Simbologia Electrica

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 destinadas al suministro y uso de la energía eléctrica.

a las Instalaciones

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.). 4

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 PROYECTOS E INSTALACIONES ELÉCTRICAS.

MEXICANOS

PARA

- 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: Especificaciones 90 Introducción Primera parte Capítulo 1 Disposiciones generales 100 Definiciones 110 Requisitos para instalaciones eléctricas Capítulo 2 Diseño y protección de las instalaciones eléctricas 200 Uso e identificación de los conductores puestos a tierra 210 Circuitos derivados 215 Alimentadores 220 Cálculo de circuitos derivados y alimentadores 225 Circuitos exteriores derivados y alimentadores (índice) 230 Acometidas 6

240 250 280

Protección contra sobrecorriente Puesta a tierra Apartarrayos

Capítulo 3 Métodos de instalación y materiales 300 Métodos de instalación 305 Alambrado provisional 310 Conductores para instalaciones de uso general 318 Charolas para cables 320 Alambrado visible sobre aisladores 321 Alambrado soportado por un mensajero 324 Instalaciones ocultas sobre aisladores 326 Cables de media tensión tipo MV 328 Cable plano tipo FCC 330 cables con aislamiento mineral y cubierta metálica tipo MI 331 Tubería eléctrica no metálica 333 Cables con armadura tipo AC 334 Cables con armadura metálica tipo MC 336 Cable con cubierta no metálica, tipos NM y NMC 337 Cable con pantalla y cubierta no metálica tipo SNM 338 Cable para acometida 339 Cables subterráneos para alimentadores y para circuitos derivados tipo UF 340 Cables de energía y control tipo TC para charolas 342 Extensiones no metálicas 343 Cable preensamblado en tubo conduit no metálico 344 Extensiones bajo el repello 345 Tubo conduit metálico semipesado 346 Tubo conduit metálico tipo pesado 347 Tubo rígido no metálico 348 Tubo conduit metálico tipo ligero 349 Tubería metálica flexible 350 Tubo conduit metálico flexible 351 Tubo conduit flexible hermético a los líquidos metálico y no metálico (liquatite) 352 Canalizaciones metálicas y no metálicas de superficie 353 Multicontacto 354 Ductos bajo el piso 356 Canalizaciones en pisos celulares metálicos 358 Canalizaciones en pisos de concreto celular 362 Ductos metálicos y no metálicos con tapa 363 Cables planos tipo FC 364 Ductos con barras (electroductos) 365 Canalizaciones prealambradas 370 Registros de salida, de dispositivos, de empalme o de tiro, cajas de registro ovaladas y accesorios 373 Gabinetes, cajas y gabinetes para enchufe de medidores 374 Canales auxiliares 7

380 384

Desconectadores Tableros de distribución y gabinetes de control

Capítulo 4 Equipos de uso general 400 402 410 422 424 426 427 430 440 445 450 455 460 470 480

Cordones y cables flexibles Alambres para aparatos Luminarios, equipo de alumbrado, portalámparas, lámparas y receptáculos o contactos Aparatos eléctricos Equipo eléctrico fijo para calefacción de ambiente Equipo eléctrico fijo para descongelar y derretir nieve Equipo eléctrico fijo para calentamiento de tuberías para líquidos y recipientes Motores, circuitos de motores y sus controles Equipos de aire acondicionado y de refrigeración Generadores Transformadores y bóvedas de transformadores Convertidores de fases Capacitores Resistencias y reactores Acumuladores

Capítulo 5 Ambientes especiales 500 501 502 503 504 510 511 513 514 515 516 517 518 520 530 540 545 547 550 551

Lugares clasificados como peligrosos Lugares clase I Lugares clase II Lugares clase III Sistemas intrínsecamente seguros Lugares clasificados como peligroso - específicos Cocheras de servicio, de reparación y almacenamiento Hangares de aviación Surtidores (dispensarios) y estaciones de servicio y autoconsumo Plantas de almacenamiento Procesos de acabado Instalaciones en lugares de cuidados de la salud Lugares de concentración pública Areas de audiencia en teatros, cines, estudios de televisión y lugares similares Estudios de cine, televisión y lugares similares Proyectores de cine Inmuebles prefabricados Construcciones agrícolas Viviendas móviles y sus estacionamientos Vehículos de recreo y sus estacionamientos 8

553 555

Construcciones flotantes Marinas y muelles

Capítulo 6 Equipos especiales 600 604 605 610 620 630 640 645 650 660 665 668 669 670 675 680 685 690

Anuncios luminosos y alumbrado de realce Sistemas de alambrado prefabricados Artículos de oficina (relacionados con accesorios de alumbrado y muros prefabricados) Grúas y polipastos Ascensores, montaplatos, escaleras mecánicas y pasillos móviles Soldadoras eléctricas Grabadoras de sonido y equipos similares Equipos de procesamiento de datos y cómputo electrónico Organos tubulares Equipos de rayos X Equipos de calefacción por inducción y por pérdidas dieléctricas Celdas electrolíticas Galvanoplastia Maquinaria industrial Máquinas de riego operadas o controladas eléctricamente Piscinas, fuentes e instalaciones similares Sistemas eléctricos integrados Sistemas solares fotovoltaicos

Capítulo 7 Condiciones especiales 700 701 702 705 709 710 720 725 760 770 780

Sistemas de emergencia Sistemas de reserva legalmente requerido Sistemas opcionales de reserva Fuentes de producción de energía eléctrica interconectada Alumbrado especial de emergencia y señalización en lugares de concentración pública Instalaciones con tensiones nominales mayores a 600 volts Circuitos y equipos que operan a menos de 50 volts Circuitos de clase 1, clase 2, y clase 3 para control remoto, señalización y de potencia limitada Sistemas de señalización para protección contra incendios Cables de fibra óptica y canalizaciones Distribución en circuito y programada

Capítulo 8 Sistemas de comunicación 800

Circuitos de comunicación 9

810 820

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

Capitulo 9 Alumbrado público 901 902 903 904 905 906

Disposiciones de carácter general Definiciones Niveles de luminancia e iluminancia Sistemas de alumbrado público Pasos vehiculares Sistema de iluminación para áreas generales

Capítulo 10 Tablas Segunda parte Capítulo 21 Generalidades 2101 Disposiciones de carácter general 2102 Definiciones 2103 Métodos de puesta a tierra Capítulo 22 Líneas aéreas 2201 requisitos generales 2202 Separación de conductores en una misma estructura. Espacios para subir y trabajar 2203 Separación entre conductores soportados en diferentes estructuras 2204 Altura de conductores y partes vivas de equipo, sobre el suelo, agua y vías férreas 2205 Separación de conductores a edificios, puentes y otras construcciones 2206 Distancia horizontal de estructuras a vías férreas, carreteras y aguas navegables 2207 Derecho de vía 2208 Cargas mecánicas en líneas aéreas 2209 Clases de construcción en líneas aéreas 2210 Retenidas Capítulo 23 Líneas subterráneas 2301 Requisitos generales 2302 Obra civil para instalaciones subterráneas 2303 Cables subterráneos 2304 Estructuras de transición de líneas aéreas a cables subterráneos o viceversa 2305 Terminales 2306 Empalmes terminales y accesorios para cables 2307 equipo subterráneo 2308 Instalaciones en túneles 10

2309 Charolas para cables Capítulo 24 Subestaciones 2401 requisitos generales 2402 Locales y espacios para subestaciones 2403 Sistemas de tierras 2404 Resguardo y espacios de seguridad 2405 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. 12

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. 13

3) Equipo de cordón permanentemente.

con

clavija

o

equipo

de

utilización

conectado

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. 14

Artículo IX. 3 Las áreas de control se podrán identificar por los números siguientes: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

ÁREA CENTRAL ÁREA ORIENTAL ÁREA OCCIDENTAL ÁREA NOROESTE ÁREA NORTE ÁREA NORESTE ÁREA BAJA CALIFORNIA ÁREA PENINSULAR

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

de 161 hasta de 115 hasta de 44 hasta Menor de

400 230 138 60 13.2 13.2

KV KV KV KV KV KV

Azul Amarillo Verde Morado Magenta Blanco 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 RIB Pto. 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 operación SEGUNDO - Tipo de equipo TERCERO Y CUARTO - 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 0.00 a 2.41 4.17 7.00 16.60 44.10 70.10 115.10 161.10 230.10 500.10

2.40 4.16 6.99 16.50 44.00 70.00 115.00 161.00 230.00 499.00 700.00

NÚMERO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 A B

Artículo IX. 11 TIPO DE EQUIPO. Está definido por el segundo caracter numérico de acuerdo a lo siguiente: NÚMERO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0

EQUIPO Grupo generador – transformador (unidades generadoras) Transformadores o autotransformadores Líneas o alimentadores Reactores Capacitores (serie o paralelo) Equipo especial Esquema de interruptor de transferencia o comodín. Esquema de interruptor y medio Esquema de interruptor de amarre de barras 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.

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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 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

DISPOSITIVO Interruptor Cuchillas a barra uno Cuchillas a barra dos Cuchillas adicionales Cuchillas fusibles Interruptor en gabinete blindado (extracción) Cuchillas de enlaces entre alimentadores y/o barras Cuchillas de puesta a tierra Cuchillas de transferencia Cuchillas lado equipo (líneas, transformador, generador, reactor, capacitor).

Artículo IX. 14 Las barras se identifican en la forma siguiente: B 1 Tensión en KV B 2 Tensión en KV B 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 T AT R C

Unidad Generador Transformador (todo equipo de transformación) Autotransformador Reactor 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.

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ANEXO 1 93130 93137

B I 230 K V

93131 93139 93130

9 10 11 91010

93133

T II 5 111 9

91019 98341

98151

98340

98150

98342

98152

T1

91049

93159

93153

91043 91040

UI 51015

93150

91042

T4

93152

B2 230 KV 93157

U4

93150 T IP O D E D IS P O S IT IV O = IN T E R R U P T O R N Ú M E R O A S IG N A D O A L E Q U IP O = 1 5 T IP O D E E Q U IP O = L ÍN E A T E N S IÓ N D E O P E R A C IÓ N = 2 3 0 K V

19

ANEXO 2 B T 115 K V B I 115 K V

76122

SEC A 73101

73108

SEC B

76236 77218

7 3 111

7 7 2 11

73100 73109

77210

T IP O NÚM T IP O N IV E

1.2

7 3 11 8

SEC D 73121

7 3 11 0

73120

7 3 11 9

73129

7 3 11 0

73100

76346

SEC C

73128

73120

D E D IS P O S IT IV O = IN T E R R U P T O R E R O A S IG N A D O A L E Q U IP O = 1 0 D E E Q U IP O = A L IM E N T A D O R L D E T E N S IÓ N = 1 1 5 K V

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

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 9) Lampara piloto

2

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

17) Teléfono directo

T

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 28) Apagador de cadena 29) Interruptor de seguridad

P C

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 74

2 x 38

22

34) Timbre o campana 35) Zumbador 36) Corneta o sirena 37) Salida para antena T.V. de 75 y 300 ohms

TV

38) Reflector 39) Portero eléctrico

40) Interruptor electromagnético

41) Registro eléctrico

R

8

42) Ventilador 43) Salida spot 44) Tubería conduit para teléfono 45) 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

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 H H H

1

X

1

X

2

4 3 2

 Motores de C.A. 55) Motor monofasico

56) Motor trifasico

57) Motor de rotor devanado

24

 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 cerrado Normalmente cerrado

N C

Retenido abierto 63) Interruptor de pie

N .O .

64) Interruptor de presión y vacío

N .C .

N .O .

65) Interruptor de nivel

N .C .

N .O .

N .C .

N .O .

N .C .

66) Interruptor de temperatura 67) Interruptor de flujo 68) Interruptor de velocidad para frenado

69) Interruptor en reposo de velocidad para arranque

F

N .O .

F

F

N .C .

R

R

25

 Selectores 70) Selector de 2 posiciones A A 71) Selector de 3 posiciones

A A

1 2

1

A A

ó b ie n

2

I

M A A

2

M A N O FF A U TO

ó b ie n

72) Selector de 2 posiciones, botón de oprimir

1

1 2

 Alambrado 73) Conductores que se cruzan (no conectado) 74) Conductores conectados

75) Línea de fuerza 76) Línea de control 77) Terminal  Conexiones 78) Mecánica 79) Bloqueo mecánico  Lamparas 80) Lamparas piloto A = color ambar R = color rojo 81) Botón con contacto iluminado

O p rim id o p /p ru e b a

E s tá n d a r A

R R

26

 Botones y contactos 82) Botones con contacto momentáneo Un circuito N .O .

Doble circuito

N .C . N .C .

Cabeza tipo hongo 83) Botones con contacto mantenido Dos de un circuito

Un doble circuito

84) Contactos con operación instantánea Con supresor

N O Sin supresor

N C

85) Contactos de relevador de tiempo La acción del contacto es retardada después que la bobina es: E N E R G IZ A D A D E S E N E R G IZ A D A N O TC

N CTO .

N O TO .

N C TC.

 Resistencias, capacitores y termopares 86) Resistencia 87) Resistencia variable 88) Reostato

300 

ó b ie n ó b ie n 700 

89) Termopar de calentamiento indirecto 90) Termopar de calentamiento directo 91) Capacitor fijo

27

92) Capacitor variable  Semiconductores 93) Diodo o rectificador de media onda

94) Rectificador de onda completa

C A _

+ CD

CD 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

(C )

(B )

(E ) 1.2.1 d) Simbología usada en diagramas unifilares 103) Wattmetro 104) Voltmetro 105) Kilowattmetro 106) Ampermetro

W V K W A

28

107) Conmutador Voltmetro

V

108) Conmutador Ampermetro

A

109) Motor de inducción jaula de ardilla

M

110) Motor de inducción de rotor devanado

M

111) Kilowatthorimetro

K W H

112) Batería

113) Generador de corriente continua 114) Generador 115) Motor C.D.

G G

V

I

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

52

121) Cuchillas o desconectador

122) Conexión a tierra 123) Transformador de corriente tipo boquilla o Bushing

29

124) Transformador de corriente para control y medición

ó b ie 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

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

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

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

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 0

5 1 3

3 5 1 G 1 1

B a rra s d e d is tr ib u c ió n

5 2

Un alimentador a tensión de utilización. 5 0

5 0

5 1

5 1

3

3

3

3 5 1 G

5 1 G 1

1 1

1 4 7 2

4 7 1

1

2

5 2 -1

5 2 -2

5 2 -3

B a rra d e D is trib u c ió n

N .A .

Doble alimentador a tensión de utilización

34

2

52

47

1 50

51 3

46 3

49S 1

1

3 87 3 3 50 G 1 49 1

M

RTD

3 3001 H P ó M AY O R ES 1 3 .2 K V .

35

1.2.2 SIMBOLOGIA EUROPEA 1.2.2 a) Elementos generales de circuito DESCRIPCION SIMBOLOGIA SIMBOLOGIA ALEMANA

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

BRITANICA ESTADOUNIDENSE INTERNACIONAL =

Y CANADIENSE =

=

Resistencia

o

o

o

Resistencia con

=

=

=

derivaciones = Embobinado,

o

inductor Embobinado,

L

inductor con

= o

derivaciones Capacitor

= o Capacitor con derivaciones

=

Capacitor +

electrolítico polarizado Imán permanente

+ =

+

= P M

=

Batería _ Tierra

=

=

=

=

=

= = =

= = =

= = =

+

Estructura o chasis Estado variable

36

en operación Continuo, N por pasos variables, para la prueba

= = =

= = =

= = =

=

= =

= =

ó

=

(ajuste preinstalado) Variable bajo la influencia de una

Lineal No lineal

=

cantidad física Descargador a distancia explosiva Derivador de ondas

Símbolo para sobrearco o punto de aislamiento

=

para descarga disrruptiva Termopar

=

=

=

=

Reloj Convertidor, transmisor Amplificador, símbolo general

=

37

_

_

+

_

+

rectificador de

+

Puente onda completa

ó

ó

Fusible

= ó

=

=ó =ó=ó Clavija y enchufe del equipo

=

=

ó

Lampara de filamento

=

Lampara de descarga NORMAS: IEC NORMAS: CSA Nota: el símbolo “=” significa que es igual al símbolo Alemán.

38

1.2.2. b) Mecanismo de maniobra DESCRIPCION SIMBOLOGIA SIMBOLOGI ALEMANA

A BRITANICA

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE INTERNACIONAL Y CANADIENSE

Mecanismo de operación

=

manual Mecanismo operado por

V ie jo

N uevo

V ie jo

N uevo

Nuevo

pedal Mecanismo

Anotado con V ie jo

operado por leva Mecanismo operado neumáticamente Mecanismo operado por fuerza Mecanismo operado por motor Mecanismo de cambio

N uevo

V ie jo

N uevo

V ie jo

N uevo

V ie jo

PN D

N uevo

= Nuevo = Nuevo

=

M

M

“CO”

M O T

= Nuevo

SW M EC H V ie jo

N uevo

39

Elemento operado con retorno automático sobre la discontinuación

=

= ó

ó

=

de la fuerza actuante para contactores, relevadores, disparos Bobina energizada en operación (la flecha denota el estado de operación, si esta desviada de la representación estándar

Relevador con

ó

dos bobinas trabajando ó

unidireccionalmente

A

A

40

= ó

Elemento con retardo de tiempo por operación

= ó

SR

electromecánica

ó

Retardo de caída

ó

magnética SR

= ó

Acción demorada a la elevación de voltaje

ó

= ó

SO

= ó

Acción demorada a la elevación y a la caída de

=

SA

voltaje Relevador P

polarizado

ó

+

P

P

Ó =

Relevador ó =

remanente Relevador de resonancia Equipo con candado

=

ó

=

C on candado

S in c a n d a d o

=

41

V ie jo Muesca Equipo con acción demorada

hacia la derecha Equipo por

=

TC ó TCD TO ó TDO

=

N uevo V ie jo

siguiendo la fuerza actuante

*

N uevo V ie jo

actuación cíclica

* N uevo

*) con anotación

1.2.2 c) Acoplamientos DESCRIPCION SIMBOLOGIA SIMBOLOGIA ALEMANA

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

BRITANICA ESTADOUNIDENSE INTERNACIONAL Y CANADIENSE

Acoplamiento mecánico

ó =

operado

=

manualmente desenganchado Enganchado

ó = =

42

1.2.2 d) Dispositivos de disparo. DESCRIPCION SIMBOLOGIA SIMBOLOGIA ALEMANA

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

BRITANICA ESTADOUNIDENSE INTERNACIONAL Y CANADIENSE

Dispositivos de ó

disparo térmico

ó

=

por sobrecarga Dispositivos de disparo

ó

I>

ó

U <

magnético por sobrecorriente Dispositivo de disparo por

U V

sobrevoltaje Bobina de disparo de TC

ó

circuito en derivación abierto

1.2.2 e) Mecanismos de control DESCRIPCION

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGI

ALEMANA

A BRITANICA

SIMBOLOGIA

SIMBOLOGIA

ESTADOUNIDENSE INTERNACIONAL Y CANADIENSE

Contacto normalmente

ó

abierto V ie jo

ó

ó

ó

ó

ó

N uevo

43

Contacto

ó

normalmente cerrado

V ie jo

ó

N uevo

ó

ó

ó

ó

ó

Contacto ó

permutador V ie jo

ó

ó

ó

N uevo

Contacto permutador que cierra otro

ó

V ie jo

ó

ó

N uevo

circuito antes de abrir el anterior Contactos con retardo de tiempo posterior a la energización de TC o TD C

la bobina, con tiempo cierra su V i e j o contacto Posterior a la

N uevo

energización de la bobina, con

TO o TD O

tiempo abre su contacto

V ie jo

N uevo

44

Posterior a la desenergización de la bobina

TO o TD O

cierra el contacto y abre

V ie jo

N uevo

con tiempo Posterior a la desenergización de la bobina abre

TC o TD C

y cierra el contacto con

V ie jo

N uevo

tiempo

Contactor

V ie jo

N uevo

45

Interruptor

I>

I>

I>

trifasico en aire, ajustado con tres

V ie jo

relevadores

ó

térmicos y sobrecorriente y tres disparos electromagnéti-

I>

I>

I>

cos por sobrecorriente

N uevo

Desconectador trifasico V ie jo

N uevo

Interruptor

V ie jo

trifasico

N uevo

46

Abridor de

ó

circuito

ó

ó

ó C B

Desconectador de circuito

Fusible desconectador =

Fusible desconectador trifasico

=

Puente desconectador Interruptor sencillo operado manualmente V ie jo

N uevo

Interruptor operado manualmente o por resorte con un contacto normalmente

V ie jo

N uevo

abierto

47

Con un contacto normalmente cerrado

V ie jo

N uevo

V ie jo

N uevo

Operado por pedal

Operado por

CO

medio de leva N uevo

V ie jo Actuado por velocidad de

V

N uevo

V ie jo

flujo Actuado por presión

V

P

P N uevo

V ie jo

Actuado por temperatura

u

u

Nuevo

Viejo

Actuado por nivel de líquido

Q

Q

N uevo

V ie jo

Interpretación de la variable Velocidad de

V>

/

V<

P>

/

P<

u>

/ u<

flujo sobre/baja Presión sobre/baja

P

/

P

T

/

T

L

/

L

Temperatura sobre/baja Nivel de líquido sobre/baja

Q>

/

Q<

48

Velocidad sobre/baja

n>

/

n<

SP

/

SP

Ejemplos Interruptores abiertos

n>

n>

momentáneamen

SP

te por sobrevelocidad Interruptores momentáneamen te cerrados por sobretemperatura

u

u Viejo

T

Nuevo

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

49

Motor de traslación del puente de grúa viajera

50

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 consumida 1.3.3).- Factor de potencia.

51

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.

52

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

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. MAGNETO PERMANENTE DISCO GIRATORIO DE ALUMINIO Y SU EJE BOBINA DE VOLTAJE

V

BOBINA DE CORRIENTE

1 0 9 8 2 7 3 456

8 7

RESISTENCIA O CARGA

90 1

2 3 6 5 4

MECANISMO INDICADOR DE ENGRANES

CARATULA CON DIGITOS

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

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 C

Figura 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

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 

S

JQ2

Q

P S

Atraso

Adelanto

S2=P2-JQ2

S2=P2+JQ2

Inductivo

Capacitivo

-Q

56

Figura 1.4 Triángulo de potencias Si el ángulo entre las potencias activas y aparente es denotado por la letra ,entonces FP = Cos ;

%FP = Cos x 100 %

Potencia Activa = Potencia Aparente x Cos P = SCos El valor del Cos es llamado Factor de potencia. El factor de potencia puede ser expresado como una función de las potencias activa y la aparente FP = Cos = P/S 





S=

Si; S 2  P 2  JQ2

P 2  Q2

Sustituyendo: F . P.

P P  Q2 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= Si

3 *V*I x cos



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

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

57

%Ln

Cos 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5

I k k (1.11) k (1.25) k (1.42) k (1.66) k (2)

200

150

125

100 1

0.9

0.8

0.7

0.6

Cos

Figura 1.5 La corriente nominal es afectada por el Cos . 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.

58

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 0.9  1 100  4 F . P.

% DE RECARGO PARA F.P. < 0.9 3  0.9



 1100 % Recargo =  5  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.

59

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
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).

60

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

RESUMEN DE TARIFAS DOMESTICAS 1999

RANGO Básico 1-75 Intermedio 76-200 Excedente a 200

ENE 0.350 0.412 1.208

FEB 0.354 0.416 1.220

MAR 0.358 0.420 1.232

RANGO Básico 1-100 Intermedio 101-250 Excedente a 250

ENE 0.301 0.362 1.208

FEB 0.304 0.366 1.220

MAR 0.307 0.370 1.232

RANGO Básico 1-125 Intermedio 126-300 Excedente a 300

ENE 0.301 0.362 1.208

FEB 0.304 0.366 1.220

MAR 0.307 0.370 1.232

RANGO Básico 1-150 Intermedio 151-750 Excedente a 750

ENE 0.301 0.362 1.208

FEB 0.304 0.366 1.220

MAR 0.307 0.370 1.232

RANGO Básico 1-175 Intermedio 176-1000 Excedente a 1000

ENE 0.301 0.362 1.208

FEB 0.304 0.366 1.220

MAR 0.307 0.370 1.232

RANGO Básico 1-300 Inter. Bajo 301-1200 Inter. Alto 1201-2500 Excedente a 2500

ENE 0.251 0.324 0.764 1.208

FEB 0.254 0.327 0.772 1.220

MAR 0.257 0.330 0.780 1.232

CARGOS POR ENERGÍA ($/kWh) TAR I FA1 ABR MAY JUN JUL 0.362 0.366 0.370 0.374 0.424 0.428 0.432 0.436 1.245 1.258 1.271 1.284 T A R I F A 1-A ABR MAY JUN JUL 0.310 0.313 0.316 0.319 0.374 0.378 0.382 0.386 1.245 1.258 1.271 1.284 T A R I F A 1-B ABR MAY JUN JUL 0.310 0.313 0.316 0.319 0.374 0.378 0.382 0.386 1.245 1.258 1.271 1 .284 TA R I F A 1-C ABR MAY JUN JUL 0.310 0.313 0.316 0.319 0.374 0.378 0.382 0.386 1.245 1.258 1.271 1.284 T A R I F A 1-D ABR MAY JUN JUL 0.310 0.313 0.316 0.319 0.374 0.378 0.382 0.386 1.245 1.258 1.271 1.284 T A R I F A 1-E ABR MAY JUN JUL 0.260 0.263 0.266 0.269 0.333 0.336 0.339 0.342 0.788 0.796 0.804 0.812 1.245 1.258 1.271 1.284

AGO 0.378 0.440 1.297

SEP 0.382 0.444 1.310

OCT 0.386 0.449 1.323

NOV 0.390 0.454 1.336

DIC 0.394 0.459 1.350

AGO 0.322 0.390 1.297

SEP 0.325 0.394 1.310

OCT 0.328 0.398 1.323

NOV 0.331 0.402 1.336

DIC 0.334 0.406 1.350

AGO 0.322 0.390 1.297

SEP 0.325 0.394 1.310

OCT 0.328 0.398 1.323

NOV 0.331 0.402 1.336

DIC 0.334 0.406 1.350

AGO 0.322 0.390 1.297

SEP 0.325 0.394 1.310

OCT 0.328 0.398 1.323

NOV 0.331 0.402 1.336

DIC 0.334 0.406 1.350

AGO 0.322 0.390 1.297

SEP 0.325 0.394 1.310

OCT 0.328 0.398 1.323

NOV 0.331 0.402 1.336

DIC 0.334 0.406 1.350

AGO 0.272 0.345 0.820 1.297

SEP 0.275 0.349 0.828 1.310

OCT 0.278 0.353 0.836 1.323

NOV 0.281 0.357 0.845 1.336

DIC 0.284 0.361 0.854 1.350

62

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 BÁSICO INTERMEDIO EXCEDENTE 1-75 76-200 A 200 1-100 101-250 A 250 1-125 126-300 A 300 1-150 151-750 A 750 1-175 176-1000 A 1000 P1 + P2 + P3 PARA 32 ºC Ó MÁS RANGOS POR ENERGÍA EN VERANO KWh MENSUALES BÁSICO INTERMEDIO INTERMEDIO EXCEDENTE BAJO ALTO 1-300 301-1200 1201-2500 A 2500 P1 + P2 + P3 + P4

CLASIFICACIÓN 1 1ª 1B 1C 1D

CLASIFICACIÓN DOMÉSTICA 1E

D. A. P. U OTROS

I. V. A. 15% Ó 10% FNE X IVA

FB X DAP Aut.

I. V. A.

D. A. P.

U OTROS + 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

EJEMPLO DEL DOMÉSTICAS.

COSTO

DE

ENERGÍA

ELÉCTRICA

PARA

TARIFAS

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 $0.362 P2 = 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

64

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

FORMULAS PARA EL CALCULO DEL COSTO DE LA ENERGIA ELECTRICA PARA TARIFAS: 2, 3, 5, 5A, 6, 7, 9 Y 9M TARIFAS GENERALES: HASTA 25 kW DE DEMANDA CLASIFICACION

CARGO FIJO

COBRO POR ENERGIA kWh 1 - 50 51 - 100 +

$

EXC. A 100 %R

RECARGO O BONIFICACION F.P.

I.V.A.

D.A.P. U OTROS

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

+

A1

+

A2

+

A3

 FB

+ (15% O 10%) 1.15 X FNE

PARA MAS DE 25 kW DE DEMANDA CLASIFICACION

COBRO / DEMANDA

GENERAL B.T. TARIFA 03

AUTORI. $ / kW x kW

COBRO POR ENERGIA kWh + +

$ / kW x kWh -

RECARGO O BONIFICACION F.P. %R  FB %R

I.V.A. + (15% O 10%) 1.15 X FNE

D.A.P. U OTROS + % X F.B.

FACTURACION BASICA = FB FACTURACION NORMAL = FN FACTURACION NETA = FNE FACTURACION TOTAL = FT

66

TARIFA 5 SERVICIO PARA ALUMBRADO PUBLICO CLASIFICACION

COBROS POR ENERGIA kWh

CARGO O

RECARGO O

BONIFICACION

BONIFICACION

M.B.T. * TARIFAS 5 Y 5ª

SUMINISTRO EN:

D.A.P. U

F.P.

+

BAJA TENSION kWh x $ / kWh

I.V.A.

+

OTROS

%R

2% x FB

15% O 10% x FN

+

x

+

EXENTA

MEDIA TENSION kWh x $ / kWh _ _ %R FNE SERVICIO PARA BOMBEO DE AGUAS POTABLES O NEGRAS DE SERVICIO PUBLICO CLASIFICACION

CARGO

COBRO POR

TARIFA 06

FIJO $

ENERGIA kWh kWh +

CARGO

RECARGO

M.B.T. +

x

+

BONIFICACION F.P. %R

2% x FB

$ / kWh

_

x FN _

I.V.A. 15% o +

%B

D.A.P. U OTROS % AUTORI.

10%

x

+

FNE

x FB

FACTURACION BASICA = FB FACTURACION NORMAL = FN FACTURACION NETA = FNE FACTURACION 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

COBRO POR ENERGIA

CARGO

RECARGO O

DEMANDA

kWh

M.B.T.

BONIFICACION

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

U

67

+ TARIFA 07

$ / kW x kW

+

$ / kWh x kWh

+

F.P. %R

2% x FB

x

OTROS FB x % FN

+

EXENTA

+

AUTORI.

_ %B SISTEMA PARA BOMBEO DE AGUA PARA RIEGO AGRICOLA COBRO DE ENERGIA CLASIFICACION 1 – 5000 5001 - 15000 TARIFA 9 Y 9M

P1

+

P2

kWh 15001 - 35000

EXC. A 35000

+

+

P3

P4

+

CARGO

RECARGO O

M.B.T.

BONIFICACION F.P. + %R

2% x FB

x FN _

%B

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

+

EXENTA

U OTROS FB x % + AUTORI.

FACTURACION BASICA = FB FACTURACION NORMAL = FN FACTURACION NETA = FNE FACTURACION 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 Tensión La Tarifa 09 por ser suministrada en baja tensión no se aplica el cargo del 2% por medición en baja tensión.

68

EJEMPLO DEL COSTO DE ENERGIA ELECTRICA PARA TARIFA 3 Se 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 atrasado Solución: 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  0.9 3   1 100  %   10588 .  1 100  35% .  de recargo sobre la   5 0.85 5

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

DEMAND A MAX. EN KW

03

69

COSTO POR DEMAND A$ 7005.70

ENERGIA EN KW-H

COSTO POR ENERGIA $

FACT. BASICA FB $

34100

21884.01

28889.72

CON CARGOS POR BAJO F.P. FNE $29900.86

MAS IVA FT $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, HTL, 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:

70

B a ja C a lif o r n ia

N o ro e s te N o r te

N o r e s te

B .C . S u r

P e n in s u la r Sur

C e n tra l

 REGION BAJA CALIFORNIA Todos los municipios del estado de Baja California. Municipios del estado de Sonora: San Luis Río Colorado.  REGION BAJA CALIFORNIA SUR Todos los municipios del estado de Baja California Sur.  REGION NOROESTE Todos los municipios del estado de Sonora excepto el comprendido en la REGION BAJA CALIFORNIA. Todos los municipios del estado de Sinaloa.  REGION NORTE Todos 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 NORESTE Todos 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.

71

Municipios del estado de Veracruz: Pánuco, Tempoal, Pueblo Viejo, Tampico Alto, Ozuluama de Mazcareñas, El Higo, Huyacocotla.  REGION CENTRAL Todas 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 SUR Todos 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 PENINSULAR Todos 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

72

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.

73

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 ,0)  FRB  max ( DB  DPI ,0) Donde: DP: es la Demanda Máxima medida en el Periodo de Punta DI: es la Demanda Máxima Medida en el Periodo Intermedio DB: es la Demanda Máxima Medida en el Periodo de Base DPI: es la Demanda Máxima Medida en los Periodos de Punta e Intermedio FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria: Región Baja California Baja California Sur Central Noreste Noroeste Norte Peninsular Sur

FRI 0.141 0.195 0.300 0.300 0.162 0.300 0.300 0.300

FRB 0.070 0.097 0.150 0.150 0.081 0.150 0.150 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 California DF  DP  0199 .  max ( DS  DP,0)  FRI  max ( DI  DPS ,0)  FRB  max ( DB  DPSI ,0) Regiones Baja California Sur, Central, Noreste, Noroeste, Norte, Peninsular y Sur DF  DP  FRI  max ( DI  DP ,0)  FRB  max ( DB  DPI ,0) Donde: FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria:

74

Región Baja California Baja California Sur Central Noreste Noroeste Norte Peninsular Sur

FRI 0.66 0.124 0.200 0.200 0.101 0.200 0.200 0.200

FRB 0.033 0.062 0.100 0.100 0.050 0.100 0.100 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

Baja California (*) Baja California Sur Central Noreste Noroeste Norte Peninsular Sur

Cargo por kilowatt de demanda facturable $ 86.710

Cargo por kilowatt - hora de energía de punta $ 0.82311

Cargo por kilowatt - hora de energía intermedia $ 0.24751

Cargo por kilowatt - hora de energía de base $ 0.21793

$ 75.097

$ 0.71757

$ 0.35236

$ 0.26911

$ 48.973 $ 48.122 $ 96.258 $ 48.374 $ 49.827 $ 48.973

$ 0.75940 $ 0.73298 $ 0.69207 $ 0.73684 $ 0.78147 $ 0.73485

$ 0.27740 $ 0.26056 $ 0.27232 $ 0.26120 $ 0.28360 $ 0.25986

$ 0.25295 $ 0.23177 $ 0.24159 $ 0.23071 $ 0.24130 $ 0.23654

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

75

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

CLASIFICACIÓN

TARIFA OM

SERVICIO GENERAL EN MEDIA TENSIÓN CON DEMANDA MENOR A 100 kW COBRO POR COBRO POR ENERGÍA kWh CARGO RECARGO O DEMANDA M. B. T. BONIFICACIÓN F. P. KWh 2% %R + + + kW x $/kW x x x FN + $/kWh FBA %B

I. V. A. 15% Ó 10% + x FNE

D. A. P. U OTROS % AUTORI. x FB

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

TARIFA HM

COBRO POR DEMANDA FACTURABLE kW x $/kW

COBRO POR ENERGÍA kWh PICO +

kWhp x $/kWhp

kWh INTERMEDIA kWhl + + x $/kWl

CARGO

kWh BASE kWhb x $/kWb

M. B. T. +

+ 2% x FB -

RECARGO O BONIFICACIÓN F. P. %R x FN %B

I. V. A.

+

15% ó 10% + x FNE

D. A. P. U OTROS % 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.

76

HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓN NIVEL SUBTRANSMISIÓN. CLASIFICACIÓN

TARIFA HS

COBRO POR DEMANDA FACTURABLE kW x $/kW

+

COBRO POR ENERGÍA

CARGO

KWh kWh kWh kWh M. B. T. PUNTA SEMIPUNTA INTERMEDIA BASE kWhp kWhs kWhl kWhb + + + + x x x x + 2% x FB $/kWhp $/kWhs $/kWhl $/kWhb

RECARGO O BONIFICACIÓN F. P. % R x FN + % B

I. V. A.

D. A. P. U OTROS

15% Ó 10% % + AUTRORI. x FNE x FB

TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓN NIVEL SUBTRANSMISIÓN PARA LARGA UTILIZACIÓN H - SL CLASIFICACIÓN

TARIFA HSL

COBRO POR DEMANDA FACTURABLE kW x $/kW

+

COBRO POR ENERGÍA

CARGO

kWh kWh kWh kWh M. B. T. PUNTA SEMIPUNTA INTERMEDIA BASE kWhp kWhs kWhl kWhb + + + + x x x x + 2% x FB $/kWhp $/kWhs $/kWhl $/kWhb

RECARGO O BONIFICACIÓN F. P. % R x FN + % B

I. V. A.

D. A. P. U OTROS

15% Ó 10% % + AUTRORI. x FNE 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.

77

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 kW 2) Demanda Contratada en periodo Intermedio (D. C. P. I.) = 800 kW 3) 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.

kW kWH 800 80, 000 kWH 850 102, 000 kWH 900 243, 000 kWH 860 172, 000 kWH 597, 000 kWH

= = = =

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. 00 kWH-I x $/kWH-I = 102, 000 x 0.25986 = $ 26, 505. 72 kWH-b x $/ kWH-b = 243, 000 x 0.23654 = $ 57, 479.22 = $ 142, 772. 94  FACTURACIÓN BÁSICA (FB) : COBRO x DEM. FACTURABLE 864. 02 +

COBRO POR ENERGIA

FB =

=

39,

= 142, 772. 94 $ 182, 636. 96

78

 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 3  0.9   1 100    5 F . P. 3  0.9 3     1 100  (0.05882 )100  5  0.85 5

% de Recargo Por Bajo F. P. 

% = 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 597,000 Dem. Promedio 802.41 F . C.   744 Hrs   0.89 Dem. Max. Medida en Periodo Base 900 900 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 California DF  DP  0199 .  max ( DS  DP,0)  FRI  max ( DI  DPS ,0)  FRB  max ( DB  DPSI ,0) Regiones Baja California Sur, Central, Noreste, Noroeste, Norte, Peninsular y Sur DF  DP  FRI  max ( DI  DP ,0)  FRB  max ( DB  DPI ,0) Donde: FRI y FRB son factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria:

79

Región Baja California Baja California Sur Central Noreste Noroeste Norte Peninsular Sur

FRI 0.66 0.124 0.200 0.200 0.101 0.200 0.200 0.200

FRB 0.033 0.062 0.100 0.100 0.050 0.100 0.100 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

Baja California (*) Baja California Sur Central Noreste Noroeste Norte Peninsular Sur

Cargo por kilowatt de demanda facturable $ 81.061

Cargo por kilowatt - hora de energía de punta $ 0.79089

Cargo por kilowatt - hora de energía intermedia $ 0.24341

Cargo por kilowatt - hora de energía de base $ 0.21493

$ 72.154

$ 0.69902

$ 0.33844

$ 0.26108

$ 42.685 $ 42.685 $ 89.317 $ 42.685 $ 42.685 $ 42.685

$ 0.74277 $ 0.71873 $ 0.69207 $ 0.71902 $ 0.74681 $ 0.71806

$ 0.26098 $ 0.24016 $ 0.27232 $ 0.23952 $ 0.25666 $ 0.24325

$ 0.24645 $ 0.22128 $ 0.24159 $ 0.21922 $ 0.22776 $ 0.22982

80

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. CLASIFICACIÓN

TARIFA HT

CLASIFICACIÓN

TARIFA H - TL

COBRO POR DEMANDA FACTURABLE KW x $/kW +

COBRO POR DEMANDA FACTURABLE KW x $/kW +

COBRO POR ENERGÍA

CARGO

RECARGO O BONIFICACIÓN F. P.

kWh kWh kWh kWh M. B. T. PUNTA SEMIPUNTA INTERMEDIA BASE kWhp kWhs kWhl kWhb % R + + + + x x x x + 2% x FB x FN + $/kWhp $/kWhs $/kWhl $/kWhb % B TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSIÓN NIVEL TRANSMISIÓN PARA LARGA UTILIZACIÓN H - TL COBRO POR ENERGÍA

CARGO

kWh kWh kWh kWh M. B. T. PUNTA SEMIPUNTA INTERMEDIA BASE kWhp kWhs kWhl kWhb + + + + x x x x + 2% x FB $/kWhp $/kWhs $/kWhl $/kWhb

RECARGO O BONIFICACIÓN F. P. % R x FN + % B

I. V. A.

D. A. P. U OTROS

15% Ó 10% % + AUTRORI. x FNE x FB

I. V. A.

D. A. P. U OTROS

15% Ó 10% % + AUTRORI. x FNE 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.

81

(*) 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 kW 2) Demanda Contratada en Periodo Intermedio (D. C. P. I.) = 500 kW 3) Demanda Contratada en Periodo Base (D. C. P. B.) = 1800 Kw CONSUMOS DE ENERGÍA TRANSFORMADOR.

MEDIDOS

EN

EL

PRIMARIO

DEL

Demanda Máxima Medida Periodo Punta (DP) = 1500 kW Demanda Máxima Medida Intermedio (DI) = 170 kW Demanda Máxima Medida Base (DB) = 1, 240 kW Energía consumida 4) kWH-P = 99, 000 kW-H 5) kWH-I = 6, 460 kW-H 6) kWH-B = 793, 600 kW-H 7) Energía Total = 899, 060 kW-H 8) Horas Pico = 66 Horas Intermedia = 38 Horas Base = 640 31 días = 744 Hrs.

82

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, 082 kWH-S x $/kWH-S = 0 = 0 kWH-I x $/kWH-I = 6, 460 x 0.24325 = $ 1, 571. 39 kWH-B x $/kWH-B = 793, 600 x 0.22982 = $ 182, 385. 15 $ 255, 038. 54  FACTURACIÓN BÁSICA (FB) FB =

COBRO x DEM. + COBRO POR = 66, 673. 97 + 255, 038. 54 FACTURABLE ENERGIA

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) : FT = 1.15 (FNE)

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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:  899 ,060 kW    FC  744 Hrs (marzo)  Dem. Promedio 1208.5     0. 97 Dem. Max. Medida Base 1240 1240

FC = 97%

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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 ALTA TENSION TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA FALLA Y MANTENIMIENTO TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA FALLA TARIFA HORARIA PARA SERVICIO DE RESPALDO PARA MANTENIMIENTO PROGRAMADO

TENSION DE SUMINISTRO TENSION SUBTRANSMISION

MEDIA

HT - R

HS - R

HM - R

HT - RF

HS - RF

HM - RF

HT - RM

HS - RM

HM - RM

2. CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE. TARIFAS DE RESPALDO PARA FALLA Y MANTENIMIENTO ( HT - R, HS - R, HM - R)

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

PARA MANTENIMIENTO PROGRAMADO (HT - RM, HS - RM, HM - RM)

CUOTAS MENSUALES 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. 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. 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

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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 FALLA Y MANTENIMIENTO (HT-R, HS-R, HM-R) FALLA (HT-RF, HS-RF, HM-RF) MANTENIMIENTO PROGRAMADO (HT-RM, HS-RM,HM-RM)

CUOTA MINIMA MENSUAL A) CARGO FIJO + B) CUOTA POR DEMANDA RESERVADA POR EL VALOR DE LA DEMANDA RESERVADA A) CARGO FIJO + B) CUOTA POR DEMANDA RESERVADA POR EL VALOR DE LA DEMANDA RESERVADA 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 )  (12 / Mr ) Donde: DRm = DEMANDA RESERVADA MODIFICADA DRa = DEMANDA RESERVADA ANTERIOR DMd = DEMANDA MAXIMA MEDIDA DIARIA Mr = 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.

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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 FALLA Y MANTENIMIENTO (HT-R, HS-R, HM-R) FALLA (HT-RF, HS-RF, HM-RF)

DIAS DE UTILIZACION DE CADA AÑO NATURAL NO ACUMULABLES ACUMULABLES PRIMEROS 65 PRIMEROS 31

RESTO 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. 87

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 HMRM). 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.

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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 demanda Se 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 energía Los 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 Energía Punta DCP x No. de horas punta Energía Semipunta DCSP x No. de horas semipunta Energía Intermedia DCI x No. de horas intermedia Energía Base DCB x No. de horas base DCP = Demanda Contratada en Punta DCSP = Demanda Contratada en Semipunta DCI = Demanda Contratada en Intermedio DCB = Demanda Contratada en Base

TARIFA DE RESPALDO energía excedente energía excedente energía excedente energía excedente

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18.

DEPOSITO DE GARANTIA.

TARIFAS Respaldo para falla y mantenimiento y falla (HT-R, HS-R, HM-R, HT-RF, HS-RF, HSRF) Respaldo para mantenimiento programado (HT-RM, HS-RM, HM-RM)

IMPORTE 2 x cargo por demanda reservada x demanda reservada 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 año b) Indicar el valor de la demanda reservada c) 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. TARIFAS I-15 I-30

DEMANDA INTERRUMPIBLE CONTRATADA MINIMA MAXIMA 7000 kW  DMP1  DMP2  DMP3      3 7000 kW 0.7 ( DMP1  DMP2  DMP3 ) 3

DMPN = Demandas Máximas en Punta en el mes N previo a la solicitud.

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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. 3. BONIFICACION MENSUAL. TARIFA HT y HTL HS y HSL

BONIFICACION MENSUAL POR kW DE DEMANDA INTERRUMPIBLE BONIFICABLE I-15 I-30 $/kW $/kW $/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 DIC siendo DIB = DMP - DFC En 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 = 0 Esta 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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TARIFAS

I-15 I-30

DURACION Y NUMERO MAXIMO DE INTERRUPCION TIEMPO DE HORAS MAXIMAS NUMERO MAXIMO ANTICIPACION PARA POR DIA DE SOLICITAR INTERRUPCIONES INTERRUPCION ACUMULADAS EN AÑO CALENDARIO 15 Minutos 6 20 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. 1.3.12 CLAUSULA 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, HTRF y HT-RM, y a las bonificaciones de las tarifas I-15 e I-30.

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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: FABm 

FEBm FEBm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:  1 IPPMEm  2 1 IPPMBm  2 1 IPPOM m  2   FEBm         3 IPPME0  2 3 IPPMB0  2 3 IPPOM 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: FAM m 

FEM m FEM m1

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

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 1 IPPME m  2 1 IPPMBm  2 1 IPPOM m  2  ICCm   0.29  FEM m  0.71        ICC0  3 IPPME0  2 3 IPPMB0  2 3 IPPOM 0  2 

Donde: ICC es un índice de Costos de los Combustibles, e ICC0 corresponde al mes de marzo de 1997; 3) para alta tensión: FAAm 

FEAm FEAm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:  1 IPPMEm  2 1 IPPMBm  2 1 IPPOM m  2  ICCm   0.41  FEAm  0.59        ICC0  3 IPPME0  2 3 IPPMB0  2 3 IPPOM 0  2 

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: FEB0  FEM 0  FEA0  1 El índice de Costos de los Combustibles se calculará mensualmente con la fórmula siguiente: ICCm 

 c

c

 Pc , m 1

Donde el subíndice (c) expresa cada uno de los cinco combustibles que se someten al ajuste mensual: 1) 2) 3) 4) 5)

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

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Los coeficientes c corresponden a cada combustible y tienen los siguientes valores: 1 = 0.031744 2 = 0.104201 3 = 0.044212 4 = 0.003048 5 = 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, HTRM, I-15 e I-30.

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