldo para falla.

87

Page 88: CODIGOS ANSI

15. FACTOR DE POTENCIA.

Para los servicios contratados en estas tarifas de respaldo se aplicara la disposición complementaria referente al recargo o bonificación del factor de potencia, el cual se aplicara a la facturación sin incluir el cargo por demanda reservada.

16. MEDICION DE LOS SERVICIOS.

Considerando la importancia de estos servicios en todos los casos se deberán instalar dos equipos de medición, uno maestro y otro de respaldo.Para efectos de facturación se atenderá a lo dispuesto en el anexo F de las disposiciones relativas a las solicitudes de interconexión.

17. SERVICIOS CON TARIFA DE RESPALDO Y TARIFA DE USO GENERAL.

Los productores externos que además del servicio de respaldo requieran energía eléctrica adicional para su operación normal deberán contratarla en la tarifa de uso general correspondiente.Presentándose las siguientes alternativas:a) Separará sus instalaciones para permitir la medición independiente de las dos tarifas.b) El usuario que no pueda separar sus instalaciones deberá solicitar el servicio adicional,

bajo la opción de demanda contratada para servicios en tarifas horarias.b.1- La facturación del servicio adicional para su operación normal se efectuara bajo la opción de demanda contratada.b.2- La tarifa de respaldo de facturara de la siguiente manera:

b.2.1 Cargo por demandaSe contabilizara el valor de la demanda máxima medida diaria que exceda a la demanda contratada tanto en periodo de punta, semipunta (en su caso), intermedio y base. El mayor valor en cualquiera de los periodos, se considera como demanda máxima medida diaria.b.2.2 Cargo por energíaLos cargos por energía consumida en cada uno de los periodos se facturaran en la tarifa general o de respaldo de acuerdo a la siguiente tabla:

PERIODOS TARIFA GENERAL HASTA

TARIFA DE RESPALDO

Energía Punta DCP x No. de horas punta energía excedenteEnergía Semipunta DCSP x No. de horas

semipuntaenergía excedente

Energía Intermedia DCI x No. de horas intermedia

energía excedente

Energía Base DCB x No. de horas base energía excedenteDCP = Demanda Contratada en PuntaDCSP = Demanda Contratada en SemipuntaDCI = Demanda Contratada en IntermedioDCB = Demanda Contratada en Base

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Page 89: CODIGOS ANSI

18. DEPOSITO DE GARANTIA.

TARIFAS IMPORTERespaldo para falla y mantenimiento y falla (HT-R, HS-R, HM-R, HT-RF, HS-RF, HS-

RF)

2 x cargo por demanda reservada x demanda reservada

Respaldo para mantenimiento programado (HT-RM, HS-RM, HM-RM)

7 x cargo por demanda facturable x demanda reservada

19. CONTRATOS.

Para el suministro de servicios en estas tarifas deberá celebrarse el contrato correspondiente, con las siguientes características:

a) Duración mínima de un añob) Indicar el valor de la demanda reservadac) Indicar el límite superior de la banda de tolerancia (para tarifas para falla y

mantenimiento y para falla)d) En caso de contar con otra tarifa de uso general, indicar si tiene instalaciones

separadas, con medición independiente de los servicios

1.3.11 ESTRUCTURA DE TARIFAS PARA SERVICIO INTERRUMPIBLE I-15 E I-30

1. APLICACIÓN.

Son aplicables a los usuarios de las tarifas HS, HT, HSL y HTL, que soliciten inscribirse a este servicio y que tengan una demanda máxima medida en periodo de punta, semipunta, intermedia o base, mayor o igual a 10000 kW para la I-15 y mayor o igual a 20000 kW para la I-30, durante los tres meses previos a la solicitud de inscripción. La inscripción a este servicio tendrá vigencia mínima de un año.

2. DEMANDA CONTRATADA Y DEMANDA FIRME CONTRATADA.

DEMANDA INTERRUMPIBLE CONTRATADATARIFAS MINIMA MAXIMA

I-15 7000 kW DMP DMP DMP1 2 3

3

+ +

I-30 7000 kW 0 7

31 2 3. ( )DMP DMP DMP+ +

DMPN = Demandas Máximas en Punta en el mes N previo a la solicitud.La demanda firme contratada (DFC) la fijará el usuario en base a sus necesidades de operación y será el valor mínimo que el suministrador esta obligado a abastecer al usuario durante un periodo de interrupción.

89

Page 90: CODIGOS ANSI

3. BONIFICACION MENSUAL.

TARIFABONIFICACION MENSUAL POR kW DE DEMANDA

INTERRUMPIBLE BONIFICABLEI-15 I-30

HT y HTL $/kW $/kWHS y HSL $/kW $/kW

Estas cuotas de bonificación mensual por cada kW de demanda interrumpible bonificable se indican en el numeral 3 de la propia tarifa interrumpible, según la tensión de suministro.Estas cuotas indicadas están sujetas al ajuste mensual por las variaciones de la inflación nacional y de los precios de los combustibles, de acuerdo a la disposición complementaria 10 Bis de las tarifas publicadas el 25 de marzo de 1997 en el diario oficial de la federación.

4. DEMANDA INTERRUMPLIBLE BONIFICABLE.

La demanda interrumpible bonificable (DIB) mensualmente, será la mínima entre: la demanda interrumpible contratada y el resultado de restar la demanda máxima en periodo de punta (DMP) menos la demanda firme contratada (DFC):El valor menor entre : DIB y DICsiendo DIB = DMP - DFCEn caso que la demanda máxima medida en punta sea inferior a la demanda firme contratada, la demanda interrumpible bonificable será cero.Si DMP < DFC entonces DIB = 0Esta bonificación, se efectuara mensualmente, independientemente de que existan cargos por incumplimiento.Para aquellos usuarios que se inscriban en este servicio por un plazo de tres años o más, la bonificación mensual correspondiente se incrementará en un 25%

5. CONDICIONES GENERALES.

DEMANDA INTERRUMPIBLE Y TIEMPO DE LA DURACION Y PERIODICIDAD DE LAS INTERRUPCIONES:El suministrador podrá solicitar la suspensión total o parcial de la demanda interrumpible contratada con una anticipación como mínimo de:

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Page 91: CODIGOS ANSI

DURACION Y NUMERO MAXIMO DE INTERRUPCIONTARIFAS TIEMPO DE

ANTICIPACION PARA SOLICITAR

INTERRUPCION

HORAS MAXIMAS POR DIA

NUMERO MAXIMO DE

INTERRUPCIONES ACUMULADAS EN AÑO CALENDARIO

I-15 15 Minutos 6 20I-30 30 Minutos 4 14

En ningún caso la demanda interrumpible solicitada (DIS) será tal que implique que el usuario reduzca a un valor menor al de la demanda firme contratada.El suministrador podrá solicitar la interrupción una vez por día por un periodo hasta de seis horas en la tarifa I-15 y cuatro horas en la tarifa I-30. El total de interrupciones acumuladas en un año calendario será como máximo 20 en tarifa I-15 y 14 en tarifa I-30.

6. CARGOS POR INCUMPLIMIENTO.

Si durante una solicitud de interrupción se tiene una demanda máxima mayor que la demanda firme contratada y además no se ha disminuido el valor de la demanda interrumpible solicitada, el suministrador tendrá derecho de aplicar en la facturación un cargo equivalente a seis veces el monto de la bonificación mensual correspondiente a la demanda interrumpible no proporcionada.La demanda interrumpible no proporcionada (DINP) es igual a la demanda interrumpible solicitada (DIS) menos la diferencia entre la demanda máxima antes de la interrupción (DMAI) y la demanda máxima durante la interrupción (DMDI).

DNIP = DIS - (DMAI -DMDI)Se entedera como demanda máxima antes de la interrupción, la integrada de 15 minutos en cualquiera de los cinco minutos previos a la hora de inicio de la interrupción solicitada, registrados en el equipo de medición para facturación del usuario.Se entenderá como demanda máxima durante la interrupción, la demanda máxima registrada en cualquier intervalo de 15 minutos completos durante el periodo de la interrupción.

1.3.12CLAUSULA DE LOS AJUSTES POR LAS VARIACIONES EN LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES Y LA INFLACION NACIONAL.

Esta clausula se publico en el punto Nº 10 de disposiciones complementarias del diario oficial de la federación aplicable al 1 de enero de 1999.

APLICACIÓN DE LOS AJUSTES.

Esta cláusula de los ajustes por las variaciones de la inflación nacional y de los precios de los combustibles, en su caso, se aplicará mensualmente a los cargos de las tarifas: 2, 3, 7, O-M, H-M, HM-R, HM-RF, HM-RM, H-S, H-SL, HS-R, HS-RM, H-T, H-TL, HT-R, HT-RF y HT-RM, y a las bonificaciones de las tarifas I-15 e I-30.

91

Page 92: CODIGOS ANSI

FACTORES DE AJUSTE MENSUAL.

Los factores de ajuste mensual por nivel de tensión se determinarán cada mes calendario (m) de la siguiente manera:

1) para baja tensión:

FABFEB

FEBmm

m

=−1

Donde FABm es el factor de ajuste mensual para baja tensión, aplicable en el mes m, y los FEBm son los factores de escalación para baja tensión, que se definen cada mes calendario como:

FEBIPPME

IPPME

IPPMB

IPPMB

IPPOM

IPPOMmm m m= × + × + ×

1

3

1

3

1

32

0 2

2

0 2

2

0 2

Donde:

el subíndice (m) es el mes de aplicación de las tarifas, con m = 1 correspondiendo al mes de abril de 1997:

IPPME ES EL Indice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división de Maquinaria y Equipo;IPPMB es el Indice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división de Metales Básicos;IPPOM es el Indice de Precios al Productor por origen de la producción neta de la división de Otras Industrias Manufactureras;

Por la disponibilidad de la información, estos Indices de Precios Productor se aplicaran con dos meses de rezago, y el subíndice 0 - 2 corresponde al mes de enero de 1997;

2) para media tensión:

FAMFEM

FEMmm

m

=−1

Donde FAMm es el factor de ajuste mensual para media tensión, aplicable en el mes m, y los FEMm son los factores de escalación para media tensión, que se definen cada mes calendario como:

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Page 93: CODIGOS ANSI

FEMIPPME

IPPME

IPPMB

IPPMB

IPPOM

IPPOM

ICC

ICCmm m m m= × × + × + ×

+ ×−

−0 71

1

3

1

3

1

30 292

0 2

2

0 2

2

0 2 0

. .

Donde:

ICC es un índice de Costos de los Combustibles, e ICC0 corresponde al mes de marzo de 1997;

3) para alta tensión:

FAAFEA

FEAmm

m

=−1

Donde FAAm es el factor de ajuste mensual para alta tensión, aplicable en el mes m, y los FEAm son los factores de escalación para alta tensión, que se definen cada mes calendario como:

FEAIPPME

IPPME

IPPMB

IPPMB

IPPOM

IPPOM

ICC

ICCmm m m m= × × + × + ×

+ ×−

−059

1

3

1

3

1

30 412

0 2

2

0 2

2

0 2 0

. .

Por su definición, los factores de escalación para todos los niveles de tensión del mes de marzo de 1997 tienen el valor unitario, esto es:

FEB FEM FEA0 0 0 1= = =

El índice de Costos de los Combustibles se calculará mensualmente con la fórmula siguiente:

ICC Pm c c mc

= × −∑α , 1

Donde el subíndice (c) expresa cada uno de los cinco combustibles que se someten al ajuste mensual:

1) combustóleo importado, cotización Pemex, promedio centros importadores;2) combustóleo nacional, cotización Pemex volumen básico, promedio centros productores;3) gas natural, cotización Pemex base firme anual, sector Venta de Carpio;4) diesel industrial, cotización Pemex resto del país, sin impuestos acreditables;5) carbón, cotización MICARE que incluye manejo de cenizas, única a nivel nacional.

93

Page 94: CODIGOS ANSI

Los coeficientes αc corresponden a cada combustible y tienen los siguientes valores:

α1 = 0.031744α2 = 0.104201α3 = 0.044212α4 = 0.003048α5 = 0.038062

Pc m, −1 es el precio -sin IVA- para cada combustible (c), vigente en mes anterior al de aplicación del ajuste (m).

AJUSTE DE LOS CARGOS Y BONIFICACIONES.

Cada mes calendario, a partir del día primero del mismo, serán ajustados los cargos o bonificaciones con respecto al valor del mes anterior con el factor de ajuste mensual correspondiente al nivel de tensión de cada tarifa:

baja tensión: tarifas 2, 3 y 7.

Media tensión: tarifas O-M, H-M, HM-R, HM-RF y HM-RM.

Alta tensión: tarifas H-S, H-SL, HS-R, HS-RF, HS-RM, H-T, H-TL, HT-R, HT-RF, HT-RM, I-15 e I-30.

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