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Paquete MEM / ION8650A tipo socket para cumplimiento código de red

Schneider
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COMPARATIVO
  • Paquete completo de  solución para los participantes del mercado mayorista , generadores de electricidad
  • 1 PZ Equipo de medición ION8650A con protocolo aviso de pruebas de LAPEM (CFE)
  • 1 PZA Licencia PME 9.0 High-End Device
  • 1 PZA Licencia PME 9.0 Standard Edition BASE license
  • Maestro de sincronía de tiempo, con antena pre-amplificada
    cable coaxial de 15 metros,
    Kit de montaje para la antena, adaptador BNC y Fuente de poder con montaje en pared.

Se requiere 50% de anticipo al colocar la orden y 50% contra aviso de embarque

Pregunta tiempo de entrega

Paquete MEM ION 8650

  • Paquete completo de  solución para los participantes del mercado mayorista , generadores de electricidad o todo a quel que requiera un equipo de medición clase A
  • 1 PZA Equipo de medición MEM ION8650A tipo socket con protocolo aviso de pruebas de LAPEM (CFE)
  • 1 PZA Licencia PME 9.0 High-End Device
  • 1 PZA Licencia PME 9.0 Standard Edition BASE license
  • 1 PZA Base de enchufe de 13 terminales
  • 1 PZA Maestro de sincronía de tiempo, con antena pre-amplificada
    cable coaxial de 15 metros, Kit de montaje para la antena, adaptador BNC y Fuente de poder con montaje en pared.

Se requiere 50% de anticipo al colocar la orden y 50% contra aviso de embarque

DOF: 10/01/2018

ACUERDO por el que se emite el Manual de Medición para Liquidaciones.

CAPÍTULO 3
Sistemas de Medición
3.1) Sistemas de Medición
3.1.1)Todos los Sistemas de Medición de Centros de Carga y Centrales Eléctricas representados por Suministradores, Usuarios Calificados o Generadores deben cumplir lo establecido en este Manual, las normas oficiales mexicanas aplicable y demás disposiciones que emita la CRE.
3.1.2) De acuerdo con lo dispuesto en la Base 16 de las Bases del Mercado Eléctrico Mayorista, los
Sistemas de Medición están compuestos por el programa informático correspondiente, así como por los siguientes elementos:
a) Las instalaciones y equipos de medición eléctrica (transformadores de instrumentos, medidores, entre otros).
b) Sistema de comunicaciones, incluyendo elementos físicos (hardware) y sistemas informáticos (software), que permitan transmitir o recibir la información de la medición para ponerla a disposición del CENACE.
c) Sistema de sincronía de tiempo.
3.1.3) Los Sistemas de Medición deben tener un Medidor principal y un Medidor de respaldo, conforme a lo establecido en la Base 16. Cuando algún mantenimiento o falla afecte al Medidor principal, el Transportista o Distribuidor debe utilizar el Medidor de respaldo como fuente oficial, siempre y cuando el mantenimiento o falla no afecte a dicho Medidor.
3.1.4) Los Sistemas de Medición deben ser capaces de recopilar, almacenar y transmitir los Registros de medición, de acuerdo con lo establecido en este Manual y el Manual de TIC.
3.1.5) Los Transportistas y Distribuidores deberán conservar los Registros de medición históricos de los Puntos de Medición de cada Centro de Carga o Central Eléctrica, que hayan enviado al CENACE para las liquidaciones. Dicho registro histórico comprenderá los Registros de medición de los últimos diez años, contados a partir de Día de Operación que se liquida.
3.1.6) Los Transportistas y Distribuidores deberán compartir con los representantes en el Mercado de las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga, los Registros de medición de energía que envíen al CENACE, de acuerdo con lo establecido en este Manual y el Manual de TIC.
3.1.7) El CENACE deberá conservar los Registros de medición utilizados como fuente para las liquidaciones, de los últimos diez años contados a partir de Día de Operación que se liquida.
3.1.8) El Transportista y el Distribuidor deben asegurar que los Registros de medición históricos en un Punto de Medición no se afecten cuando se sustituya cualquiera de los elementos de medición asociados.
3.1.9) Para evitar que el Transportista o el Distribuidor se vean obligados a estimar los registros de los valores de medición cuando no se cuente con Medidor de respaldo y el Medidor principal sea objeto de mantenimiento, podrán utilizar temporalmente un Medidor que cumpla con la Norma Oficial Mexicana aplicable.
3.1.10) Todo Sistema de Medición considerado dentro del Mercado Eléctrico Mayorista debe contar con un dictamen de verificación emitido por una Unidad de Verificación, que asegure la conformidad del Sistema de Medición respecto de las normas oficiales mexicanas aplicable.
3.2) Medidores
3.2.1) Los Medidores y el paquete MEM ION 8650 deben cumplir con lo dispuesto en la norma oficial mexicana aplicable.
3.2.2) Los programas informáticos (software) que se utilicen para la configuración y explotación de los Medidores deben cumplir con los requisitos aplicables establecidos en la norma oficial mexicana correspondiente, las disposiciones en la materia que emita la CRE y los requisitos aplicables establecidos en el Manual de TIC.
3.2.3) El Medidor principal y el Medidor de respaldo deben estar conectados al Punto de Interconexión o al Punto de Conexión a través de transformadores de instrumento por medio de diferentes circuitos secundarios de tensión y corriente.
3.2.4) Si el Medidor principal y el Medidor de respaldo son del tipo autoalimentado según lo establecido en la norma oficial mexicana, deben estar conectados al Punto de Interconexión o al Punto de Conexión.
3.2.5) Si los representantes en el Mercado de las Centrales Eléctricas o Centros de Carga desean tener acceso al Medidor para adquirir los Registros de medición para liquidaciones, deberán solicitarlo por escrito al Transportista o Distribuidor, según corresponda. El acceso se dará en los siguientes términos y condiciones:
(a)   Para que sea factible otorgar el acceso al Medidor MEM ION 8650, deberán cumplirse las siguientes condiciones:
i. la Central Eléctrica o el Centro de Carga deben contar con Sistemas de Medición y estos sistemas deben cumplir con lo establecido en este Manual y en las normas oficiales mexicanas aplicables,
ii. los representantes en el Mercado de las Centrales Eléctricas o Centros de Carga deben proporcionar el equipamiento necesario para implementar el acceso (tal como ruteadores, cableado, switches, y demás equipamiento que se acuerde con el Transportista o Distribuidor), así como cubrir los costos asociados a su instalación.
(b)  El acceso se dará bajo los siguientes términos:
i.  Se otorgará el acceso únicamente cuando los Sistemas de Medición cuenten con las características establecidas en este Manual.
ii. El acceso podrá ser tanto al Medidor principal como al Medidor de respaldo, a elección del representante del Mercado.
iii. El acceso a los Medidores será sólo para lectura de los Registros de medición.
iv. El acceso a los Medidores MEM ION 8650 debe ser siempre a través de un puerto de comunicaciones independiente del puerto al que se conecte el Transportista o Distribuidor para la extracción de los Registros de medición, y a través de un medio o red de comunicaciones independiente del medio o red de comunicaciones que utilicen el Transportista o Distribuidor para tal efecto.
(c) Una vez que los representantes en el Mercado de las Centrales Eléctricas o Centros de Carga hayan cumplido con lo establecido en el inciso (a), subinciso (ii), de este numeral, el Transportista o Distribuidor serán responsables de llevar a cabo las actividades necesarias para otorgar el acceso directo a los Medidores principal y de respaldo, a fin de garantizar que dicho acceso no incida sobre el funcionamiento del Sistema de Medición.
(d) El Transportista o Distribuidor están obligados a otorgar el acceso dentro de los diez días hábiles siguientes a que se cumpla con las condiciones establecidas en el inciso (a) de este numeral.
3.3) Transformadores de instrumento
3.3.1) Los transformadores de instrumento deben cumplir con lo dispuesto en la norma oficial mexicana aplicable.
3.3.2) Los transformadores de instrumento deben estar conectados al Punto de Interconexión o al Punto de Conexión.
3.3.3) Los transformadores de instrumento del Sistema de Medición deben ser de uso exclusivo para la medición para liquidaciones del MEM ION 8650.
3.4) Sistema de comunicaciones
3.4.1) Los Sistemas de Medición deben contar con un sistema de comunicación que cumpla con lo establecido en el Manual de TIC y demás normativa aplicable.
3.5) Sincronía de tiempo
3.5.1) Los Sistemas de Medición deben tener la capacidad de ajustar el reloj de los equipos de medición y de los sistemas concentradores de Registros de medición, con referencia a un servidor de tiempo o un dispositivo GPS, de acuerdo con lo establecido en la norma oficial mexicana aplicable y el Manual de TIC.
3.6) Sistemas de Medición para Centrales Eléctricas
3.6.1) Una Central Eléctrica debe contar con un Sistema de Medición en cada uno de sus Puntos de Interconexión y cada uno de sus Puntos de Conexión, conforme a lo establecido en este Manual y en el Manual de TIC.
3.7) Sistemas de Medición para Centro de Carga
3.7.1) Un Centro de Carga debe contar con un Sistema de Medición en cada uno de sus Puntos de Conexión, conforme a lo establecido en este Manual y en el Manual de TIC.
3.8) Sistemas de Medición para el Transportista
3.8.1) El Transportista debe contar con un Sistema de Medición en cada uno de sus Puntos de Interconexión con otro Transportista, con Distribuidores y con un Sistema Eléctrico Vecino, conforme a lo siguiente:
(a) Entre Transportistas: Un Sistema de Medición del lado del Transportista existente por cada una de las líneas de interconexión del Transportista entrante.
(b) Transportista con Distribuidores: Un Sistema de Medición en el lado de alta tensión de los transformadores que en su lado secundario transformen a niveles de media tensión.
(c)  Transportista con Sistema Eléctrico Vecino: Un Sistema de Medición en el extremo nacional de cada línea de interconexión.
3.9) Sistemas de Medición para el Distribuidor
3.9.1) El Distribuidor debe contar con un Sistema de Medición en cada uno de sus Puntos de Interconexión con otro Distribuidor y con un Sistema Eléctrico Vecino, conforme a lo siguiente:
(a)  Entre Distribuidores: Un Sistema de Medición del lado del Distribuidor existente por cada una de las líneas de interconexión del Distribuidor entrante.
(b)  Distribuidor con Sistema Eléctrico Vecino: Un Sistema de Medición en el extremo nacional de cada línea de interconexión.
3.10) Sistemas de Medición para Centrales Eléctricas y Centro de Carga en Abasto Aislado
3.10.1) En la modalidad de Abasto Aislado que esté interconectado al Sistema Eléctrico Nacional se debe contar con un Sistema de Medición en cada Central Eléctrica, un Sistema de Medición en cada Centro de Carga y un Sistema de Medición en el Punto de Interconexión, conforme a lo establecido en este Manual y en el Manual de TIC.
3.10.2) La administración del Sistema de Medición en cada Central Eléctrica, del Sistema de Medición en cada Centro de Carga y del Sistema de Medición en el Punto de Interconexión, así como la adquisición de Registros de medición correspondientes, será responsabilidad:
a)  Del Transportista, cuando el Punto de Interconexión esté en la RNT, y
b)  Del Distribuidor, cuando el Punto de Interconexión esté en las RGD.
La CRE establecerá el monto que por este concepto recibirán el Transportista y el Distribuidor, conforme a lo establecido en la Base 16.2.5.
3.10.3) Las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga que se encuentren en la modalidad de Abasto Aislado deben otorgar el acceso al Transportista o Distribuidor para realizar las actividades necesarias para la administración de los Sistemas de Medición y la adquisición de los Registros de medición de cada Central Eléctrica, de cada Centro de Carga y del Punto de Interconexión, para que sea factible llevar a cabo el proceso de liquidación. Por ningún motivo, las Centrales Eléctricas y los Centros de Carga que se encuentren en la modalidad de Abasto Aislado pueden alterar los Sistemas de Medición ni manipular los Registros de medición; de lo contrario, se sujetarán a las sanciones previstas en la Ley.
3.10.4) En la modalidad de Abasto Aislado no interconectado al Sistema Eléctrico Nacional no existe liquidación de energía en el MEM ION 8650, por lo que no se requiere la medición para liquidaciones objeto de este Manual.
3.11) Sistemas de Medición para Centrales Eléctricas y Centro de Carga en categoría agrupada o agrupada en Clúster Autofinanciado
3.11.1) Se consideran Centrales Eléctricas o Centros de Carga agrupados o agrupados en Clúster Autofinanciado aquellos que se definen como tal en el Manual de Interconexión de Centrales
Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.
3.11.2) Las Centrales Eléctricas y Centros de Carga en categoría agrupada o modalidad agrupada en Clúster Autofinanciado deben tener un Sistema de Medición en el Punto de Interconexión común y un Sistema de Medición en cada una de las Centrales Eléctricas o en cada uno de los Centros de Carga, conforme a lo establecido en este Manual y en el Manual de TIC.
3.12) Sistemas de Medición para “Generación Distribuida”
3.12.1) Cada Centro de Carga en Generación Distribuida debe contar con un Medidor bidireccional con la clase de exactitud establecida en la norma oficial mexicana aplicable a sistemas de medición; sin embargo, quedan exentos de contar con un Sistema de Medición que cumpla con las características establecidas en este Manual.
3.12.2) Para cada Zona de Carga, el Distribuidor entregará al CENACE el total de la capacidad instalada en generación distribuida, así como un perfil de generación típico. El CENACE estimará la energía generada en generación distribuida en cada Zona de Carga multiplicando el perfil de generación típico por la capacidad instalada en generación distribuida, y con base en ello, estimará el consumo total en generación distribuida, con el fin de que sea posible cuantificar, tanto para la generación como para la carga, los costos asociados al MEM ION 8650.

 

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