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MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA 
 MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
UNIDAD PROFESIONAL “ADOLFO LÓPEZ MATEOS” 
ZACATENCO 
“MANUAL PARA ELABORACIÓN DE 
PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN”
T E S I S 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE: 
INGENIERO ELECTRICISTA 
PRESENTA: 
MANUEL ALBERTO CASTELLANOS CUETO 
ASESORES: 
ING. TELÉSFORO TRUJILLO SOTELO 
ING. SERGIO CORTÉS LÓPEZ 
CIUDAD DE MÉXICO DICIEMBRE 2018 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
2 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
Lleno de regocijo, dedico este proyecto a cada uno de mis seres amados, quienes han sido mis 
pilares para seguir adelante. 
 
Es para mí una gran satisfacción poder dedicarles a ellos, lo que con mucho esfuerzo, esmero 
y trabajo soy y seré. 
 
Agradezco principalmente a Dios por permitirme llegar hasta este momento y por las 
oportunidades que me brinda. 
 
A mis padres, Manuel y Fabiola por haberme forjado como la persona que soy, porque son 
el apoyo esencial de sentirme orgulloso para ser un profesional de la Patria, y mi ejemplo a 
seguir. Gracias por su apoyo incondicional. 
 
A mi esposa e hijos, Rosario, Manuel y Sara, porque son la motivación de mi vida y la 
razón de mis logros, por el apoyo y ánimo de continuar hasta el final. Gracias amor por 
brindarme el espacio para que yo dedicara tiempo al desarrollo de esta Tesis 
 
A los Ingenieros Telésforo Trujillo y Sergio Cortés y a los profesores que me apoyaron con 
su valiosa tutoría en todo el proceso de realización de esta Tesis, y por las enseñanzas 
profesionales, ya que sin su apoyo este trabajo no hubiera sido posible. 
 
Este proyecto no fue fácil de culminar, pero estuvieron motivándome y ayudándome hasta 
donde sus alcances les permitieron. 
 
 
“La persistencia puede cambiar las derrotas en increíbles logros” 
 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
3 
 
ÍNDICE 
 
 
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 6 
Antecedentes ................................................................................................................................... 6 
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................................ 6 
OBJETIVO ........................................................................................................................................ 7 
Objetivo General ............................................................................................................................. 7 
Objetivos Específicos ...................................................................................................................... 7 
¿A quién va dirigido? ...................................................................................................................... 7 
¿Quién lo usaría? ............................................................................................................................. 7 
Normativa Considerada. ...................................................................................................................... 7 
1. ELEMENTOS BÁSICOS DE UNA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA AÉREA ...................................................................................................................... 8 
1.1. Sistema de Distribución de Energía Eléctrica ........................................................................ 8 
1.1.1. Configuración del Sistema de Distribución .................................................................. 10 
1.1.1.1 Radial ....................................................................................................................... 10 
1.1.1.2 Anillo ....................................................................................................................... 10 
1.1.1.3 Malla ........................................................................................................................ 10 
1.1.2. Transformador de Potencia ........................................................................................... 11 
1.1.3. Conductores .................................................................................................................. 11 
1.1.3.1. Material del conductor ............................................................................................. 12 
1.1.4. Postes de Concreto ........................................................................................................ 12 
1.1.5. Aisladores ..................................................................................................................... 13 
1.1.5.1. Materiales de los Aisladores..................................................................................... 14 
1.1.5.2. Tipo de aisladores ..................................................................................................... 14 
1.1.6. Líneas de Media Tensión aérea ..................................................................................... 15 
1.1.6.1. Tensiones normalizadas de Media Tensión .............................................................. 16 
1.1.6.2. Conductores utilizados en Media Tensión aérea. ..................................................... 16 
1.1.6.3. Estructuras para Media Tensión aérea ...................................................................... 18 
1.1.6.4. Separación entre conductores de Media Tensión aérea ............................................ 20 
1.1.7. Líneas de Baja Tensión aérea ........................................................................................ 21 
1.1.7.1. Tensiones normalizadas de Baja Tensión ................................................................ 21 
1.1.7.2. Conductores utilizados en Baja Tensión .................................................................. 21 
1.1.7.3. Estructuras para Baja Tensión aérea ........................................................................ 22 
1.1.7.4. Separación entre conductores de Baja Tensión aérea ............................................... 23 
1.1.8. Neutro Corrido .............................................................................................................. 24 
1.1.9. Retenidas ....................................................................................................................... 24 
1.1.10. Principales fallas en la Red de Distribución de Energía Eléctrica .............................. 26 
1.1.10.1. Sobrecorrientes. ...................................................................................................... 26 
1.1.10.2. Sobretensiones. ....................................................................................................... 27 
1.1.11 Equipos de protección y desconexión. ......................................................................... 29 
1.1.11.1. Apartarrayos. .......................................................................................................... 29 
1.1.11.2. Corta Circuitos Fusible. .......................................................................................... 31 
1.1.12. Transformadores aéreos de Distribución .................................................................... 34 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
4 
 
1.1.12.1. Transformadores aéreos de Distribución trifásicos ................................................ 35 
1.1.12.2. Transformadores aéreos de Distribución monofásicos ........................................... 35 
1.1.12.3. Cambiador de Derivaciones ................................................................................... 36 
1.1.13. Acometidas aéreas ...................................................................................................... 37 
1.1.14. Preparaciónpara recibir acometidas ........................................................................... 39 
2. CONTENIDO DE UN PROYECTO DE ELECTRIFICACIÓN ........................................ 41 
2.1. Anteproyecto ........................................................................................................................ 41 
2.1.1. Levantamiento en Campo ............................................................................................. 41 
2.1.2. Trazos y Libramientos .................................................................................................. 42 
2.1.2.1. Derecho de vía ......................................................................................................... 42 
2.2. Obra propuesta a desarrollar ................................................................................................. 44 
2.2.1. Cálculo de la capacidad de los transformadores: .......................................................... 51 
2.2.2. Selección de la capacidad de los transformadores: ....................................................... 52 
2.2.3. Elección y Distribución de Postes. ............................................................................... 53 
2.2.4. Selección Estructuras de Media Tensión ...................................................................... 53 
2.2.5. Línea de Media Tensión propuesta ............................................................................... 55 
2.2.6. Línea de Baja Tensión propuesta .................................................................................. 56 
2.2.7. Selección Estructuras de Baja Tensión ......................................................................... 57 
2.2.8. Retenidas propuestas .................................................................................................... 58 
2.2.9. CCF de línea ................................................................................................................. 58 
2.3. Proyecto ................................................................................................................................ 60 
2.3.1. Plano ............................................................................................................................. 60 
2.3.2. Elementos del Plano. .................................................................................................... 61 
2.3.2.1. Nombre de la Obra .................................................................................................. 61 
2.3.2.2. Identificación del Norte Geográfico ........................................................................ 61 
2.3.2.3. Macro y Micro Localización ................................................................................... 62 
2.3.2.4. Trayectoria de la Obra ............................................................................................. 62 
2.3.2.5. Cuadro de Dispositivos ............................................................................................ 62 
2.3.2.6. Cuadro de Cargas .................................................................................................... 63 
2.3.2.7. Simbología del Plano ............................................................................................... 63 
2.3.2.8. Resúmenes de Obra ................................................................................................. 65 
2.3.2.9. Punto de Interconexión de la Obra .......................................................................... 66 
2.3.2.10.Código de Colores ................................................................................................... 66 
2.3.2.11.Diagrama Unifilar ................................................................................................... 67 
2.3.2.12.Propuesta de Diagrama Trifilar ............................................................................... 67 
2.3.2.13.Cuadro de Firmas .................................................................................................... 68 
2.3.3. Presentación del Plano. ................................................................................................. 68 
2.4. Listado de Materiales ........................................................................................................... 69 
2.4.1. Catálogo de Precios (CATPRE) ................................................................................... 69 
2.5. Presupuesto de Obra ............................................................................................................. 72 
2.5.1. Presupuesto Particular .................................................................................................. 72 
2.5.2. Distribuidor ................................................................................................................... 79 
2.5.2.1. UPIs ......................................................................................................................... 79 
2.5.2.2. Oficio de Presupuesto de Obra CFE ........................................................................ 81 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
5 
 
3. OPCIONES DE FINANCIAMIENTO .................................................................................. 83 
3.1. Por el interesado ................................................................................................................... 83 
3.2. Autoridades de Gobierno ...................................................................................................... 83 
3.2.1. Entidades Federativas y Municipios ............................................................................. 83 
3.2.2. Dependencias Federales ................................................................................................ 83 
3.2.2.1. Instituto Nacional de los Pueblos Indígenas ............................................................ 84 
3.2.2.2. Fondo Minero .......................................................................................................... 84 
3.2.2.3. Fondo de Servicio Universal Eléctrico de la SENER .............................................. 84 
4. EJECUCIÓN DEL PROYECTO ......................................................................................... 104 
4.1. Por el solicitante ................................................................................................................. 104 
4.2. Por el Distribuidor .............................................................................................................. 104 
4.2.1. Procedimiento de concurso abierto ............................................................................. 105 
4.2.1.1. Publicación de la convocatoria. ............................................................................. 105 
4.2.1.2. Visita al sitio. ......................................................................................................... 105 
4.2.1.3. Aclaración de los documentos. .............................................................................. 105 
4.2.1.4. Presentación de ofertas. ......................................................................................... 105 
4.2.1.5. Apertura y Evaluación de Ofertas. ........................................................................ 105 
4.2.1.6. Fallo ....................................................................................................................... 106 
4.2.1.7. Contratos................................................................................................................ 107 
4.2.1.8. Formalización del Contrato ................................................................................... 107 
4.2.1.9. Cesión de Derechos ............................................................................................... 107 
4.2.1.10.Responsabilidades del Residente de Obra .............................................................107 
4.2.1.11.Bitácora Electrónica .............................................................................................. 107 
4.2.1.12.Entrega de inmuebles para inicio de obras ............................................................ 108 
4.2.1.13.Modificaciones a los Contratos ............................................................................. 108 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................................... 109 
ANEXO 1 Índice de Ilustraciones ................................................................................................. 110 
ANEXO 2 Índice de Tablas ........................................................................................................... 112 
ANEXO 3 Aspectos Legales que se pueden considerar. ............................................................... 114 
ANEXO 4 Guía de Revisión sintetizada sugerida para FSUE ...................................................... 116 
ANEXO 5 Distribución geográfica de las Divisiones y Zonas de CFE Distribución .................... 119 
REFERENCIAS Y BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................... 135 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
6 
 
INTRODUCCIÓN 
Antecedentes 
Mil millones de personas en el mundo todavía no tienen acceso a la electricidad y se espera que 674 
millones continúen sin ella en 2030, son dos de las conclusiones del Informe sobre el Progreso 
Energético celebrado en mayo de 2018 en Lisboa por la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y 
el Banco Mundial (BM), entre otras entidades. 
Los esfuerzos realizados en el mundo para alcanzar el acceso universal a la energía eléctrica, como lo 
establecen los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas (Objetivo 7: Energía asequible 
y no contaminante), no han sido suficientes hasta la fecha, en cifras una de cada siete personas en el 
mundo aún no tiene acceso a la electricidad, la mayoría de ellos vive en áreas rurales del mundo en 
desarrollo. 
El acceso a la electricidad representa un componente importante en la vida moderna, motivo por el 
cual se ha convertido en uno de los objetivos para el desarrollo del país. Al cierre de 2017, México 
contaba con una cobertura eléctrica del 98.5 % sin embargo, aún 1.8 millones de personas 
aproximadamente carecen de tan necesario insumo; la disponibilidad de energía eléctrica forma parte 
del Índice de marginación, con ello la energía eléctrica se convierte en un indicador de prosperidad 
para México. 
Ante esta realidad existen apoyos por parte del Gobierno para financiar Obras de Electrificación, el 
inconveniente es que muchas de las personas de las que no tienen acceso a la electricidad carecen de 
información suficiente que les permita conocer el contenido de un proyecto de electrificación, por lo 
que el presente trabajo se encausa en brindar un soporte general para lograrlo. 
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
Factores económicos y las características geográficas de la ubicación de un hogar son determinantes 
para que una persona cuente con acceso a la electricidad. La mayoría de las Localidades que no cuentan 
con cobertura eléctrica se encuentran alejadas de la zona urbana, de la información, y de los recursos 
económicos. 
Aunado a esto, la dispersión de las viviendas hace que sea un reto cumplir con la calidad técnica 
necesaria al menor costo, por lo que es complicado para los Distribuidores obtener un beneficio viable 
de la construcción de Obras de Electrificación. El problema de la Distribución de energía eléctrica es 
diseñar, construir, operar y mantener el sistema de distribución que proporcionará el adecuado servicio 
eléctrico al área de carga a considerarse, tomando en cuenta la mejor eficiencia en operación. 
Desafortunadamente, no cualquier tipo de sistema de distribución puede ser empleado 
económicamente hablando en todas las áreas por la diferencia en densidad de carga, por ejemplo: no 
aplica el mismo sistema para una zona industrial que una zona rural debido a la cantidad de carga 
consumida en cada uno de ellos 
Generalmente las personas que viven con esta carencia desconocen la forma de elaborar un proyecto 
de esta índole, y pagan por tener el suministro eléctrico, ante esto, la mayoría de las ocasiones se suele 
abusar de esta necesidad ya que se desconoce dónde acercarse o en quién confiar y la ausencia de 
electricidad perduran hasta que alguna autoridad atiende la petición. 
Por lo anterior este tema se desarrolla para servir como un Manual para elaborar proyectos de 
electrificación. 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
7 
 
OBJETIVO 
Objetivo General 
Elaborar un manual técnico-administrativo para realizar proyectos de electrificación, que incluya los 
aspectos fundamentales que se deben considerar con base en las especificaciones del Distribuidor, en 
materia de construcción de redes aéreas de distribución de energía eléctrica en media y baja tensión, 
cumpliendo con lo establecido en la normatividad vigente aplicable. 
Objetivos Específicos 
• Que las personas que carecen de suministro de energía eléctrica puedan conocer el contenido 
de los proyectos de electrificación. 
• Que los desarrolladores o empresas cuenten con una base que les permita llevar a cabo una 
obra de electrificación. 
• Que el personal involucrado en el Fondo de Servicio Universal Eléctrico pueda complementar 
la integración y apoyarse para la revisión de los proyectos de electrificación. 
¿A quién va dirigido? 
• Las personas de Comunidades Rurales y Zonas urbanas marginadas y en general cualquier 
persona con conocimientos de electricidad que pretenda elaborar un Proyecto de 
Electrificación. 
• Estudiantes recién egresados que deseen conocer más acerca de la elaboración de un Proyecto 
de Electrificación. 
• A personas que desean obtener una visión general de los Proyectos de Electrificación. 
¿Quién lo usaría? 
• Aquellas personas interesadas, incluso con conocimientos básicos sobre electricidad, que 
tengan la necesidad de contar con suministro de energía eléctrica. 
• Desarrolladores de Obras de Electrificación. 
• La población mexicana en general que tenga un interés en soluciones de Electrificación. 
Normativa Considerada. 
Para el desarrollo de este trabajo se toma en consideración: 
➢ Ley de la Industria Eléctrica 
➢ Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica 
➢ Ley de Coordinación Fiscal 
➢ Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico 
Nacional 2018 – 2032 
➢ Reglamento Interior de la Secretaría de Energía 
➢ La NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas 
(utilización) 
➢ NMX-J-098-ANCE-2014, Sistemas eléctricos - 
Tensiones eléctricas normalizada 
➢ La especificación CFE DCCIAMBT “Construcción 
de instalaciones aéreas en media y Baja 
Tensión” 
➢ Disposiciones Generales en Materia de 
Adquisiciones, Arrendamientos, Contratación 
de Servicios y Ejecución de Obras de la CFE y sus 
EPS 
➢ Código de Red 
➢ Las Reglas de Operación del FSUE 
➢ El Catálogo de Soluciones del FSUE 
➢ Invitación a los Distribuidores para presentar 
Proyectos de Electrificación en Comunidades 
Rurales y Zonas Urbanas Marginadas 6 de abril 
de 2018, FSUE 
➢ Documentos complementarios (Plano, OPO y 
UPIs) que son los que entrega el Distribuidor al 
FSUE 
➢ El Instructivo para el llenado de formatos de los 
Anexos que se incluyó en la Invitación a 
Distribuidores 2016 del FSUE, proponiendo 
mejoras y actualizaciones. 
➢ Especificaciones de CFE relacionadas con el 
tema. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
8 
 
1. ELEMENTOS BÁSICOS DE UNA RED DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA 
ELÉCTRICA AÉREA 
1.1. Sistema de Distribución de Energía Eléctrica 
La Real Academia Española define la palabra “sistema” como: 
1. Conjunto de reglas o principios sobre una materia racionalmente enlazados entresí . 
2. Conjunto de cosas que relacionadas entre sí ordenadamente contribuyen a determinado 
objeto. 
La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía Eléctrica 
es la parte del sistema eléctrico cuya función es el suministro de energía desde los trasformadores 
de subestaciones que en su lado secundario transformen en voltajes menores a 69 kV y terminan hasta 
la preparación para recibir la acometida en las viviendas de los usuarios finales, como lo establecen 
los Términos para la estricta separación legal de la Comisión Federal de Electricidad (Diario Oficial 
de la Federación SECRETARIA DE ENERGIA 11-01-2016): 
Los trasformadores de subestaciones que en su lado secundario transformen en voltajes menores a 
69 kV serán considerados parte de las Redes Generales de Distribución. De igual manera formarán 
parte de las Redes Generales de Distribución los equipos asociados a dichos transformadores. 
Los activos comprendidos en las actividades de Distribución incluirán las líneas y subestaciones 
con tensión menor a 69 kV, así como el equipo relacionado. 
Formarán parte de la Redes Generales de Distribución y, por lo tanto, le serán asignadas a la 
EPS que haya sido creada por la CFE para prestar el Servicio Público de Distribución de Energía 
Eléctrica en los términos de la disposición 4.2.1, las Redes Eléctricas a cargo de la CFE que: 
 (a) operen a una tensión inferior a 69 kV, salvo que: 
(i) formen parte de Redes Particulares asociadas a Centrales Eléctricas; o, 
(ii) deban clasificarse por excepción como parte de la Red Nacional de Transmisión 
por determinación expresa, fundada y motivada por parte de la Secretaría; y, 
(b) aun operando a una tensión igual o mayor a 69 kV estén temporalmente a cargo de las 
divisiones de distribución de la CFE o de sus empresas de Distribución. 
La Ley de la Industria Eléctrica define a las Redes Generales de Distribución como: Redes 
Eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general. 
El Sistema de Distribución debe proveer servicio con un mínimo de variaciones de tensión y el 
mínimo de interrupciones, debe ser flexible para permitir expansiones en pequeños 
incrementos, así como para reconocer cambios en las condiciones de carga con un mínimo de 
modificaciones y gastos. Esta flexibilidad permite guardar la capacidad del sistema cercana a 
los requerimientos de carga y por lo tanto permite que el sistema use de manera más efectiva 
la infraestructura. Además, y sobre todo elimina la necesidad para predeci r la localización y 
magnitudes de las cargas futuras. Por lo tanto, la distribución consiste en llevar la energía 
eléctrica hasta los puntos de consumo. 
Los sistemas pueden ser por cableado subterráneo, cableado aéreo soportado por postes o 
alguna combinación de estos. Esta tesis se centra en sistemas de red de distribución aéreas. 
La red de transmisión abastece a la red de distribución directamente desde las grandes centrales 
de generación, y la red de distribución permite que la electricidad llegue a los usuarios como 
se muestra a continuación: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
9 
 
ILUSTRACIÓN 1. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 
 
Fuente: Elaboración propia 
El sistema de Distribución más frecuente es el siguiente: 
 
ILUSTRACIÓN 2. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN MAS FRECUENTE 
DESCRIPCIÓN 
REPRESENTACIÓN 
GRÁFICA 
DESCRIPCIÓN 
GENÉRICA 
Conexión estrella, con el neutro 
sólidamente conectado a tierra en la 
subestación; neutro corrido desde esta 
subestación y multiaterrizado. 
 
3F-4H 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT con modificaciones. 
Los Sistemas Eléctricos de Distribución están conformados por una gran cantidad de elementos como 
son: conductores, estructuras, transformadores, interruptores, barras, dispositivos de protección, etc., 
todos ellos interconectados y operando en conjunto con el fin de energizar en forma segura y confiable 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
10 
 
un número determinado de cargas, en distintos niveles de tensión, ubicados generalmente en diferentes 
lugares. 
1.1.1. Configuración del Sistema de Distribución 
Fundamentalmente se tienen tres formas diferentes de topologías, cada una de ellas presenta 
variaciones en su diseño. A continuación se indican los sistemas radial, anillo y malla que difieren en 
como los alimentadores de distribución están conectados a la subestación. 
1.1.1.1 Radial 
Esté se caracteriza por tener una sola trayectoria entre cada usuario y la subestación, la potencia fluye 
únicamente de la subestación hacía el usuario por una trayectoria única, misma que cuando se 
interrumpe, se presenta una pérdida en el suministro de la potencia hacía el usuario. Esta configuración 
es muy utilizada debido a las siguientes ventajas: es económico, simple de planear, diseñar y operar, 
razón por la cual se tiene un porcentaje tan alto en campo. 
ILUSTRACIÓN 3. CONFIGURACIÓN RADIAL 
 
Fuente: Criterios fundamentales de confiabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico de Distribución - CFE 
1.1.1.2 Anillo 
Los sistemas en anillo tienen dos trayectorias entre la subestación y cada usuario. El equipo utilizado 
debe tener capacidad para continuar suministrando energía eléctrica cuando por cualquier razón se 
abra el anillo. Desde el punto de vista de complejidad, un sistema de distribución en anillo su 
complejidad aumenta con relación al sistema radial, la potencia fluye sobre ambos lados hacía la parte 
central del anillo; en todos los casos puede tomar una de las dos trayectorias. La mayor desventaja del 
sistema de anillo, es el costo y la capacidad extra que se requiere para alimentar toda la potencia, 
cumpliendo con los requisitos de caída de tensión cuando se suministra toda la potencia por un solo 
lado del anillo. 
ILUSTRACIÓN 4. CONFIGURACIÓN EN ANILLO 
 
Fuente: Criterios fundamentales de confiabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico de Distribución - CFE 
1.1.1.3 Malla 
La distribución que utiliza el esquema de malla incrementa la complejidad en la operación, así como 
su confiabilidad aumenta considerablemente. La malla involucra múltiples trayectorias entre todos los 
puntos de la misma, la potencia que fluye entre dos puntos usualmente sigue diferentes trayectorias. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
11 
 
ILUSTRACIÓN 5. CONFIGURACIÓN EN MALLA 
 
Fuente: Criterios fundamentales de confiabilidad y seguridad en la operación del sistema eléctrico de Distribución - CFE 
A continuación se hace una breve explicación de los elementos básicos de una red de distribución 
aérea: 
1.1.2. Transformador de Potencia 
El transformador es un dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión eléctrica en 
un circuito, en el caso del transformador de potencia, este se sitúa en la Subestación que alimenta a los 
circuitos de distribución y sirve para reducir el nivel de tensión de transmisión (alta tensión) a niveles 
de tensión de distribución (Media Tensión). 
1.1.3. Conductores 
Para poder transportar la energía eléctrica se utilizan los conductores, un conductor eléctrico es un 
material que ofrece poca resistencia a la corriente eléctrica. La NOM -001-SEDE-2012, Instalaciones 
Eléctricas (utilización), contiene en la sección 4.2.2.2 la función de conductores: 
Para corriente alterna: 
• Conductores de fase; 
• Conductor neutro; 
• Conductor de puesta a tierra (conductor de protección); 
El conductor según su constitución puede clasificarse en dos tipos: 
Alambre: Conductor eléctrico cuya alma conductora está formada por un solo elemento o hilo 
conductor: 
ILUSTRACIÓN 6. ALAMBRE 
 
Fuente: internet 
 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
12 
 
Cable: Conductor eléctrico cuya alma conductora está formada por una serie de hilos conductoreso 
alambres: 
ILUSTRACIÓN 7. CABLE 
 
Fuente: internet 
1.1.3.1. Material del conductor 
Las características del cable (como flexibilidad, peso, etc.) dependen tanto de su construcción como 
de los materiales empleados en el mismo. Según su grado de conductividad eléctrica, los cuatro 
mejores conductores son plata, cobre, oro y aluminio, no obstante, al desarrollar un conductor eléctrico, 
se debe tener en cuenta el precio de los materiales, por esta razón, hay muchos otros materiales con 
los que se pueden elaborar, no por sus propiedades conductoras, sino por otras características, como la 
resistencia mecánica (como el acero). 
1.1.4. Postes de Concreto 
Se trata de un elemento que se coloca de manera vertical y que sirve de apoyo. Los postes se utilizan 
en la la Distribución de energía eléctrica para soportar el peso de los conductores de una red aérea, 
permite el tendido del cableado eléctrico, llevándolo hasta el final de un circuito. Existen diferentes 
tipos de materiales con los que se puede elaborar un poste, como madera, metal y, los más comunes, 
con concreto (PCR por sus siglas "Postes de Concreto Reforzado"). 
Por los niveles de tensión eléctrica de un Sistema de Distribución los conductores deben estar 
separados de los objetos y personas, por lo que los postes se construyen en alturas desde 6 hasta 15 
metros, generalmente en Media Tensión se utilizan postes de concreto de 11, 12 y 13 metros, para Baja 
Tensión 9 metros y para Estacas de Retenida 7 metros. Los postes de 14 y 15 metros se utilizan en 
casos extraordinarios, por ejemplo para librar puentes peatonales. 
Casi siempre en un costado del poste de concreto se graban sus datos principales como los son: altura, 
resistencia, año de fabricación, empresa que los fabricó, entre otros. A este lado del poste se le conoce 
como "cara”, ahí mismo se tiene marcada una línea horizontal la cual está ubicada 3 metros desde la 
base del poste, esta línea sirve como referencia para saber si el poste está bien hincado. 
La especificación CFE DCCIAMBT “Construcción de instalaciones aéreas en Media y Baja Tensión” 
establece la profundidad que deben tener las cepas en la cual se van a hincar los postes, la cepa está en 
función del tipo de terreno, de la altura y resistencia del poste y de su diámetro en el empotramiento. 
El diámetro de la cepa es de 50 cm como mínimo en todos los casos. 
TABLA 1. EMPOTRAMIENTO DE POSTES 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
13 
 
Notas de la especificación: 
1. Un terreno normal que se anega como tierra de cultivo se debe considerar como un terreno 
blando. 
2. Un terreno blando es posible considerarlo como terreno normal si se compacta con piedras 
30 cm en la base y 60 cm en la parte superior del empotramiento. 
3. En áreas urbanas en que el poste está en banqueta terminada se considera como terreno 
normal. 
4. Un terreno normal es posible considerarlo como terreno duro si se compacta con piedras 
de 30 cm en la base y 60 cm en la parte superior del empotramiento. 
5. En zonas con actividad sísmica adicione 10 cm al empotramiento de la tabla anterior y si 
el terreno es blando proceda como se indica en el punto 2. 
6. En líneas rurales con terreno blando o normal se debe agregar una capa de 30 cm de piedra 
en la parte superior de la cepa. 
7. En caso de que no se tenga la tabla, se puede utilizar la fórmula siguiente para terreno 
normal: 
Como forma práctica podemos obtener la Profundidad del empotramiento de la siguiente manera: 
𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑜𝑠𝑡𝑒 (𝑐𝑚)
10
+ 50 𝑐𝑚 
Así por ejemplo, en un poste de 13 m en un terreno normal, la cepa se recomienda de 180 cm (esto es 
el 10% de la altura del poste = 130 cm más 50 cm), por lo que, si sabemos que la línea que se encuentra 
marcada en la cara del poste está a 3 m, una vez hincado el poste, esta marca debería estar a 120 cm 
de la superficie del suelo. 
Para más información acerca de los Postes de Concreto se puede consultar también la Especificación 
CFE J6200-03. 
ILUSTRACIÓN 8. DATOS DE UN POSTE DE CONCRETO 
 
Fuente: internet 
1.1.5. Aisladores 
Los aisladores cumplen la función de sujetar mecánicamente el conductor manteniéndolo aislado 
eléctricamente del potencial de tierra y de otros conductores. Deben soportar la carga mecánica que el 
conductor transmite al poste y aislar eléctricamente al conductor también de la estructura que lo 
soporta, así como del propio poste. La NOM-001-SEDE-2012, refiere en la sección 922-7 que los 
aisladores que se usen en líneas eléctricas deben ser aprobados para ese uso y que deben seleccionase 
basándose en la tensión a plena carga del circuito. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
14 
 
1.1.5.1. Materiales de los Aisladores 
Históricamente se han utilizado distintos materiales, porcelana, vidrio, y actualmente materiales 
compuestos, y la evolución ha ocurrido en la búsqueda de mejores características y reducción de 
costos. Algunos de los materiales más comunes son: 
• PORCELANA. Es una pasta de arcilla, caolín, cuarzo o alúmina se le da forma, y por horneado 
se obtiene una cerámica de uso eléctrico. Este material es particularmente resistente a compresión 
por lo que se han desarrollado especialmente diseños que tienden a solicitarlo de esa manera. 
• VIDRIO. Cristal templado que cumple la misma función de la porcelana, se trabaja por moldeado 
colándolo, debiendo ser en general de menos costo. 
• MATERIALES COMPUESTOS. Fibras de vidrio y resina en el núcleo, y distintas "gomas" en la 
parte externa, con formas adecuadas, han introducido en los años más recientes la tecnología del 
aislador compuesto. 
1.1.5.2. Tipo de aisladores 
La forma de los aisladores está ligada al material y a su uso, se puede hacer la siguiente clasificación: 
AISLADORES TIPO ALFILER, (también llamados de disco o campana) se usan para soportar los 
conductores en las estructuras de Media Tensión generalmente se hacen de vidrio o porcelana. 
Normas Aplicables: NMX-J-246-ANCE. 
ILUSTRACIÓN 9. AISLADORES DE PORCELANA TIPO ALFILER 
 
Fuente: internet 
AISLADORES TIPO POSTE LÍNEA, también conocidos como tipo “columna” o “alfiler” se utilizan 
para sostener los conductores de media tensión en las estructuras generalmente se hacen de porcelana, 
aunque pueden ser de materiales compuestos. 
Normas Aplicables: CFE 52000-91, NMX-J-248, ANSI C29.7. 
ILUSTRACIÓN 10. AISLADORES DE PORCELANA TIPO POSTE LÍNEA 
 
Fuente: internet 
AISLADORES DE SUSPENSIÓN, se utilizan para suspender y tensar los conductores de Media 
Tensión en los sitios donde comience o termine la línea (remates), generalmente se forman una cadena, 
de vidrio o porcelana, aunque también pueden ser de materiales compuestos. También son conocidos 
como "ASUS" como acrónimo de Aisladores de Suspensión. 
 Normas Aplicables: NRF-018-CFE-2004, NRF-005-CFE, IEC 60383-1, IEC-61109, ANSI C29.2. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
15 
 
ILUSTRACIÓN 11. AISLADORES DE SUSPENSIÓN 
SINTÉTICO DE VIDRIO TEMPLADO 
 
Fuente: internet 
AISLADORES TIPO CARRETE, se usan en la Baja Tensión y para el neutro corrido. 
Normas Aplicables: CFE 52000-55, NMX-J-251, ANSI C29.3. 
ILUSTRACIÓN 12. AISLADOR DE PORCELANA TIPO CARRETE 
 
Fuente: internet 
AISLADORES TIPO RETENIDA, también conocidos como tipo “piña” se usan en Retenidas. 
Normas Aplicables: CFE 52000-55, NMX-J-251, ANSI C29.4. 
ILUSTRACIÓN 13. AISLADOR DE PORCELANA TIPO RETENIDA 
 
Fuente: internet 
1.1.6. Líneas de Media Tensión aérea 
En el Sistema de Distribución las líneas de Media Tensión sirven para conducir la energía eléctrica 
desde la Subestación de Potencia hasta los transformadores de distribución. 
En el artículo 922 la NOM -001-SEDE-2012 habla de Líneas Aéreas y contiene los requisitos mínimos 
que deben cumplir las líneas aéreas de energía eléctrica y de comunicación y sus equipos asociados,con la finalidad de obtener la máxima seguridad a las personas, protección al medio ambiente y uso 
eficiente de la energía. Entre las definiciones de este artículo, podemos encontrar las siguientes: 
Baja tensión: Tensión hasta 1 000 volts 
Media tensión: Tensión mayor que 1 000 volts hasta 35 kilovolts 
Flecha: Distancia medida verticalmente desde el conductor hasta una línea recta imaginaria que une 
sus dos puntos de soporte. A menos que otra cosa se indique, la flecha siempre se medirá en el punto 
medio del claro. 
Flecha aparente: Distancia máxima entre el conductor y una línea recta imaginaria que une sus dos 
puntos de soporte, medida perpendicularmente a la línea recta. 
Línea aérea: Línea abierta soportada en postes u otro tipo de estructuras con los accesorios 
necesarios para la fijación, separación y aislamiento de los conductores. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
16 
 
ILUSTRACIÓN 14. DISTANCIAS EN UNA LÍNEA DE M.T. 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
Las líneas de Media Tensión se suelen instalar en un nivel superior a las líneas de Baja Tensión y de 
equipos. En la construcción de las líneas se recomienda procurar seguir trayectorias rectas. 
1.1.6.1. Tensiones normalizadas de Media Tensión 
De acuerdo con la "NOM -001-SEDE-2012" y con la “NMX-J-098-ANCE-2014 (Sistemas eléctricos 
- Tensiones eléctricas normalizada”) las tensiones normalizadas para Media Tensión son mayores a 1 
000 V y hasta 35 kV. 
TABLA 2. TENSIONES NORMALIZADAS EN M.T. 
Clasificación 
Tensión eléctrica nominal del Sistema de Distribución 
(V) 
3 fases 
3 hilos 
3 fases 
4 hilos. 
Media Tensión 
4 160 
13 800 
23 000 
34 500 
- 
13 800 Y / 7 970 
23 000 Y / 13 280 
34 500 Y / 19 920 
1.1.6.2. Conductores utilizados en Media Tensión aérea. 
El artículo 328 "CABLE DE MEDIA TENSION" de la Tercera sección de la NOM-001-SEDE-2012 
en la sección 328-100 "Construcción" menciona que: Los cables de Media Tensión deben tener 
conductores de cobre, aluminio o aluminio recubierto de cobre. 
Los conductores que más suelen utilizarse en Media Tensión son de aluminio, los conductores de 
aluminio puro se utilizan en líneas aéreas de distribución con distancias en claros interpostales cortos, 
mientras que los de otras aleaciones de aluminio se usan en instalaciones con claros interpostales más 
largos, aprovechando el incremento en la resistencia mecánica que proporcionan dichas aleaciones 
(Como referencia pueden considerarse claros interpostales cortos de 0 a 65 m y largos los mayores a 
65 m). Existen dos tipos de conductores principalmente: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
17 
 
• Cable de Aluminio Puro (por sus siglas en inglés, AAC: All Aluminium Conductor) 
• Cable de Aluminio con Alma de Acero (por sus siglas en inglés, ACSR: Aluminum 
Conductors Steel Reinforced) 
Su uso se indica en la especificación CFE DCCIAMBT: 
• AAC: en áreas urbanas y de contaminación. 
• ACSR: en áreas rurales en todos los calibres normalizados. 
 
El calibre que se instala comúnmente es: 
TABLA 3. CALIBRE CONDUCTORES MEDIA TENSIÓN 
Material kCM Hilos 
área 
(mm2) 
Diámetro 
(mm) 
Peso 
(kg/1000 m) 
Carga de ruptura 
(kg) 
Ampacidad 
(A) 
ACSR 1/0 6/1 62.4 10.11 216 1 940 235 
AAC 3/0 7 85.01 12.75 234.4 1 377 325 
Dichos conductores se consideran “ligeros”, y conductores de calibre mayor se consideran “pesados”. 
En las líneas de Media Tensión aéreas se suelen utilizar conductores ligeros, del tipo desnudos y 
semiaislados. Al seleccionar los conductores, no se debe sobrepasar la ampacidad de los conductores, 
por lo que se debe utilizar la Tabla 922-10 de la NOM-001-SEDE-2012 que muestra los valores 
máximos de ampacidad, para los conductores desnudos usuales en líneas aéreas: 
TABLA 4. AMPACIDAD DE CONDUCTORES DESNUDOS M.T. EN AMPERES 
Tamaño o designación ACSR 
(A) 
Aluminio 
(A) mm2 AWG 
53.5 1/0 230 235 
67.4 2/0 270 275 
85 3/0 300 325 
107 4/0 340 375 
135 266.8 460 445 
171 336.4 530 520 
La NOM-001-SEDE-2012 especifica también en la “Tabla 310-106(a)” el tamaño o designación 
mínimo de los conductores por nivel de tensión nominal: 
TABLA 5. TAMAÑO O DESIGNACIÓN MÍNIMO DE LOS CONDUCTORES 
Tensión nominal del 
conductor (volts) 
Cobre Aluminio 
Tamaño o designación 
mm2 AWG mm2 AWG 
8 001 – 15 000 33.6 2 33.6 2 
15 001 – 28 000 42.4 1 42.4 1 
28 001 – 35 000 53.5 1/0 53.5 1/0 
Como ya se mencionó anteriormente, La Especificación CFE DCCIAMBT refiere que en líneas de 
Media Tensión se consideran tramos cortos los menores de 65 m y tramos largos los mayores a 65 m. 
Los primeros se constituyen principalmente en zonas urbanas puesto que están determinados por los 
tramos en instalaciones de Baja Tensión, en tanto que los segundos se construyen por lo general en 
zonas rurales. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
18 
 
Un tramo flojo, es un tramo de línea menor de 40 m donde la tensión mecánica de los conductores es 
menor en un claro interpostal usualmente de remate (lugar donde termina o inicia el tendido del cable). 
Adicional a lo anterior, se recomienda consultar las siguientes especificaciones para conocer más sobre 
estos los conductores ACSR y AAC: 
Especificación CFE Descripción 
CFE E0000-12 Cables de aluminio con cableado concéntrico y alma de acero (ACSR) 
CFE E0000-30 Cable de aluminio desnudo (AAC) 
Asimismo, se debe consultar la sección “310-106. Conductores” de la NOM-001-SEDE-2012 para 
más información. 
1.1.6.3. Estructuras para Media Tensión aérea 
Se consideran estructuras para líneas de Media Tensión todas aquellas que soporten en un poste 
conductores cuya tensión de operación sea de 13.8 hasta 34.5 kV, se componen básicamente de 
crucetas, aisladores y herrajes. 
La "NOM-001-SEDE-2012" define Estructura en la sección 922-2, como: Unidad principal de soporte 
de las líneas aéreas eléctricas, comunicación y equipo asociado, generalmente un poste o una torre. 
Existen distintos tipos de estructuras, las cuales se clasifican de acuerdo con su configuración y uso, 
las más comunes se muestran en la siguiente tabla: 
TABLA 6. ESTRUCTURAS DE MEDIA TENSIÓN 
Te (T) 
Se utiliza 
como una 
estructura de 
paso 
 
Volada (V) 
Se utiliza en 
lugares donde 
es necesario 
que las líneas 
de M.T. estén 
más alejadas 
de las 
viviendas, 
recomendables 
cuando existan 
balcones p.ej. 
 
Remate (R) 
Se utiliza al 
inicio y al 
final o en 
deflexiones 
que ocasionen 
cambio de 
dirección en la 
trayectoria de 
la línea 
 
 
Anclaje (A) 
Se utiliza para 
reforzar la 
tensión 
mecánica de 
una línea de 
M.T, 
recomendable 
también en 
deflexiones 
 
Fuente: Elaboración Propia 
La identificación de las estructuras está codificada en base al tipo, uso y número de conductores, esto 
facilita su sistematización al momento de nombrarlas para presupuestar los materiales. La codificación 
utilizada por CFE se compone de 4 elementos principales: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
19 
 
TABLA 7. CODIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS DE MEDIA TENSIÓN 
1. Tipo de 
Estructura 
2. Configuración 
3. No. de Fases que 
soporta la estructura 
4. Posición del neutro o cable de 
guarda 
• T 
• R 
• V 
• A 
• S (Sencilla) 
• D (Doble) 
• R (Remate)* 
• 1 
• 2 
• 3 
• N (Con Neutro) 
• 0 (Sin Neutro) 
• G (Guarda) 
(1) (2) (3) (4) 
 
 
T S 3 N 
(Te Sencilla, 3 fases con Neutro) 
* Sólo aplica para el Tipo de Estructura V. 
En caso de que existan dos o más estructuras por poste, la codificación se escribirá indicando la 
estructura del primer nivel (el superior) y separada por una diagonal la estructura del segundo nivel (el 
inferior). En el primer nivel siempre se indica la condición del neutro o guarda (N, 0, o G), si en el 
segundo nivel es la misma condición, ésta ya no se escribe, puesto que la primera ya lo indica y queda 
implícito, en casode que esta la condición cambie en el segundo nivel, se deberá escribir la situación 
del neutro o guarda también. 
ILUSTRACIÓN 15. ESTRUCTURAS DE MEDIA TENSIÓN DOS NIVELES 
 
Fuente: Elaboración Propia 
La nomenclatura utilizada para dos estructuras: 
Primer Nivel Segundo Nivel 
 
 
R D 2 0 / R D 2 
(PRIMER NIVEL: Remate Doble, 2 fases sin Neutro / SEGUNDO NIVEL: Remate Doble, 2 fases sin Neutro) 
En el caso de que en un mismo nivel se tengan diferentes condiciones en un mismo nivel en ambos 
lados de la estructura, se utiliza un guion (-) para indicar la diferencia. Por ejemplo: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
20 
 
ILUSTRACIÓN 16. ESTRUCTURA DE M.T. CON MISMO NIVEL, DIFERENTE CONDICIÓN 
 
A D 3 0 - A D 2 
(Anclaje Doble, 3 fases sin Neutro - Anclaje Doble, 2 fases sin Neutro) 
Fuente: Elaboración Propia 
1.1.6.4. Separación entre conductores de Media Tensión aérea 
La separación horizontal mínima entre conductores se indica en la Tabla 922-12(a)(1) de la NOM-
001-SEDE-2012: 
Para conductores eléctricos del mismo circuito o de diferentes circuitos: 
TABLA 8. SEPARACIÓN HORIZONTAL MÍNIMA ENTRE CONDUCTORES 
Circuito Separación mínima en centímetros 
Más de 8.7 kV a 50 kV 30 más 10 por cada kV en exceso de 8.7 kV 
Entonces, aplicado a las tensiones normalizadas de M.T. esto resultaría: 
TABLA 9. SEPARACIÓN HORIZONTAL MÍNIMA ENTRE CONDUCTORES DE M.T. AÉREA 
kV cm 
13.8 
13.7 35 
14.7 36 
23 
22.7 44 
23.7 45 
34 
33.7 55 
34.7 56 
Lo cual es coincidente con lo que indica la Especificación CFE DCCIAMBT como se muestra a 
continuación: 
ILUSTRACIÓN 17. SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE M.T. AÉREA 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
21 
 
La separación es en centímetros como se muestra a continuación: 
TABLA 10. SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE M.T. AÉREOS 
 13.8 kV 23 kV 34.5 kV 
A 
Nota 1 
Separación horizontal entre conductores del 
mismo o diferente circuito 
35 45 56 
B 
Nota 2 
Separación vertical siendo el 
conductor inferior de: 
13.8 kV 140 140 140 
23 kV 140 140 140 
34.5 kV - - 140 
Nota 1. En ningún caso se deben llevar en un mismo nivel dos tensiones diferentes. 
Nota 2. La posición que ocupen los circuitos de diferente tensión, en una misma estructura, debe ser tal que los 
conductores de mayor tensión queden arriba de los de tensión menor. 
1.1.7. Líneas de Baja Tensión aérea 
En un Sistema de Distribución de energía eléctrica la Baja Tensión sirve para conducir la energía 
eléctrica desde el lado secundario de los Transformadores de Distribución hasta los Usuarios. 
Las líneas de Baja Tensión se pueden encontrar en: 
• Red abierta: Línea eléctrica con conductores desnudos, forrados o aislados soportados 
individualmente en la estructura directamente o mediante aisladores. [ definición de la sección 
922-2 de NOM-001-SEDE-2012] o; 
• Con cable múltiple: Es un ensamble formado por un conductor desnudo de soporte y uno o varios 
conductores de aluminio o de cobre, aislados y dispuestos helicoidalmente alrededor del 
conductor desnudo de soporte. [definición de la especificación CFE- DCCIAMBT]. 
(Actualmente se está optando por instalar el cable múltiple para reducir las pérdidas no técnicas) 
Las líneas de Baja Tensión se instalan en un nivel inferior a las líneas de Media Tensión y de los 
equipos como ya se mencionó anteriormente. La longitud mínima de los postes para instalaciones de 
Baja Tensión se recomienda de 9 metros. 
1.1.7.1. Tensiones normalizadas de Baja Tensión 
De acuerdo con la "NOM -001-SEDE-2012" y con la “NMX-J-098-ANCE-2014” por nivel de tensión 
eléctrica, las tensiones normalizadas para Baja Tensión son de 100 V hasta 1 000 V. 
TABLA 11. TENSIÓN ELÉCTRICA DE LÍNEAS DE B.T. 
Clasificación Tensión eléctrica nominal del Sistema de Distribución 
(V) 
1 fase 
3 hilos 
3 fases 
3 hilos 
3 fases 
4 hilos 
Baja 
Tensión 
120 / 240 
 
 
480 
 
208 Y / 120 
220Y / 127 
480 Y / 227 
1.1.7.2. Conductores utilizados en Baja Tensión 
Todas las conexiones de los bornes secundarios de las fases y neutro del transformador a la Red de 
Baja Tensión deben ser con cable de cobre (Especificación CFE E0000-03 CONDUCTORES CON 
AISLAMIENTO TERMOPLÁSTICO PARA INSTALACIONES HASTA 600 V, PARA 75º C). 
La sección transversal se seleccionará con base a las tablas siguientes: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
22 
 
TABLA 12. CALIBRE PARA CONDUCTORES SECUNDARIOS TR TRIFÁSICOS 
Transformadores trifásicos 
kVA 
Corriente nominal 
(A) 
Calibre del conductor 
Fase (AWG) Neutro (AWG) 
15 36 2 2 
30 79 2 2 
45 118 1/0 2 
75 197 3/0 1/0 
112.5 295 3/0 1/0 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
TABLA 13. CALIBRE PARA CONDUCTORES SECUNDARIOS TR MONOFÁSICOS 
Transformadores monofásicos 
kVA 
Corriente nominal 
(A) 
Calibre del conductor 
Fase (AWG) Neutro (AWG) 
10 41 2 2 
15 63 2 2 
25 104 2 2 
37.5 156 1/0 2 
50 208 1/0 2 
75 312 3/0 1/0 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
En la “Tabla 310-106(a)” de la NOM-001-SEDE-2012 se especifica también el tamaño o designación 
mínimo de los conductores por nivel de tensión nominal: 
TABLA 14. TAMAÑO O DESIGNACIÓN MÍNIMO DE LOS CONDUCTORES 
Tensión nominal del 
conductor (volts) 
Cobre Aluminio 
Tamaño o designación 
mm2 AWG mm2 AWG 
0 – 2 000 2.08 14 13.3 6 
Asimismo, se debe consultar la sección “310-106. Conductores” de la NOM-001-SEDE-2012 para 
más información. 
1.1.7.3. Estructuras para Baja Tensión aérea 
Estas estructuras sirven para soportar las líneas de Baja Tensión en un poste, se componen básicamente 
de soportes, aisladores y herrajes. Principalmente existen dos tipos de estructuras, las cuales se pueden 
clasifican de acuerdo con su configuración y uso: 
TABLA 15. EJEMPLO DE ESTRUCTURAS DE B.T. CON CABLE MÚLTIPLE 
Paso 
(P) 
 
Remate (R) 
 
Fuente: Elaboración Propia 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
23 
 
La codificación utilizada por CFE para las estructuras de Baja Tensión se compone de 3 elementos 
principales: 
TABLA 16. CODIFICACIÓN DE ESTRUCTURAS DE BAJA TENSIÓN 
1. No. de Estructuras por poste * 2. Tipo de Estructura 3. No. de Conductores 
• 1 
• 2, 3 y 4 
• P 
• R 
• 2F+ N (3 conductores) 
• 3F+ N (4 conductores) 
(1) (2) (3) 
1 P 3 
* En el caso de estructura P sólo puede existir una por poste, pero en el caso de estructura R pueden 
existir hasta cuatro por poste. 
ILUSTRACIÓN 18. EJEMPLO DE ESTRUCTURAS DE REMATE EN BAJA TENSIÓN 
AÉREA 
 
Fuente: Elaboración Propia e Internet 
1.1.7.4. Separación entre conductores de Baja Tensión aérea 
ILUSTRACIÓN 19. SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE BAJA TENSIÓN AÉREA 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
A continuación, se muestra la separación entre conductores de Baja Tensión aérea con base en la 
Especificación CFE DCCIAMBT dicha separación es en centímetros. 
TABLA 17. SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE BAJA TENSIÓN AÉREA 
C 
LONGITUD DEL CLARO 
(m) 
SEPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE 
0-1 kV EN BASTIDORES VERTICALES 
Hasta 60 15 
Entre 60 y 80 20 
Entre 80 y 90 30 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
24 
 
1.1.8. Neutro Corrido 
La definición de “Conductor neutro” en la NOM-001-SEDE-2012 es: Conductor conectado al punto 
neutro de un sistema que está destinado a transportar corriente en condiciones normales. 
El neutro corrido es un punto de referencia eléctrica, y es un conductor más que va de poste en poste 
y se conecta al neutro de cada transformador de distribución. Adicionalmente este neutro debe estar 
aterrizado al menos en cada uno de los puntos donde se conecta al neutro de cada transformador. 
Está "corrido" desde el centro de la estrella del transformador de potencia de la subestación, que 
alimenta a las redes de distribución, y a su vez "multiaterrizado" es decir conectado a electrodos de 
puesta a tierra cada determinado númerode postes, generalmente al inicio y al final de cada ramal de 
un circuito. Lo anterior permite que en caso de "falla a tierra", la corriente de falla encuentre un camino 
de retorno a su transformador, disparando rápidamente los fusibles y protecciones. 
El neutro corrido se puede instalar en la posición del cable de guarda. El uso del neutro en la posición 
del guarda se recomienda en líneas rurales con sistemas trifásicos a cuatro hilos (3F – 4H), ubicadas 
en regiones con alta incidencia de descargas atmosféricas. 
Los conductores neutros deben tener la misma separación que los conductores de sus respectivos 
circuitos. Se exceptúan los conductores neutros efectivamente conectados a tierra a lo largo de la línea, 
cuando estén asociados con circuitos hasta de 22 kilovolts a tierra, los cuales pueden considerarse, 
para fines de fijar su separación y altura, como conductores de circuitos de hasta 750 volts entre fases. 
(NOM-001-SEDE-2012, sección 922-4, inciso d) 
1.1.9. Retenidas 
La retenida es un elemento que sirve para contrarrestar las tensiones mecánicas de los conductores en 
las estructuras y así eliminar los esfuerzos de flexión en el poste. Las retenidas se instalan en sentido 
opuesto a la tensión que ejercen los conductores por retener. Para estructuras de remate y anclaje, las 
retenidas se colocan en la dirección de la línea, para contrarrestar la tensión horizontal de los cables. 
Las retenidas deben estar sólidamente aterrizadas a menos que tengan uno o más aisladores a una altura 
mayor de 2.5 m. Si una retenida no conectada a tierra pasa cerca de conductores o partes energizadas, 
se deben instalar dos aisladores de tal manera que el tramo de retenida expuesto a contacto quede 
comprendido entre estos dos aisladores (normas de distribución – construcción – instalaciones aéreas 
en media y baja tensión, Especificación CFE DCCIAMBT). 
ILUSTRACIÓN 20. RETENIDAS 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
Existen distintos tipos de retenidas, sin embargo, las que se utilizan con mayor frecuencia son: 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
25 
 
TABLA 18. RETENIDAS COMUNES 
Tipo de 
Retenida 
Codificación Ilustración Uso 
Retenida 
sencilla ancla 
RSA 
 
Usualmente se instala 
en cada inicio y fin del 
cableado 
Retenida de 
banqueta 
RBA 
 
Se utiliza cuando la 
distancia de sujeción es 
estrecha 
Retenida estaca 
y ancla 
REA 
 
La estaca da refuerzo a 
la retenida, se suele 
utilizar con 
conductores pesados y 
cuando el ultimo poste 
queda en una esquina 
quedando la estaca en 
otra acera 
Retenida de 
poste a poste 
RPP 
 
Se usa para reforzar 
dos remates 
Fuente: Elaboración propia 
La estaca como se puede observar es un poste de concreto adicional para dar soporte a la retenida, 
generalmente la altura de este poste es de 7m, aunque frecuentemente se utilizan postes de 9m en 
sustitución. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
26 
 
1.1.10. Principales fallas en la Red de Distribución de Energía Eléctrica 
Existen distintos tipos de fallas en una Red de Distribución, ante esta situación, a continuación, se 
muestran los principales causantes de estas fallas y después se muestra cómo solucionarlas. 
1.1.10.1. Sobrecorrientes. 
La sobrecorriente es un aumento de corriente que supere los valores de la corriente nominal del 
sistema: 
𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 = 𝐼 > 𝐼𝑛 
La sobrecorriente puede provocarse por una sobrecarga, un cortocircuito1 o una falla a tierra2. 
(Definición de la NOM-001-SEDE-2012) 
La NOM-001-SEDE-2012 también nos indica en el TITULO 4 - PRINCIPIOS FUNDAMENTALES, 
4.1.4 que: Las personas y los animales deben protegerse contra daños y las propiedades contra 
temperaturas excesivas o esfuerzos electromecánicos que se originan por cualquier sobrecorriente 
que pueda producirse en los conductores. La protección puede obtenerse al limitar la sobrecorriente 
a un valor o una duración segura. Asimismo, existe un artículo que detalla la protección contra 
sobrecorriente (artículo 240), las partes A hasta G del artículo establecen los requisitos generales para 
la protección contra sobrecorriente para tensiones hasta de 600 volts. La Parte I establece los requisitos 
de protección contra sobrecorriente para tensiones mayores que 600 volts. 
ILUSTRACIÓN 21. EJEMPLO DE SOBRECORRIENTE 
 
Fuente: Elaboración propia 
 
1 Se denomina cortocircuito a la falla en un conductor por el cual la corriente eléctrica pasa directamente de 
la fase al neutro o entre dos fases. 
2 Esta falla ocurre cuando una de las fases hace contacto físico con el potencial de tierra. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
27 
 
1.1.10.2. Sobretensiones. 
Podemos definir la sobretensión como un aumento, por encima de los valores establecidos como 
máximos (nominales), de la tensión eléctrica entre dos puntos de un circuito o instalación eléctrica. 
𝑆𝑜𝑏𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 𝑉 > 𝑉𝑛 
Las sobretensiones, por su origen, se clasifican generalmente en sobretensiones de origen interno o 
sobretensiones de origen externo. 
• Las sobretensiones de origen interno: son las sobretensiones temporales y de maniobras. 
Las sobretensiones por operaciones de maniobra son causadas por la energización, 
desenergización, rechazo de carga, liberación de fallas, entre otras. 
• Las sobretensiones de origen externo: son las que se generan a través de las descargas 
atmosféricas (rayos). 
Asimismo, y en función del tiempo (en este caso por número de ciclos) podemos clasificar las 
Sobretensiones como Transitorias y Permanentes: 
ILUSTRACIÓN 22. CLASIFICACIÓN DE SOBRETENSIONES 
 
Fuente: Elaboración propia 
En un circuito eléctrico se establece que la tensión del sistema (E) depende de la variación de tensión 
(e) más la tensión de la carga (Vc) como se muestra a continuación: 
ILUSTRACIÓN 23. TENSIÓN DEL SISTEMA 
 
Fuente: Elaboración propia 
De la Ilustración anterior obtenemos la siguiente ecuación: 𝑬 = 𝑽𝑪 + 𝒆 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
28 
 
Por Ley de Ohm sabemos que: 
𝒆 = 𝑰 ∗ 𝒁 
Dónde: 
 I = Corriente del sistema 
Z = Impedancia del conductor 
La Impedancia (Z) está definida por la ecuación: 
𝒁 = 𝑹 + 𝑿 
Dónde: 
R = Resistencia 
X = Reactancia [para este caso del circuito se tomará en cuenta la Reactancia Inductiva (XL) ya 
que para circuitos cortos se desprecia la Xc] 
La Resistencia y la Reactancia Inductiva están definidas por las siguientes ecuaciones: 
Resistencia Reactancia Inductiva 
𝑹 = 𝝆 
𝑳
𝑨
 
Dónde: 
 𝝆 = Resistividad del material del conductor 
L = Longitud del conductor 
A = Área transversal del conductor 
 
𝑿𝑳 = 𝟐𝝅𝒇𝑳 
Dónde: 
 𝒇 = frecuencia del sistema (60 Hz en este caso) 
L = Inductancia 
 
Y la Inductancia está definida por: 
𝑳 = 𝟐 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 𝐥𝐧
𝑫𝑴𝑮
𝑹𝑴𝑮
 
Dónde: 
 𝑫𝑴𝑮 = La distancia media geométrica, es la media geométrica 
de las distancias entre fases. Para un circuito trifásico, y depende 
de la disposición de los conductores: 
 
𝐷𝑀𝐺 = √𝐷𝑎𝑏 ∗ 𝐷𝑏𝑐 ∗ 𝐷𝑐𝑎
3
 
Dónde: 
 𝑫𝒂𝒃 = es la distancia de la fase A a la fase B 
𝑫𝒃𝒄 = es la distancia de la fase B a la fase C 
𝑫𝒄𝒂 = es la distancia de la fase C a la fase A 
 
RMG = El radio medio geométrico, es el radio de un conductor 
tubular y depende del número de hilos que tiene el conductor: 
 
𝑅𝑀𝐺 = √(𝐷𝑎𝑎) ∗ (𝐷𝑎𝑏) ∗ (𝐷𝑎𝑐) … ∗ (𝐷𝑎𝑛)
𝑛2
 
Dónde: 
 𝒏 = es el número de conductores 
Dan= son las distancias del centro del conductor a el 
mismo, es decir r 
Generalmente este dato suele obtenerse del fabricante del 
conductor. 
Con las formulas anteriores podemos conocer los parámetros de un circuito eléctrico, y teniendo 
definida la Impedancia, podemos decir que en la ecuación: 
𝒆 = 𝑰 ∗ 𝒁 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
29 
 
La impedancia(Z) sería una constante, por lo que podemos concluir que la Variación de tensión 
depende del incremento o disminución de la corriente del circuito, y esto influye directamente en la 
ecuación: 
𝑬 = 𝑽𝑪 + 𝒆 
Donde podemos observar que se cumple la Ley de Ohm, ya que la Intensidad de corriente que circula 
por un conductor de electricidad es directamente suministrada a la variación de voltaje. 
En el caso de que Z no sea constante, como es el caso de la variación de la carga esto también repercute 
en una variación de tensión. 
ILUSTRACIÓN 24. EJEMPLO DE SOBRETENSIÓNES 
 
Fuente: Elaboración propia 
De la anterior imagen se puede observar que las Sobretensiones Permanentes se presentan en varios 
ciclos y que la Sobretensión Transitoria se presenta en una fracción de ciclo, si sabemos que en un 
segundo ocurren 60 ciclos (esto es 60 Hz) se puede calcular el tiempo en el cual ocurren estas 
sobretensiones. 
1.1.11 Equipos de protección y desconexión. 
Para que el Sistema de Distribución se encuentre protegido ante fallas y principalmente las que 
originan las sobretensiones y sobrecorrientes, se instalan equipos de protección y desconexión en la 
red de distribución, estos equipos son los responsables de aportar la confiabilidad al sistema. 
El objetivo de la Protección eléctrica es evitar o limitar las consecuencias destructivas o peligrosas de 
las sobrecorrientes y sobretensiones, y separar la falla del resto de la instalación. 
 
1.1.11.1. Apartarrayos. 
Un apartarrayos es un limitador de sobretensiones, que se encuentra conectado a la línea y a tierra, el 
cual opera cuando se presenta una sobretensión transitoria, descargando esta sobretensión a tierra. 
Su funcionamiento ocurre cuando la sobretensión sobrepasa el umbral de las sobretensiones 
permanentes, actuando como un cortocircuito por lo que la corriente es conducida a tierra, y cuando el 
sistema está funcionando en valores nominales, la resistencia de este es alta por lo que no conduce 
corriente. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
30 
 
El objetivo principal de los apartarrayos es que la sobretensión no dañe el aislamiento del sistema y de 
los equipos. Para seleccionar un apartarrayos se debe tomar en la tensión nominal del sistema (13.8, 
23 o 34.5 kV) el tipo de sistema (3F-4H, o 3F-3H), Tensión de operación, entre otros. 
Básicamente se pueden clasificar en función de su aplicación: 
Apartarrayos de Línea: Es utilizado para la protección del aislamiento del sistema de distribución de 
energía eléctrica. 
Normas aplicables: CFE VA410-43, NMX-J-321-ANCE y IEC 60099-4 
ILUSTRACIÓN 25. APARTARRAYOS DE LÍNEA 
 
 
Fuente: internet 
Apartarrayos de Transformador: Es utilizado para proteger el aislamiento del transformador de 
distribución (uno por boquilla). 
Normas aplicables: CFE VA410-43, NRF-004-C.F.E., NMX-J-321-ANCE y IEC 60099-4. 
ILUSTRACIÓN 26. APARTARRAYOS DE TRANSFORMADOR 
 
Fuente: internet y modificación 
También se debe consultar el articulo 280 - APARTARRAYOS DE MAS DE 1000 VOLTS de la 
NOM-001-SEDE-2012 para más información. 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
31 
 
1.1.11.2. Corta Circuitos Fusible. 
La definición en la NOM-001-SEDE-2012 es: 
Cortacircuitos: Conjunto formado por un soporte para fusible con portafusible o una cuchilla de 
desconexión. El portafusible puede incluir un elemento conductor (elemento fusible) o puede actuar 
como cuchilla de desconexión mediante la inclusión de un elemento conductor no fusible. 
Los Cortacircuitos fusible (CCF) son seccionadores que protege a las líneas y equipos cuando se 
presentan sobrecorrientes. Proporcionan protección confiable para interrumpir fallas o sobrecargas de 
corriente mediante la fusión del elemento fusible, dentro de su intervalo de capacidad interruptiva, 
utilizan un fusible dentro de un portafusibles para dicha protección, se conectan en serie con la línea 
para interrumpir la continuidad en caso de falla. Para restablecer es necesario reponer el elemento 
fusible al portafusible y volver a conectar. 
La sección 490-21. “Dispositivos para interrupción de circuitos” de la NOM-001-SEDE-2012 
establece en el inciso c) “Cortacircuitos de distribución y eslabones fusibles de tipo expulsión” lo 
siguiente: 
• Los cortacircuitos deben estar localizados de manera que se puedan operar y cambiar los fusibles 
fácilmente y con seguridad, y de modo que los gases de escape de los fusibles no pongan en 
peligro a las personas. 
• Los cortacircuitos de distribución no se deben usar en interiores, en subterráneos o en envolventes 
metálicos. 
• Cuando los cortacircuitos con fusibles no son adecuados para interrumpir el circuito manualmente 
mientras conducen toda la carga, se debe instalar un medio aprobado para interrumpir la carga 
total. A menos que los cortacircuitos con fusible estén enclavados con el interruptor para impedir 
la apertura de los cortacircuitos bajo carga, se debe colocar un aviso ostensible en estos 
cortacircuitos que indique no se deben operar bajo carga. 
• El valor nominal de interrupción de los cortacircuitos de distribución no debe ser menor a la 
corriente máxima de falla que se requiere que interrumpa el cortacircuito, incluidas las 
contribuciones de todas las fuentes de energía conectadas. 
• El valor de tensión nominal máximo de los cortacircuitos no debe ser menor a la tensión máxima 
del circuito. 
• Los cortacircuitos de distribución deben tener en el cuerpo, puerta o tubo portafusible, una placa 
de características legible y permanente o una identificación que incluya el tipo o designación dado 
por el fabricante, el valor nominal de corriente permanente, el valor nominal de tensión máxima 
y el valor nominal de interrupción. 
• Los eslabones fusibles deben tener una identificación legible y permanente que indique el valor 
nominal de corriente permanente y el tipo de fusible. 
• La altura de los cortacircuitos montados en estructuras en exteriores debe proporcionar la 
distancia de seguridad entre las partes energizadas más bajas (en posición abierta o cerrada) y las 
superficies sobre las cuales pueda estar de pie una persona. 
ILUSTRACIÓN 27. CCF 
 
Fuente: internet 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
32 
 
Básicamente se clasifican en función a su aplicación: 
CCF de Línea: Protegen las líneas de Media Tensión aérea de sobrecorrientes (uno por línea) se suelen 
instalar al inicio de un ramal, en el caso de la Obra de electrificación se instalan en donde inicia la 
Media Tensión nueva. 
ILUSTRACIÓN 28. CCF DE LÍNEA 
 
Fuente: internet 
CCF de Transformador: Protegen al transformador de distribución (uno por boquilla). 
ILUSTRACIÓN 29. CCF DE TRANSFORMADOR 
 
Fuente: internet y modificación 
Normas Aplicables: ANSI C37.42 y Especificación: NRF-029-CFE 
 
A continuación, se muestra una tabla selectiva de eslabón fusible para protección contra sobrecorriente 
en transformadores de distribución tomada de la especificación CFE DCCIAMBT: 
 
 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
33 
 
TABLA 19. SELECCIÓN DE FUSIBLE EN TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS (A) 
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 
kVA 
TENSIÓN DEL PRIMARIO 
13 800 V 23 000 V 34 500 V 
I F I F I F 
15 0.63 0.75 0.38 0.5 0.25 0.5 
30 1.26 1.5 0.75 0.75 0.50 0.5 
45 1.88 2 1.13 1 0.75 0.75 
75 3.14 3 1.88 2 1.26 1 
112.5 4.71 5 2.82 3 1.88 2 
150 6.28 6 3.77 4 2.51 3 
I. Corriente nominal en Media Tensión. 
F. Capacidad nominal del eslabón fusible. 
Ejemplo de cálculo con un TR de 15 kVA conectado en 23 000 V: 
𝐼 =
𝑉𝐴
(𝑉) ∗ √3
 𝐼 =
15 000
(23 000) ∗ √3
 𝐼 =
15 000
39 837
 𝑰 = 𝟎. 𝟑𝟖 
 
TABLA 20. SELECCIÓN DE FUSIBLE EN TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS (A) 
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS 
kVA 
TENSIÓN DEL PRIMARIO 
Dos boquillas 
13 800 V 23 000 V 34 500 V 
I F I F I F 
5 0.36 0.5 0.22 0.5 0.14 0.5 
10 0.72 0.75 0.43 0.5 0.29 0.5 
15 1.091 0.65 0.75 0.43 0.5 
25 1.81 2 1.09 1 0.72 0.75 
37.5 2.72 3 1.63 1.5 1.09 1 
50 3.79 4 2.17 2 1.45 1.5 
75 5.43 6 3.26 3 2.17 2 
100 7.25 8 4.35 5 2.90 3 
167 12.10 12 7.26 7 4.84 5 
I. Corriente nominal en Media Tensión. 
F. Capacidad nominal del eslabón fusible en Amperes. 
 
Ejemplo de cálculo con un TR de 15 kVA conectado en 23 000 V: 
𝐼 =
𝑉𝐴
𝑉
 𝐼 =
15,000
23 000
 𝑰 = 𝟎. 𝟔𝟓 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
34 
 
Se deberá tomar en cuenta la Tabla 450-3(a).- Valor nominal o ajuste máximo de la protección contra 
sobrecorriente para transformadores de más de 600 volts (como porcentaje de la corriente nominal del 
transformador) . 
ILUSTRACIÓN 30. CONEXIÓN DE APARTARRAYOS Y CCF 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
Nota: A pesar de que en este trabajo no se toma en cuenta la coordinación de protecciones para la 
selección de los apartarrayos y CCF, se debe realizar para que dichas protecciones operen de forma 
óptima. 
1.1.12. Transformadores aéreos de Distribución 
Los transformadores de distribución son dispositivos eléctrico que generalmente aumentan o 
disminuyen la tensión en los circuitos eléctricos de corriente alterna, en este caso tienen la función de 
reducir la Media Tensión a Baja Tensión para la utilización de los usuarios. 
Los siguientes criterios generales se tomaron de la sección de Transformadores en la especificación 
CFE DCCIAMBT 
1. Todos los bancos de transformación tendrán la protección contra una sobretensión en el lado 
de Media Tensión utilizando apartarrayos. 
2. Todas las conexiones eléctricas en el banco de transformación se hacen con conductores de 
cobre. 
3. Generalmente todas las conexiones desde la línea de Media Tensión a los apartarrayos, 
cortacircuitos fusible y de estos al transformador, así como las conexiones a tierra de los 
apartarrayos y la bajante de tierra, se hacen con alambre de cobre semiduro desnudo de 21.2 
mm2 (calibre 4 AWG). 
4. En el poste del banco de transformación la altura mínima al piso del conductor inferior de la 
línea de Baja Tensión debe ser 6 m. 
Para determinar la protección contra sobrecorriente de los transformadores, se debe consultar la 
sección 450-3 de la NOM-001-SEDE-2012. Asimismo, para determinar la protección contra 
sobrecorriente de los conductores se deben tomar en consideración las secciones 240-4, 240-21, 240-
100 y 240-101 de la misma norma. 
Los transformadores se clasifican en trifásicos o monofásicos. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
35 
 
1.1.12.1. Transformadores aéreos de Distribución trifásicos 
Un transformador trifásico está formado por un conjunto de 3 devanados (bobinas) para el primario 
del transformador y otras 3 para el secundario. Son aquellos construidos y fabricados para brindar 
energía con montaje en poste, tienen tres líneas de media tensión y tres líneas de baja tensión. 
ILUSTRACIÓN 31. DIAGRAMA DE CONEXIONES TR 3F 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
1.1.12.2. Transformadores aéreos de Distribución monofásicos 
Son aquellos que tienen una o dos líneas de media tensión según la conexión, fabricados para montaje 
en poste. Dependiendo del número de boquillas en el lado primario (una o dos) un transformador 
monofásico está formado por uno o dos devanados para el primario y dos para el secundario. 
ILUSTRACIÓN 32. DIAGRAMA DE CONEXIONES TR 1F 
 
Fuente: Especificación CFE DCCIAMBT 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
36 
 
1.1.12.3. Cambiador de Derivaciones 
Como ya se ha mencionado, los transformadores están diseñados para trabajar dentro de la red, con 
tensiones preestablecidas, normalizadas por estándares nacionales o internacionales, lo cual permite 
un correcto funcionamiento del sistema de distribución en general. Sin embargo, estas tensiones 
normalizadas, presentan variaciones que, por lo general, son provocadas por cambios en la carga 
conectada o por caída de tensión. En el caso de las comunidades rurales, estas suelen estar alejadas de 
la red de distribución y aunado a esto, el último punto de la red a la cual se puede conectar la obra de 
electrificación presenta, usualmente, caída de tensión. 
Así entonces, para poder mantener los valores de tensión en valores nominales, se hace evidente la 
necesidad de poder manipular la relación de transformación en los transformadores, lo cual se puede 
hacer por medio de la relación entre el número de espiras del devanado primario con el devanado 
secundario. 
Por esta razón desde la fabricación, los transformadores son construidos con secciones de embobinado 
específicamente diseñadas para su variación, lo cual les permite trabajar correctamente sin afectar otros 
parámetros de diseño, esto se logra por medio de derivaciones, lo cual les permite tener el contacto 
eléctrico con un punto específico del embobinado llamadas “taps”, “tomas” o simplemente 
“derivaciones” las cuales se conectan en determinados números de espiras. 
De tal forma que el “cambiador de derivaciones” es el conjunto de dispositivos, tanto eléctricos como 
mecánicos que permiten agregar o quitar cierto número de espiras al embobinado y por tanto al 
circuito, variando de esta manera la tensión eléctrica del mismo desde el lado primario. Usualmente 
estas derivaciones se calcula para elevar o disminuir 2.5% el valor de la tensión nominal. Generalmente 
se tienen 2 taps hacia arriba del valor nominal y 2 taps hacia debajo de este valor, como ejemplo se 
muestra la siguiente placa de datos de un transformador trifásico: 
ILUSTRACIÓN 33. EJEMPLO DE TAPS EN UN TRANSFORMADOR TRIFÁSICO 
 
Fuente: Internet 
 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
37 
 
1.1.13. Acometidas aéreas 
La definición de acometida en la NOM-001-SEDE-2012 es: 
Acometida aérea: Conductores en sistema aéreo, que van desde el poste más cercano u otro soporte 
aéreo, hasta el punto de recepción del suministro. 
El artículo 230 “ACOMETIDAS” de esta NOM contiene los conductores de acometida y equipos de 
recepción del suministro, dispositivos para el control, medición y protección de las acometidas, así 
como de los requisitos para su instalación: 
Generalidades 
Conductores de acometida aérea 
Conductores de acometida subterránea 
Conductores de acometida 
Equipo de acometida - Generalidades 
Equipo de acometida – Medios de desconexión 
Equipo de acometida – Protección contra corriente 
Acometidas de más de 600 volts nominales 
Parte A 
Parte B 
Parte C 
Parte D 
Parte E 
Parte F 
Parte G 
Parte H 
 
Fuente: NOM-001-SEDE-2012 
En resumen este artículo menciona que: 
• Un edificio u otra estructura a la que se suministre energía deben tener sólo una acometida y 
no debe estar alimentado desde otro lado. 
• Los conductores de acometida no deben pasar a través del interior de otro edificio o 
infraestructura. 
• Los conductores de acometida instalados como conductores visibles o cables multiconductores 
sin una cubierta, deben tener una separación mínima de 90 centímetros de las ventanas que se 
puedan abrir, puertas, porches, balcones, escaleras, peldaños, salidas de incendio o similares. 
• La vegetación, tal como árboles, no se debe utilizar como soporte de los conductores de 
acometida aérea. 
MANUAL PARA ELABORACIÓN DE PROYECTOS DE ELECTRIFICACIÓN 
 
38 
 
• Los conductores individuales deben estar aislados o tener cubierta. 
• Los conductores deben tener un tamaño no menor que 8.37 mm2 (8 AWG) si son de cobre o 13.3 
mm2 (6 AWG) si son de aluminio. 
• Los conductores deben tener una separación vertical no menor que 2.50 metros por encima de 
la superficie de los techos. El libramiento vertical sobre el nivel del techo se debe mantener a 
una separación no menor que 90 centímetros del borde del techo en todas las direcciones 
• Todos los conductores de fase de la acometida deben tener protección contra sobrecarga. 
Los materiales para acometidas son: