§ 01Por qué una sola arquitectura de medición sirve para tres autoridades

Las obligaciones de un registro UPAC y de un expediente de calidad de potencia no se acreditan con una declaración: se acreditan con mediciones. Este manual desarrolla la capa que las hace exigibles, la que la planta debe sostener simultáneamente ante CENACE/CFE, la CNE y la CONUEE: qué equipo, con qué clase de exactitud, sincronizado con qué, conectado con qué protocolo y separado en qué fronteras.

§ 02Sección 1 · Matriz y análisis de convergencia normativa

La infraestructura de medición de una planta clasificada como Usuario de Patrón de Alto Consumo responde simultáneamente a tres marcos regulatorios. Comparten la captura de variables eléctricas en la acometida y en proceso, pero cada uno impone requisitos propios de exactitud, certificación, sincronización temporal e intervalos de integración.

Capa 1, frontera comercial y MEM. Marco: NOM-001-CRE/SCFI-2019, especificación CFE G0000-48 (especificación de medidores multifunción listada en PLATIICA; G0000-48 no localizada de forma independiente), Manual de Arranque y Medición del MEM, IEC 62053-22 y ANSI C12.20. Función: medición de transferencia de custodia, con registro de energía activa y reactiva y potencia para facturación en el MEM e interconexión al SEN. Hardware: medidores trifásicos multifunción de estado sólido, primario y de respaldo independientes, con memoria no volátil, puertos redundantes y registro multifase. Transformadores de instrumentación: TC y TP (TP/TPI/TPC) con devanados de medición dedicados, prohibido compartir con circuitos de protección.

• Exactitud: clase 0.2S en medidores para energía activa y reactiva; TC 0.2S y TP 0.2, con respuesta lineal desde cargas muy bajas hasta sobrecorrientes nominales.
• Pruebas y certificación: aprobación de modelo y pruebas de rutina por CFE LAPEM, acreditado ante la EMA; sello físico y precintado de bloques de prueba por el Distribuidor o Suministrador.
• Sincronización: estampa de tiempo con precisión <= 1 ms respecto a UTC mediante receptor GPS/GNSS local con salida IRIG-B, PTP (IEEE 1588) o NTP de Estrato 1.

Capa 2, calidad de la potencia y conformidad operativa. Marco: Código de Red (RES/550/2021), IEC 61000-4-30 Clase A, NMX-J-610-4-30-ANCE, IEEE 519, IEC 61000-4-15 para flicker e IEC 61000-4-7 para armónicas. Función: fiscalización continua de la calidad del suministro en el punto de acometida para evitar afectaciones al SEN. Hardware: analizador de calidad de la potencia multifásico de instalación fija, con muestreo mínimo de 512 muestras por ciclo en canales simultáneos de tensión y corriente, y procesamiento continuo sin vacíos (gapless) bajo IEC 61000-4-30 Clase A.

Pruebas y certificación de la Capa 2: monitoreo continuo de 7 días naturales, dictaminado por Unidad de Inspección o laboratorio acreditado.

Capa 3, submedición e infraestructura del SGE. Marco: criterios UPAC de CONUEE, ISO 50001:2018 en sus cláusulas relevantes de planificación y de monitoreo (9.1.1; la 9.1.2 corresponde a evaluación del cumplimiento legal), y NMX-J-109-ANCE. Función: monitoreo y contabilidad energética de Usos Significativos de la Energía, cálculo del Índice de Desempeño Energético (IDEn) y establecimiento de Líneas Base Energéticas (LBE). Hardware: medidores secundarios en carril DIN, unidades multicanal para CCM, TC de núcleo partido (split-core) y sondas flexibles tipo Rogowski para instalaciones existentes.

• Exactitud: clase 0.5S o 1.0 en energía activa y clase 2.0 en reactiva; TC auxiliares con precisión combinada <= 1.0%.
• Calibración: verificación interna periódica o acreditación por laboratorios ISO/IEC 17025.
• Cobertura: el SGE debe abarcar al menos el 80% del consumo de la instalación, condición que la submedición debe poder demostrar.

§ 03Sección 2 · Topología de red, telemetría y protocolos

Para evitar duplicidad de equipos de medición manteniendo ciberseguridad e independencia operativa se implementa una arquitectura jerárquica de 3 capas de automatización y 3 zonas de seguridad. El enlace con el Centro de Control Regional de CENACE opera con primario IP-MPLS, respaldo 4G LTE y DNP3.0 Level 2 o 3 con cifrado IPsec AES-256.

Capa de captación y medición de campo. Frontera comercial: medidores primario y secundario, clase 0.2S homologados por LAPEM, con doble puerto aislado que transmiten simultáneamente a la UTR por canales RS-485 independientes, DNP3.0 o Modbus RTU de alta velocidad (38.4 kbps). Calidad de potencia: analizador clase A en el tablero principal de la acometida, con Ethernet nativa y RS-485 con Modbus TCP o RTU hacia el SCADA local. Submedición SGE: medidores distribuidos en CCM, subestaciones unitarias y centros de carga significativos, con bus RS-485 en margarita (daisy-chain) y Modbus RTU, o Ethernet directa a gateways IoT.

Capa de UTR, gateways y DMZ industrial. Hardware de UTR/RTU: chasis de grado subestación (IEC 61850-3 / IEEE 1613), fuente redundante de 110 a 220 VDC o VAC, puertos serie con aislamiento galvánico de 2.5 kV mínimo y doble Ethernet 10/100/1000 Mbps. Función: concentra variables de frontera comercial y señales de estado de la subestación (posición de interruptores, alarmas de protección), con estampa UTC de 1 ms mediante GPS incorporado.

• Segmentación: VLAN 100 para telemetría CENACE, VLAN 200 para control de planta y Código de Red, VLAN 300 para submedición SGE e IoT bajo ISO 50001.
• Ciberseguridad (IEC 62443 y disposiciones CFE-CENACE): firewall de borde que permite solo tráfico saliente autenticado hacia las IP designadas por CENACE.
• Cifrado de enlace: túneles IPsec VPN con AES-256-GCM y autenticación SHA-256 sobre redes públicas o MPLS dedicado.
• Aislamiento lógico para el EMS interno (replicación de solo lectura): el EMS o SCADA de planta no debe interferir con la UTR del CENACE; extrae datos de frontera mediante salidas de pulsos aisladas u optoacopladas, o mediante lectura de solo lectura desde un puerto auxiliar del medidor primario.

Capa de procesamiento, almacenamiento e historiadores. Servidor UTM del CENACE: Unidad Terminal Maestra en el Centro de Control Regional, que recibe telemetría en tiempo real para control de frecuencia y voltaje del SEN y para liquidaciones del MEM. Servidor EMS/SCADA de planta bajo ISO 50001: local o en nube privada, con base de datos de series de tiempo, agregación de 1 a 15 minutos, cálculo del IDEn y alertas automáticas por desviación de factor de potencia o por incremento de THDI.

§ 04Sección 2.1 · Protocolos de comunicación y mapeo de datos

DNP3.0, enlace UTR a CENACE. Protocolo exigido por el Manual de TIC del CENACE para telemetría operativa en tiempo real y datos de facturación. Arquitectura DNP3.0 Level 2 o 3 sobre TCP/IP, con puerto TCP 20000 por defecto. Modo Unsolicited Responses (transmisión por excepción): la UTR envía el cambio significativo sin esperar polling, con latencia <= 2 s.

Modbus RTU y Modbus TCP, de analizadores y submedición hacia SCADA o EMS. Capa física: RS-485 de 2 hilos a 19200 o 38400 baudios con paridad par para RTU, y Ethernet en puerto TCP 502 para TCP. Los Holding Registers (4X) llevan la configuración de red y los límites de alarma; los Input Registers (3X) o los Holding en Float32 IEEE 754 usan dos registros de 16 bits por variable, con orden de bytes Big-Endian o Little-Endian Byte Swap.

MQTT y OPC-UA, de submedición SGE al servidor EMS. OPC-UA (IEC 62541) es cliente-servidor orientado a objetos, con modelo de información de tipos de datos ricos, calidad del dato (Good, Bad, Uncertain) y marcas de tiempo de origen y de servidor; la autenticación es por certificados X.509 y el cifrado TLS 1.3. MQTT es publicación y suscripción ligera desde los gateways IoT de submedición, con carga útil JSON comprimido sobre TLS/TCP en puerto 8883 y tópicos jerárquicos.

• planta_upac/subestacion_1/ccm_01/medidor_compresor/telemetria
• planta_upac/acometida/analizador_cre/calidad_potencia

§ 05Sección 3 · Criterios técnicos y fronteras de medición

La infraestructura debe definir con precisión los límites de responsabilidad física, eléctrica y lógica entre el Suministrador o CENACE, la fiscalización de la CNE y el sistema de gestión interno de la planta. Orden de fronteras, de la red hacia la planta.

Alta tensión, mayor a 69 kV. TC y TP de frontera comercial en el lado secundario del transformador de potencia de la subestación o en el interruptor de llegada (52G). La frontera física se define en las clemas del seccionador de maniobra de la acometida. Los equipos son propiedad del Usuario Final o del Suministrador según el contrato de interconexión, y la custodia metrológica es exclusiva de CFE/CENACE.

Media tensión, de 13.8 kV a 34.5 kV. Gabinetes de medición compacta en pedestal o poste de acometida en el límite del predio, con TC y TP antes de cualquier derivación interna o banco de capacitores, para evitar distorsión en la medición de energía reactiva comercial.

Interfaces de aislamiento lógico y físico. Bucles de corriente y tensión: bloques de prueba FT-10 con cortocircuitado automático en los secundarios de TC antes de los medidores, para calibrar e inspeccionar sin abrir los circuitos de corriente. Aislamiento galvánico: convertidores serie a fibra óptica (optocoupled serial-to-fiber) entre medidores y UTR, para eliminar la inducción por transitorios electromagnéticos de maniobra.

§ 06Sección 4 · Protocolo de evidencia y trazabilidad auditable

El cumplimiento ante las autoridades energéticas requiere dos expedientes independientes pero técnicamente interconectados.

Expediente de conformidad operativa para la CNE. Respalda la fiscalización del Código de Red y se conserva un mínimo de 5 años. El reporte semanal integrado exige muestreo de 7 días naturales continuos, con un mínimo de 1,008 registros agregados a 10 minutos por el analizador clase A en acometida. El criterio estadístico es P95. Sobre la ventana semanal, el 95% de los registros debe quedar por debajo del límite regulatorio para desbalance de tensión (2%), flicker (Pst menor a 1.0) y distorsión armónica (TDDI). El factor de potencia tiene su propia verificación mensual sobre agregaciones de 5 minutos.

Expediente metrológico y de desempeño energético para CONUEE. Justifica ante CONUEE el reporte anual de UPAC y la auditoría del SGE bajo ISO 50001:2018. Matriz de trazabilidad de sensores: hoja de vida y certificado de calibración vigente de cada instrumento asociado a Usos Significativos de la Energía (eléctricos, flujo de gas, vapor, temperatura, presión), emitido por laboratorios acreditados ISO/IEC 17025 ante la EMA o por CENAM.

Aseguramiento de calidad de datos en el EMS: detección automática de nulos y valores fuera de rango físico (outliers). Queda prohibida la interpolación de vacíos mayores a 3 periodos de integración consecutivos (de 30 a 45 minutos); esos vacíos se marcan como Datos No Sometidos a Contabilidad y se reportan en auditoría.

“La convergencia normativa no es un ejercicio de comparación de tablas: es el diseño de una sola infraestructura de medición que responde a tres exigencias distintas sin duplicar equipos ni romper la independencia operativa.”

TRAZABILIDADFuentes de referencia: Disposiciones Administrativas de Carácter General para el registro de personas usuarias de patrón de alto consumo de energía y la implementación de Sistemas de Gestión de la Energía (CONUEE) · NOM-001-CRE/SCFI-2019 · CFE G0000-48 (especificación de medidores multifunción listada en PLATIICA; G0000-48 no localizada de forma independiente) · Manual de Arranque y Medición del MEM · Código de Red (RES/550/2021) · IEC 61000-4-30, IEC 61000-4-15, IEC 61000-4-7 · IEC 62053-22 (para clases S) / IEC 62053-21 (clases 0.5, 1 y 2) e IEC 62053-22 · ANSI C12.20 · IEEE 519 · IEEE 1588 · IEEE 1613 · IEC 61850-3 · IEC 62443 · IEC 62541 · ISO 50001:2018 · ISO/IEC 17025 · NMX-J-109-ANCE · NMX-J-610-4-30-ANCE · SEMI F47 · ITIC/CBEMA · CENACE · CNE · CONUEE · CFE Distribución · CFE LAPEM · EMA · CENAM.