Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL ... · padronização da norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no

Sistema Elétrico Nacional – PRODIST

Módulo 5 – Sistemas de Medição

Revisão

Motivo da Revisão Data de Aprovação

pela ANEEL

Data e Instrumento de Aprovação pela

ANEEL

0 Emissão para Audiência Pública xx / xx /2005 Resolução nº ___/__

xx / xx /2005

1 Incorporação de comentários da ANEEL

2 Versão consolidada SRD 15/03/2006

Documento: PND1A-DE8-0550 Rev.: 1

Data: 22/01/2006

Procedimentos de Distribuição

MÓDULO 5 – SISTEMAS DE MEDIÇÃO

ÍNDICE

SEÇÃO 5.0 – INTRODUÇÃO.............................................................................................................. 4

1 OBJETIVO ................................................................................................................................... 4

2 CONTEÚDO DO MÓDULO.......................................................................................................... 4

3 DISPOSIÇÕES GERAIS .............................................................................................................. 5

SEÇÃO 5.1 - APLICABILIDADE ........................................................................................................ 6

1 OBJETIVO ................................................................................................................................... 6

2 ABRANGÊNCIA ........................................................................................................................... 6

3 RESPONSABILIDADES............................................................................................................... 7

SEÇÃO 5.2 - ESPECIFICAÇÕES DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO.................................................... 8

1 OBJETIVO ................................................................................................................................... 8

2 METODOLOGIA .......................................................................................................................... 8

3 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE USO PERMANENTE ............................................................................................................................ 8

4 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO PERMANENTE .......................................................................................................................... 14

5 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO TEMPORÁRIO ........................................................................................................................... 19

6 CARACTERÍSTICAS MÍNIMAS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO....................................... 21

SEÇÃO 5.3 – IMPLANTAÇÃO, INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO .... 23

1 OBJETIVO ................................................................................................................................. 23

2 DIRETRIZES GERAIS ............................................................................................................... 23

3 IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO....................................................................... 23

4 INSPEÇÃO PROGRAMADA OU SOLICITADA EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO ......................... 33

5 MANUTENÇÃO EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO ......................................................................... 42

6 TERMO DE OCORRÊNCIA DE IRREGULARIDADE ................................................................. 47

SEÇÃO 5.4 – LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO........................................................................................................ 53

1 OBJETIVO ................................................................................................................................. 53

2 CRITÉRIOS GERAIS ................................................................................................................. 53


3 PROFISSIONAIS ENVOLVIDOS NOS PROCEDIMENTOS DE MEDIÇÃO ............................... 53

4 PROCEDIMENTOS DE LEITURA DOS MEDIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA...................... 54

5 PROCEDIMENTOS DE TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES................................................. 55

6 PRAZOS DE REGISTRO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO................................................... 57

7 DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO ....................................................... 57


Assunto: Introdução

Seção:

5.0 Revisão:

1 Data de Vigência:

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SEÇÃO 5.0 – INTRODUÇÃO 1 OBJETIVO 1.1 Especificar os sistemas de medição das grandezas elétricas do sistema de distribuição

aplicáveis ao faturamento de energia elétrica, à qualidade da energia elétrica, ao planejamento da expansão e à operação do sistema de distribuição.

1.2 Apresentar os requisitos básicos mínimos para a especificação dos materiais, equipamentos,

projeto, montagem, comissionamento, inspeção e manutenção dos sistemas de medição. 1.3 Estabelecer procedimentos fundamentais para que os sistemas de medição sejam instalados e

mantidos dentro dos padrões necessários aos processos de contabilização de energia elétrica, de uso no âmbito das distribuidoras e de contabilização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE.

1.4 Verificar que as disposições estejam de acordo com a legislação vigente, as exigências do

INMETRO, as normas técnicas da ABNT, tendo sido considerado o Módulo 12 dos Procedimentos de Rede e a especificação técnica da CCEE para os sistemas de medição para faturamento de energia elétrica.

2 CONTEÚDO DO MÓDULO 2.1 O módulo é composto de 5 (cinco) seções:

a) seção 5.0 – INTRODUÇAO; b) seção 5.1 – APLICABILIDADE - identifica os agentes aos quais este módulo se aplica, sua

abrangência e as responsabilidades; c) seção 5.2 – ESPECIFICAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO - uniformiza os critérios para

as especificações dos sistemas de medição de energia elétrica utilizados nas conexões de acessantes aos sistemas de distribuição destinados ao faturamento da energia elétrica, ao planejamento da expansão do sistema e à qualidade da energia elétrica;

d) seção 5.3 – IMPLANTAÇÃO, INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO -

define as responsabilidades e procedimentos para os agentes envolvidos nas atividades de implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição nas unidades consumidoras ou instalações da distribuidora;

e) seção 5.4 – LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DAS

INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO - estabelece os procedimentos básicos para leitura, registro, compartilhamento e disponibilização das informações de medição de grandezas elétricas dos agentes conectados, acessados ou acessantes, ao sistema de distribuição.


Assunto: Introdução

Seção:

5.0 Revisão:


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3 DISPOSIÇÕES GERAIS 3.1 Nas conexões ao sistema de distribuição das unidades consumidoras dos subgrupos A1, A2,

A3 os sistemas de medição, além dos dados para faturamento, deverão permanentemente registrar e fornecer curvas de carga para a operação e o planejamento do sistema de distribuição, bem como registrar os parâmetros relativos à qualidade de energia.

3.2 Nas conexões de unidades consumidoras do grupo B e subgrupos A3a e A4 selecionados

conforme os critérios de amostragem definidos nos Módulos 2 e 8, os sistemas de medição deverão permanentemente registrar e fornecer curvas de carga para o planejamento do sistema de distribuição, cálculo de tarifas, perdas ou parâmetros relativos à qualidade da energia elétrica.

3.3 A localização e a especificação das instalações físicas, bem como os aspectos do relacionamento entre os acessados e acessantes, para fins de operacionalização da instalação e manutenção dos sistemas de medição, estão definidos no Módulo 3 – Acesso aos Sistemas de Distribuição.

3.4 As alterações das normas ou padrões técnicos das distribuidoras deverão ser comunicadas

aos consumidores, fabricantes, distribuidores, comerciantes de materiais e equipamentos padronizados, técnicos em instalações elétricas e demais interessados, por meio de jornal de grande circulação, ou pela internet, ou através de outros veículos de comunicação que permitam a adequada divulgação e orientação.


Assunto: Aplicabilidade

Seção:

5.1 Revisão:


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SEÇÃO 5.1 - APLICABILIDADE 1 OBJETIVO 1.1 Esta seção visa identificar a abrangência e as responsabilidades dos agentes que estarão

submetidos aos procedimentos e especificações do sistema de medição. 2 ABRANGÊNCIA 2.1 As disposições e especificações do Módulo 5 – Sistemas de Medição aplicam-se às conexões

instaladas no sistema de distribuição a partir da publicação do PRODIST e que devem ser observadas pelos acessados e acessantes.

2.2 Deverão ser realizadas a medição e a coleta de dados referentes:

a) ao faturamento;

b) à qualidade da energia elétrica (QEE);

c) às cargas do sistema de distribuição;

d) à demanda de potência ativa e reativa para estudos de previsão de demanda;

e) às curvas de carga.

2.3 Para atendimento destes requisitos, os dados medidos e coletados deverão ser:

a) demanda em kW para faturamento dos encargos relativos ao uso dos sistemas de distribuição para acessantes em MT e AT e subgrupo AS;

b) montantes de energia em kWh para fins de faturamento para todos os acessantes;

c) parâmetros para cálculo de indicadores de QEE nos pontos escolhidos por amostragem em MT e AT e pontos escolhidos por amostragem do Grupo B e subgrupo AS;

d) armazenados em memória de massa contendo kWh, kvarh, Vrms para levantamento de curvas de carga nos pontos em MT e AT e pontos escolhidos por amostragem do Grupo B e subgrupo AS.

2.4 Nas unidades consumidoras, os dados medidos e coletados deverão incluir:

a) kvarh para o Grupo B de forma opcional;

b) kvarh e excedentes de reativo para o Grupo A faturados pela tarifa convencional;

c) kvarh e excedentes de reativo para o Grupo A faturados pela tarifa azul, com medições destas grandezas nos segmentos de ponta e fora de ponta;

d) kvarh e excedentes de reativo para o Grupo A faturados pela tarifa verde, com medições de consumo nos segmentos de ponta e fora de ponta.


Assunto: Aplicabilidade

Seção:

5.1 Revisão:


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3 RESPONSABILIDADES 3.1 As distribuidoras são responsáveis técnica e financeiramente pelos sistemas de medição dos

das unidades consumidoras que conectarem suas instalações aos sistemas de distribuição a partir da publicação do PRODIST.

3.2 Os consumidores, ao optarem pela compra de energia no mercado livre, são responsáveis

pelos custos das implementações dos medidores de retaguarda e sistemas de comunicação, que serão realizadas pelas distribuidoras, para atender à regulamentação da ANEEL.

3.3 Os consumidores com instalações já conectadas aos sistemas de distribuição antes da

publicação do PRODIST, que vierem a exercer a opção pela compra de energia no mercado livre, serão responsáveis pelos custos das adequações necessárias nos sistemas de medição. As alterações necessárias serão realizadas pelas distribuidoras, para atender à regulamentação vigente, observando as regras de participação financeira.

3.4 Os demais acessantes são responsáveis técnica e financeiramente pelas implementações ou

adequações dos sistemas de medição das suas conexões ao sistema de distribuição, para atenderem a regulamentação da ANEEL.

3.5 Todos os consumidores livres e demais acessantes são responsáveis pela instalação,

operação e manutenção dos meios de comunicação utilizados no sistema de medição.


Assunto: Especificações dos Sistemas

Seção:

5.2 Revisão:


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SEÇÃO 5.2 - ESPECIFICAÇÕES DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO

1 OBJETIVO 1.1 Esta seção visa uniformizar os critérios para as especificações dos sistemas de medição de

energia elétrica utilizados nas conexões de acessantes aos sistemas de distribuição destinados ao faturamento da energia elétrica, ao planejamento da expansão do sistema e à qualidade da energia elétrica.

2 METODOLOGIA 2.1 Foram considerados separadamente os sistemas de medição de uso permanente, implantados

e utilizados de forma contínua e definitiva e os de uso temporário utilizados de forma eventual para atendimento às solicitações de consumidores.

3 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE USO

PERMANENTE 3.1 Os projetos dos sistemas de medição devem ser elaborados de modo a permitirem fácil

manutenção, calibração e substituição dos componentes do painel, caixa ou cubículo de medição.

3.2 As chaves para aferição devem ser instaladas nos sistemas de medição de tal forma que

possibilitem realizar curto-circuito nos secundários dos transformadores de corrente, abrindo o lado de corrente e de tensão dos medidores, sem necessidade de desligamento dos circuitos.

3.3 Os painéis, caixas ou cubículos de medição devem ser aterrados diretamente no sistema de

aterramento das instalações. 3.4 As caixas ou cubículos para uso abrigado subterrâneo, não subterrâneo ou de uso externo

deverão possuir grau de proteção para invólucro de equipamentos elétricos (código IP) da ABNT correspondente às condições de instalação dos equipamentos.

3.5 Quando forem utilizados painéis de medição, estes devem ser instalados internamente em

abrigos ou casas de comando de subestações. 3.6 Os sistemas de medição devem ter garantia de inviolabilidade, através da colocação de lacres,

nas caixas de terminais dos TC e TP, caixas de junção, medidores, chaves de aferição e caixas ou painéis ou cubículos.

3.7 Para os casos de conexões em tensão primária de distribuição, os sistemas de medição podem

ser instalados no lado de baixa tensão dos transformadores de potência, se existir viabilidade técnica e for opção dos agentes, atendendo o seguinte:

a) para os sistemas de medição cujos pontos são contabilizados na CCEE, este método de medição deverá obedecer de forma complementar aos requisitos estabelecidos nos Procedimentos de Rede e Procedimentos e Regras de Mercado;



Seção:

5.2 Revisão:


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b) o método de compensação de perdas de transformação pode ser um algoritmo processado pelo medidor eletrônico, desde que seja aprovado por regulamentação metrológica, ou na sua inexistência por laboratório reconhecido pelo INMETRO;

c) se não forem instalados os medidores com capacidade de medição das perdas de transformação, poderá ser utilizado um método alternativo de compensação de perdas, que é acrescentar aos valores medidos de demanda e consumos de energia elétrica ativas e reativas excedentes os seguintes percentuais: I - 1% (um por cento) nos fornecimentos em tensão superior a 44 kV; II - 2,5% (dois e meio por cento) nos fornecimentos em tensão igual ou inferior a 44 kV.

3.8 Os sistemas de medição de unidades consumidoras, faturadas na estrutura tarifária

horosazonal, deverão registrar os dados por período horário e sazonal a exemplo da padronização da norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização.

3.9 Para aplicação em pontos onde possa haver fluxo de potência nos dois sentidos, os sistemas

de medição devem ser projetados de modo a respeitar as classes de exatidão especificadas na Tabela 1 - Características mínimas para os sistemas de medição, do item 6 desta seção, tanto para os casos de operação com o fluxo de potência em sentido direto quanto em sentido inverso.

3.10 Os sistemas de medição devem ser providos de equipamentos que atendam os seguintes

requisitos relativos às disposições dos organismos metrológicos:

a) os medidores novos ou reparados só poderão ser empregados na medição de energia elétrica, quando aprovados em inspeção de recebimento. As inspeções devem observar as normas dos organismos metrológicos, e na falta destas, as normas das distribuidoras;

b) os medidores aprovados devem ser identificados e selados;

c) os medidores devem ter as condições metrológicas necessárias para a medição nos pontos de conexão em dois, três ou quatro fios;

d) os medidores eletrônicos de fabricação nacional e os importados comercializados no Brasil devem obedecer ao disposto na Portaria 262 de 30/12/2002 do INMETRO;

e) os medidores eletrônicos devem atender todos os requisitos metrológicos prescritos na norma NIE-DIMEL-036 - Ensaios de Apreciação Técnica de Modelo Medidores Eletrônicos de Energia Elétrica do INMETRO;

f) todos os medidores devem ter seus modelos aprovados por portaria específica, emitida pelo INMETRO;

g) os conjuntos de medição ligados em BT, com medidores embutidos ou não, devem ter seus modelos aprovados por portaria específica, emitida pelo INMETRO;

h) os TP ou TC ou conjuntos de medição novos ou reparados só poderão ser empregados na medição de energia elétrica, quando aprovados em inspeção de recebimento pela distribuidora, na ausência de verificação inicial ou após reparo, pelos organismos metrológicos.



Seção:

5.2 Revisão:


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3.11 Quando for exigida a preservação dos dados, os sistemas de medição devem ser providos de equipamentos que atendam os seguintes requisitos:

a) os medidores devem preservar os registros durante as interrupções de energia por no mínimo 100 horas;

b) os medidores eletrônicos devem ser providos de sistema de garantia do horário e calendário.

3.12 A classe de exatidão dos medidores, TC e TP devem estar em conformidade com o grupo de

conexão do acessante, segundo a Tabela 1 do item 6 desta seção. 3.13 Aquisição de leituras. 3.13.1 Todos os sistemas de medição devem permitir a aquisição de leituras no local da instalação

ou unidade consumidora, por um leiturista, através de digitação da leitura no caso de qualquer tipo de medidor, ou com leitora direcional ou acoplada, no caso de medidores eletrônicos .

3.13.2 Para as medições setoriais, típicas de condomínios e shoppings, quando aplicáveis, podem

ser utilizados os concentradores de leituras de medidores eletrônicos, que possibilitam a aquisição local de todas as leituras em um só ponto.

3.13.3 O sistema de comunicação:

a) é de caráter obrigatório nos sistemas de medição de acessantes cujos pontos são contabilizados na CCEE;

b) deve ser provido de componentes e meios de comunicação que atendam aos requisitos pertinentes dos Procedimentos de Rede e Procedimentos e Regras de Mercado;

c) deverá ser implementado pela distribuidora, nas unidades consumidoras, quando o consumidor fizer a opção pelo mercado livre de energia, sendo os custos desta implementação de responsabilidade do consumidor.

3.14 Protocolos de comunicação. 3.14.1 Os protocolos utilizados nos medidores devem ser abertos e documentados detalhadamente,

possibilitando sua configuração, parametrização e os demais procedimentos necessários a sua plena utilização, a exemplo do protocolo padronizado da norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização.

3.15 Qualidade de energia elétrica 3.15.1 Os medidores eletrônicos utilizados para avaliação de indicadores de qualidade de energia

elétrica – QEE, deverão permitir a medição do valor da tensão eficaz em regime permanente e a monitoração das interrupções de energia e dos eventos de variação de tensão de curta duração – VTCD, da distorção harmônica, flutuação e desequilíbrio de tensão.



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3.15.2 A definição dos parâmetros e metodologias de medições, estão no Módulo 8 – Qualidade de Energia Elétrica.

3.16 Medição de retaguarda. 3.16.1 A medição de retaguarda é de caráter obrigatório nos sistemas de medição de acessantes

cujos pontos são contabilizados na CCEE. 3.16.2 Para as unidades consumidoras, a implementação do medidor de retaguarda deverá ser

realizada pela distribuidora quando o consumidor fizer a opção pelo mercado livre de energia, sendo os custos desta implementação de responsabilidade do consumidor.

3.16.3 O medidor de retaguarda deverá:

a) ser fisicamente igual ou equivalente ao medidor principal, instalado no mesmo painel ou caixa ou cubículo, com as mesmas informações de corrente e tensão (ligado em série ou em paralelo ao medidor principal);

b) ter as características técnicas iguais às especificadas para o medidor principal, sobretudo àquelas relativas à comunicação;

c) ser instalado e comissionado conforme os critérios que forem estabelecidos para o medidor principal.

3.17 Localização dos pontos de medição para faturamento de energia elétrica. 3.17.1 Para unidades consumidoras do Grupo B:

a) o sistema de medição deve ser instalado na unidade consumidora, o mais próximo possível do ponto de conexão, conforme os requisitos do Módulo 3 - Acesso aos Sistemas de Distribuição;

b) a distribuidora poderá instalar o sistema de medição individualizado ou centralizado, externamente à unidade consumidora, no ponto da rede onde estão ligados os ramais para as unidades consumidoras.

3.17.2 Para unidades consumidoras do Grupo A:

a) o sistema de medição do Grupo A deve ser instalado na unidade consumidora, o mais próximo possível do ponto de conexão, conforme os requisitos do Módulo 3 - Acesso aos Sistemas de Distribuição;

b) A figura a seguir ilustra genericamente em diagrama unifilar uma ligação de unidade consumidora do Grupo A;



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5.2 Revisão:


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c) o sistema de medição pode ser instalado no lado de baixa tensão do transformador de potência da unidade consumidora, devendo-se utilizar um método de compensação das perdas de transformação. A figura a seguir ilustra genericamente em diagrama unifilar uma ligação com medição na baixa tensão do transformador:

UNIDADE CONSUMIDORA DO GRUPO A Medição no lado de alta tensão

TRAFO

TP

TC

MR MP

Siste



Seção:

5.2 Revisão:


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Nota: Conforme os critérios da CCEE, este método de medição não se aplica aos consumidores livres. Assim, a distribuidora deve prever que, ao optar por este método de medição, caso o consumidor venha a fazer opção para o mercado livre de energia, o sistema de medição deverá ser adequado e transferido para o lado de alta tensão.

d) no caso de instalações compartilhadas por consumidores, deve haver uma medição de consumo específica para cada consumidor e uma medição do consumo total da instalação. A medição total pode ser realizada tanto no lado de baixa tensão como de alta tensão do transformador, conforme mostra a figura a seguir:

e) para os casos de sistemas de medição individualizados, quando existirem vários pontos de conexão para a mesma unidade consumidora e na mesma classe de tensão, é permitido, se justificável, a integralização de energia e demanda para fins de faturamento de energia elétrica. A figura a seguir ilustra genericamente uma ligação de consumidor, em diagrama unifilar:

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

UNIDADE CONSUMIDORA DO SUBGRUPO A4 Medição no lado de baixa tensão

TRAFO TC



Seção:

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3.17.3 A localização dos sistemas de medição de todos os acessantes cujos pontos são

contabilizados na CCEE deverá seguir, de forma complementar, as especificações dos Procedimentos de Rede, dos Procedimentos e Regras de Mercado e do Módulo 3 - Acesso aos Sistemas de Distribuição.

4 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO

PERMANENTE 4.1 Medidores eletromecânicos de energia elétrica para conexão de unidades consumidoras em

BT. 4.1.1 O número de elementos motores e de fios, o tipo, a corrente, a tensão, a freqüência, as

demais características elétricas e a compatibilidade eletromagnética devem obedecer ao Regulamento Técnico Metrológico – RTM do INMETRO.

4.1.2 Classe de exatidão.

a) os medidores de energia ativa devem atender todos os requisitos metrológicos pertinentes às classes de exatidão do RTM;

b) os medidores de energia reativa devem atender todos os requisitos metrológicos pertinentes à classe de exatidão do RTM ou, na sua inexistência, da norma NBR 8374 – Medidor de energia reativa – Ensaios;

4.1.3 Modelos aprovados.

a) os medidores de energia ativa devem ter seus modelos aprovados por portaria específica emitida pelo INMETRO;

LINHA 1 DA DISTRIBUIDORA

UNIDADE CONSUMIDORA DO GRUPO A

TRAFO 1

TP TC

LINHA 2 DA DISTRIBUIDORA

TRAFO 2

2 TP

TC

SISTEMA DE MEDIÇÃO

TOTALIZAÇÃO kW, kWh, kvarh

SISTEMA DE MEDIÇÃO



Seção:

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b) os modelos de medidores de energia reativa devem ser aprovados pelas distribuidoras com base nas normas pertinentes;

c) os medidores de energia elétrica reativa podem ser utilizados desde que tenham sido adquiridos antes da entrada em vigor de RTM específico do INMETRO.

4.1.4 Requisitos de verificação.

a) os medidores eletromecânicos sujeitos ao controle metrológico legal deverão ser submetidos à verificação inicial no caso de medidores novos e à verificação após reparo no caso de medidores reparados ou recondicionados;

b) os medidores aprovados devem ser selados e devem receber a marca de verificação do INMETRO;

c) a natureza, o local e as condições de realização dos ensaios e o plano de amostragem devem obedecer aos termos do RTM;

d) para os fornecedores que optarem pelo processo de auto-verificação nos termos da Portaria 066/2005 do INMETRO, os medidores devem ser entregues selados com a marca de verificação do INMETRO.

4.2 Medidores eletrônicos de energia elétrica para conexão de acessantes em MT e AT. 4.2.1 O número de elementos e de fios, a corrente, a tensão, a freqüência, as demais

características e a compatibilidade eletromagnética devem estar em conformidade com a norma NBR 14519 - Medidores eletrônicos de energia elétrica (estáticos) – Especificação.

4.2.2 Os medidores devem possuir dispositivos ou atributos para leituras, respeitando:

a) mostrador digital com pelo menos 6 dígitos, para leitura local, indicando de forma cíclica as grandezas programadas a serem medidas, associadas às suas respectivas unidades primárias;

b) interface serial ou porta óptica de comunicação ou dispositivo de função equivalente, para

aquisição da leitura local dos valores medidos e/ou da memória de massa;

c) a interface serial ou a porta ótica ou o dispositivo de função equivalente deve permitir acesso automático, para a aquisição de leituras remotamente;

d) registro com data e hora das últimas 15 interrupções de energia e 15 ocorrências de

alterações realizadas na programação do medidor;

e) senha de segurança para permitir o acesso apenas aos usuários autorizados. 4.2.3 Grandezas a serem medidas:

a) os medidores eletrônicos devem registrar pelo menos as seguintes grandezas elétricas: energia ativa, energia reativa, demanda;



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b) a medição pode ser em dois quadrantes ou em quatro quadrantes de acordo com o uso. Para a medição em quatro quadrantes, os medidores devem disponibilizar registros independentes para o fluxo direto e inverso;

c) opcionalmente os medidores podem ser providos de saída específica para as medições instantâneas de potência ativa e reativa, fator de potência, corrente, tensão e freqüência;

d) para uso em tarifa horosazonal, os medidores devem disponibilizar o cálculo do consumo de energia elétrica e demanda de potência reativas excedentes, de acordo com o método de medição especificado no Módulo 8 – Qualidade de Energia Elétrica.

4.2.4 Os medidores devem ter memória de massa com capacidade de armazenar os dados de

energia ativa, reativa, demanda e tensão, considerado o fluxo direto de energia e o fluxo inverso de energia, conforme o uso, em intervalos de 5 minutos ou estar associados a um equipamento de armazenamento externo, com as mesmas características de armazenamento;

4.2.5 Devido ao fato de o período de faturamento ser mensal, o armazenamento da memória de

massa deve ser de 37 (trinta e sete) dias; entretanto, para os medidores com aquisição remota diária de leituras, tipicamente dos pontos de medição contabilizados na CCEE, o armazenamento pode ser de 32 (trinta e dois) dias.

4.2.6 Os medidores devem permitir sincronismo de tempo via comando por central de aquisição de

dados ou, opcionalmente, podem ser providos de dispositivos para sincronização por GPS (Global Positioning System).

4.2.7 Os medidores devem ser providos de rotinas de autodiagnose com alcance a todos os seus

módulos funcionais internos, com capacidade de localizar e registrar localmente (mostrador ou alarme) ou remotamente qualquer anormalidade funcional.

4.2.8 Os medidores devem permitir a programação de um código de identificação alfanumérico com

pelo menos 14 (quatorze) dígitos. 4.2.9 Os medidores devem operar com software específico de programação, leitura, totalização dos

dados e emissão de relatórios. Este software deve possibilitar no mínimo:

a) a programação de posto tarifário, horário de verão, fator de potência, constantes, relação de transformação, parâmetros de compensação de perdas, quando for o caso, e demais parâmetros necessários;

b) a programação da demanda em intervalos de 5 (cinco), 15 (quinze), 30 (trinta) e 60 (sessenta)

minutos;

c) a aquisição, de forma automática, dos valores da memória de massa, quando solicitado;

d) a criação de arquivos de leituras em formato público padronizado e a programação do medidor a exemplo da norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização;



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e) a aquisição parcial dos valores da memória de massa para viabilizar a leitura de cinco minutos, horária, diária ou semanal dos medidores, buscando apenas os dados referentes àquele período requisitado;

f) a aquisição dos dados de qualidade de energia elétrica, nos medidores que forem providos

desta função. 4.3 Medidores eletrônicos de energia elétrica para conexão de consumidores em BT. 4.3.1 O número de elementos e de fios, a corrente, a tensão, a freqüência, as demais

características e a compatibilidade eletromagnética devem respeitar as normas técnicas pertinentes.

4.3.2 Os medidores podem ser providos de registrador ciclométrico ou mostrador digital que

indique, em leitura local, as grandezas a serem medidas. 4.3.3 Os medidores eletrônicos de conjuntos de medição, embutidos ou não, devem ser providos

de dispositivos que disponibilizem as leituras individualmente para os consumidores. 4.3.4 Quanto às grandezas a medir:

a) os medidores devem registrar a energia ativa em fluxo direto e quando aplicável devem registrar a energia reativa;

b) quando aplicáveis, podem registrar corrente de neutro, demanda, energia ativa em fluxo inverso, indicadores de QEE e status da condição da tampa do medidor;

c) quando aplicável, podem ser providos de memória de massa para registro de dados para curvas de carga.

4.4 Transformadores de corrente (TC) e Transformadores de potencial (TP). 4.4.1 As condições e as características construtivas devem atender a regulamentação metrológica

pertinente e, na falta desta, as normas da ABNT pertinentes e as especificações próprias dos agentes.

4.4.2 Um enrolamento secundário deve ser exclusivo para o sistema de medição para faturamento

de energia elétrica. 4.4.3 Quando providos de caixas de terminais, estas devem ter dispositivos que permitam lacrar os

pontos de acesso aos circuitos de medição. 4.4.4 O aterramento dos enrolamentos secundários deve ser em um único ponto, localizado o mais

próximo possível de onde os TC ou TP forem instalados. 4.4.5 A critério exclusivo da distribuidora, quando o consumidor solicitar corrente e tensão dos

enrolamentos exclusivos do TC e TP, para suas aplicações de controle:

a) o fornecimento da corrente deve ser realizado através de transformador auxiliar de janela;



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b) o fornecimento da tensão deve ser realizado através de transformador auxiliar.

4.4.6 O fator térmico do TC deve ser especificado pelo agente, de acordo com o previsto para

requisito do sistema ou situação de contingência. 4.4.7 A mudança de relação de transformação dos TC deve ser preferencialmente no enrolamento

primário. No caso de mudança de relação no enrolamento secundário, especificamente aquele destinado para a medição de faturamento, deverá ser garantida a mesma exatidão em todas as relações.

4.4.8 Os valores das grandezas secundárias dos TP e TC devem ser especificados em

conformidade com os medidores associados. 4.5 Cabos para interligação secundária de sistemas de medição em MT e AT.

a) a seção dos condutores de corrente deve ser dimensionada para não ultrapassar a carga máxima do enrolamento secundário do TC;

b) a seção dos condutores de potencial deve ser dimensionada de modo a não introduzir um erro sistemático na incerteza da medição superior a 0,05%;

c) devem ser utilizados cabos blindados individuais para interligação de corrente e tensão;

d) os condutores dos cabos que não forem utilizados e a blindagem devem ser aterrados do lado do painel, caixa ou cubículo de medição.

4.6 Chaves ou blocos para aferição. 4.6.1 As chaves, ou blocos, para aferição devem atender aos requisitos de segurança, para

possibilitar o curto-circuito do lado dos secundários dos TC, e abrir os circuitos de corrente e tensão dos medidores.

4.6.2 As chaves, ou blocos, para aferição devem ser protegidas por tampa de material isolante,

com dispositivos para lacres e projetadas de forma que não possam ser colocadas sem que todas as chaves estejam integralmente fechadas e possam permitir a livre passagem dos condutores de ligação.

4.7 Dispositivos auxiliares. 4.7.1 Totalizadores de pulso.

a) podem ser utilizados para a totalização de pulsos provenientes de vários medidores, para os casos de sistemas de medição individualizados, quando existirem vários pontos de conexão no mesmo local e o fornecimento for efetuado na mesma tensão;

b) podem ser utilizados também em outros tipos especiais de medição conforme a aplicação;

c) as condições e características construtivas devem atender aos requisitos da norma pertinente e as exigências específicas da aplicação.



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4.7.2 Leitoras.

a) devem ser utilizadas para programação, leitura e opcionalmente para transmissão de dados de medidores eletrônicos;

b) devem ser dispositivos portáteis e podem ser fabricados especificamente para tal finalidade, ou podem ser softwares desenvolvidos para utilização em computadores portáteis adaptados para este propósito;

c) as condições e características construtivas das leitoras, utilizadas em medidores eletrônicos de fabricação nacional, devem atender aos requisitos das normas pertinentes, conforme o tipo.

5 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO

TEMPORÁRIO 5.1 Medidores eletrônicos de energia elétrica. 5.1.1 A exatidão mínima para as grandezas medidas pelos medidores de qualidade de energia

elétrica e para levantamento de curvas de carga deve estar em conformidade com a Tabela 1 do item 6 desta seção.

5.1.2 Quando implementadas as grandezas de QEE, devem ser registrados os eventos referentes

às interrupções de energia elétrica, VTCD, distorção harmônica, flutuação e desequilíbrio de tensão, conforme Módulo 8 – Qualidade de Energia Elétrica.

5.1.3 Os medidores aplicados para medição da tensão em regime permanente e para registrar as

curvas de carga devem ter capacidade de registrar as informações apresentadas no item “Medição de uso temporário e para levantamento das curvas de carga” na Tabela 1 do item 6 desta seção.



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5.2 Conjuntos de medição. 5.2.1 Para as medições diretas feitas nos consumidores do Grupo B, podem ser utilizados

conjuntos de medição compostos da caixa de medição, medidor eletrônico e acessórios de proteção, prontos para utilização em campo.

5.2.2 Nos consumidores do Grupo B de maior consumo, com medição convencional indireta,

podem ser utilizados os conjuntos de medição associados com alicates amperímetros, para uso ao tempo.

5.2.3 Para as medições indiretas realizadas nos transformadores de distribuição nos consumidores

do Subgrupo A4 (tarifa convencional), podem ser utilizados conjuntos de medição compostos por TC e TP combinados, com medidores eletrônicos embutidos ou interligados a caixas com medidores eletrônicos, para uso ao tempo, instalados em postes do sistema de distribuição.

5.2.4 A classe de exatidão, de alicates amperímetros, de TC e TP combinados e de medidores

estão apresentadas na Tabela 1 do item 6 desta seção. 5.3 Aquisição de leituras. 5.3.1 Os dados das medições devem ser armazenados em banco de dados para futura utilização.



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6 CARACTERÍSTICAS MÍNIMAS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO

TABELA 1- Características Mínimas para os Sistemas de Medição

Classe de Acessante

Tensão de distribuição

Classe do TP

Classe do TC

Tipo do medidor Classe

do medidor

Incerteza e(%)

Registros mínimos

Grupo B BT - - MEM A, MEM RO 2 ±2,0 kWh, kvarh opcional

Grupo B (com TC)

BT - 0,6 MEM A, MEM RO 2 ±2,09 kWh, kvarh opcional

Grupo B (opcional)

BT - - ME 2 ±2,0 kWh; kvarh opcional

Grupo B (com TC) (opcional)

BT - 0,6 ME 2 ±2,09 kWh; kvarh opcional

Subgrupo B2 (irrigação)

BT - - ME 2Q 2 ±2,0 kWh por segmento, kvarh por segmento

opcional Subgrupo B2

(irrigação) (com TC)

BT - 0,6 ME 2Q 2 ±2,09 kWh por segmento, kvarh por segmento

opcional

Subgrupo AS BT - - ME 2QR 0,5 ±0,5 kW; kWh; kvarh

Subgrupo AS (com TC)

BT - 0,6 ME 2QR 0,5 0,78 ou -0,73

kW; kWh; kvarh

Subgrupos A3a e A4

(consumidores) MT 0,3 0,3 ME 2QR 0,5

0,7 ou -0,60

kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM

por segmento Subgrupos A3a e A4

(autoprodutores) MT 0,3 0,3

ME 2QR ou ME 4QR (*)

0,5 0,7 ou -0,60

kW; kWh; kvarh; UFER;DMCR;MM

por segmento Subgrupos A3a e A4 (demais

acessantes)

MT 0,3 0,3 ME 2Q ou ME 4Q (*)

0,5 0,7 ou -0,60

kW; kWh; kvarh; MM

Subgrupos A1, A2, A3

(consumidores) AT 0,3 0,3 ME 4QR 0,2

0,52 ou -0,42

KW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM

por segmento; interrupções; MM de

Vrms por fase


(autoprodutores) AT 0,3 0,3 ME 4QR 0,2

0,52 ou -0,42

KW; kWh; kvarh; UFER; DMCR; MM

por segmento; interrupções; MM de

Vrms por fase


(demais acessantes)

AT 0,3 0,3 ME 4Q 0,2 0,52 ou -0,42

KW; kWh; kvar; kvarh; MM por

segmento; interrupções; MM de

Vrms por fase

Medição de uso temporário

BT, MT, AT 0,3 0,3 ME 2Q ou ME 4Q (*)

1 1,14 ou -1,02

kW; kWh; kvar; kvarh; Vrms; Irms;

MM

Levantamento de curva de carga

BT, MT, AT 0,3 0,3 ME 2Q ou ME 4Q (*)

1 1,14 ou -1,02

kW; kvar; MM

Medição de QEE BT, MT, AT 0,3 0,3 ME 2Q ou ME 4Q (*)

1 1,14 ou -1,04

VTCD; interrupções; harmônicas; desequilíbrio,

flutuação; MM de Vrms por fase



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LEGENDA

MEM A Medidor eletromecânico de energia ativa MEM R Medidor eletromecânico de energia reativa

MEM RO Medidor eletromecânico de energia reativa opcional MEM A DM Medidor eletromecânico de energia ativa com registrador de demanda máxima

MM Memória de massa ME Medidor eletrônico exclusivo para aplicação em BT

ME 2Q Medidor eletrônico com medição em dois quadrantes ME 2QR Medidor eletrônico com medição em dois quadrantes e excedentes de reativo ME 4Q Medidor eletrônico com medição em quatro quadrantes

ME 4QR Medidor eletrônico com medição em quatro quadrantes e excedentes de reativo UFER Unidade de faturamento de energia reativa DMCR Demanda máxima corrigida

BT Baixa tensão: tensão igual ou inferior a 1 kV MT Média tensão: tensão superior a 1 kV e inferior a 69 kV AT Alta tensão: tensão igual ou superior a 69 kV e inferior a 230 kV

(*) Nota: Caso haja possibilidade de se ter fluxo de energia nos dois sentidos no ponto de medição, o medidor deve então possuir capacidade de medição em quatro quadrantes.

M Incerteza padrão do medidor TpTcM

22205,0(%)e ++±=

Tc Incerteza padrão do TC

Nota: As classes de exatidão do medidor, TC e TP, são consideradas incertezas “padrão” com base na Avaliação Tipo B do Guia.

Tp Incerteza padrão do TP Incerteza

Referência: Guia para Expressão da Incerteza de Medição – ABNT/INMETRO

0,05 Erro sistemático, que é imposto pela resistência do cabo do TP


Assunto: Implantação, Inspeção e Manutenção dos

Sistemas de Medição

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SEÇÃO 5.3 – IMPLANTAÇÃO, INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO 1 OBJETIVO 1.1 Esta seção visa definir as responsabilidades e procedimentos para os agentes envolvidos nas

atividades de implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição nas instalações dos acessantes ou acessados.

2 DIRETRIZES GERAIS 2.1 O processo de implantação dos sistemas de medição é constituído de várias etapas, tais como

a elaboração do projeto e a aquisição dos equipamentos, a aprovação do projeto pela distribuidora, quando exigido, e a montagem dos equipamentos e o comissionamento das instalações.

2.2 Os processos de inspeção e manutenção são constituídos das atividades de verificação,

calibração e reparação de defeitos. 2.3 Os prazos dos processos foram compatibilizados com aqueles equivalentes aos processos

regulados pelos Procedimentos de Rede e Procedimentos e Regras de Mercado . 2.4 Os consumidores livres e demais acessantes devem observar de forma complementar as

orientações e as responsabilidades estabelecidas nos Procedimentos de Rede e Procedimentos e Regras de Mercado, pertinentes a implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição.

2.5 Ao longo do desenvolvimento destes processos os agentes devem arquivar os dados

referentes às leituras dos medidores, aos boletins de ocorrência, aos relatórios de inspeção e de manutenção, aos resultados de calibrações e às alterações de cadastro dos sistemas de medição por um período de 5 (cinco) anos.

3 IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO 3.1 Responsabilidades das distribuidoras. 3.1.1 Para com todos os consumidores. 3.1.1.1 Fornecer os medidores e demais equipamentos de medição, exceto quando previsto em

contrário em legislação específica. 3.1.1.2 Desenvolver e arcar com o ônus das atividades de instalação dos equipamentos de medição

nas unidades consumidoras, exceto quando:

a) o fornecimento for para iluminação pública, semáforos ou assemelhados, iluminação de ruas ou avenidas internas de condomínios fechados horizontais. No caso de fornecimento




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destinado a iluminação pública através de circuito exclusivo e por solicitação do consumidor, a distribuidora deverá instalar o sistema de medição;

b) a instalação do medidor não puder ser feita em razão de dificuldades técnicas transitórias, encontradas pelo consumidor, por um período máximo de 90 (noventa) dias, em que o mesmo deve providenciar as instalações de sua responsabilidade;

c) o fornecimento de energia elétrica for provisório;

d) o consumo mensal de energia elétrica previsto para a unidade consumidora do Grupo B for inferior ao respectivo valor mínimo faturável.

3.1.1.3 Desenvolver e arcar com o ônus das atividades de instalação dos equipamentos de medição

nas unidades consumidoras conectadas em Sistemas Individuais de Geração de Energia Elétrica com Fontes Alternativas – SIGFI.

3.1.1.4 Solicitar a entrada de seu pessoal ou prepostos às instalações das unidades consumidoras

para instalação e comissionamento dos sistemas de medição. 3.1.1.5 Quando necessário, estabelecer acordo para definição das normas de segurança a serem

seguidas na instalação e comissionamento dos sistemas de medição, nas instalações das unidades consumidoras.

3.1.1.6 Arcar com os custos de tele-medição ou GLD, quando a instalação destes equipamentos for

por necessidade e interesse da distribuidora. 3.1.1.7 Não invocar a indisponibilidade dos equipamentos de medição para negar ou retardar a

ligação e o início do fornecimento. 3.1.1.8 Colocar os lacres em todos os componentes tais como medidores, painéis ou caixas,

cubículos, chaves de aferição, caixas de junção e caixas de terminais dos transformadores para instrumentos.

3.1.1.9 Informar aos consumidores que os lacres colocados só devem ser rompidos por

representante legal das distribuidoras. 3.1.1.10 Verificar o fator de potência das instalações da unidade consumidora, para efeito de

faturamento, por meio de medição apropriada. Para tal devem ser observados os seguintes critérios:

a) para unidade consumidora do Grupo B de forma facultativa, sendo admitida a medição transitória, desde que por um período mínimo de 7 (sete) dias consecutivos;

b) para unidade consumidora do Grupo A, de forma obrigatória e permanente. 3.1.2 Para com os consumidores do Grupo B. 3.1.2.1 Fornecer e arcar com o ônus de toda a instalação do sistema de medição, quando optar

pela instalação dos equipamentos de medição externamente às áreas das unidades consumidoras.




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3.1.2.2 Atender as unidades consumidoras com ligações bifásicas ou trifásicas, mesmo que elas não apresentem cargas instaladas suficientes para tanto, quando solicitado pelo consumidor e aprovado pela distribuidora. Neste caso o consumidor deve arcar com a diferença de custo dos equipamentos de medição e da eventual adaptação da rede.

3.1.2.3 Atender as unidades consumidoras com medições externas, centralizadas ou especiais,

quando solicitado pelo consumidor e aprovado pela distribuidora, e este arcar com o ônus da diferença de preço dos medidores e demais equipamentos de medição a serem instalados, bem como eventuais custos de adaptação da instalação do sistema de medição e da coleta e tratamento de dados.

3.1.3 Para com os consumidores livres. 3.1.3.1 Solicitar à CCEE parecer sobre a localização do ponto de medição e os requisitos relativos

ao projeto de comunicação para a transmissão de dados de medição. 3.1.3.2 Disponibilizar as informações e as especificações dos equipamentos dos sistemas de

medição, necessárias às adequações nas instalações da unidade consumidora. 3.1.3.3 Enviar à CCEE o diagrama unifilar com o ponto de medição da instalação sinalizado e os

diagramas esquemáticos de operação de acordo com os requisitos específicos daquela câmara.

3.1.3.4 Cadastrar, coletar e ajustar os dados dos sistemas de medição, conforme os requisitos

específicos do Sistema de Coleta de Dados de Energia – SCDE da CCEE. 3.1.3.5 Encaminhar cópia do relatório de comissionamento dos sistemas de medição aos

consumidores livres e o original para o ONS.

3.1.3.6 Realizar os testes de comunicação para coleta de dados, com o SCDE, após o comissionamento de sistema de medição.

3.1.3.7 Informar ao ONS a previsão de término da montagem e instalação do SMF.

3.1.3.8 Enviar ao ONS as informações básicas do projeto como:

a) os diagramas unifilar e trifilar com os pontos de medição da instalação sinalizados;

b) os diagramas esquemáticos de corrente alternada (CA) e corrente contínua (CC);

c) o desenho dos painéis ou cubículos dos medidores;

d) os diagramas de comunicação;

e) os resultados dos ensaios de fábrica ou de laboratório próprio realizados nos equipamentos

e instrumentos de medição.




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3.1.4 Para com os demais acessantes. 3.1.4.1 Informar as especificações para os equipamentos de medição, de montagem e de requisitos

de projeto. 3.1.4.2 Aprovar os projetos dos sistemas de medição. 3.1.4.3 Planejar e elaborar os pedidos de trabalho ou solicitações de liberação de equipamentos,

quando necessário, para viabilizar a montagem dos sistemas de medição. 3.1.4.4 Executar todos os procedimentos operacionais necessários para possibilitar a montagem

dos sistemas de medição. 3.1.4.5 Liberar a entrada de pessoal ou prepostos do acessante para a montagem e

comissionamento dos equipamentos dos sistemas de medição. 3.1.4.6 Fiscalizar a montagem dos equipamentos dos sistemas de medição. 3.1.4.7 Coordenar e acompanhar o comissionamento dos sistemas de medição. 3.1.4.8 Colocar os lacres em todos os pontos previstos nos sistemas de medição e liberar os

equipamentos para a operação. 3.1.4.9 Assinar o relatório de comissionamento dos sistemas de medição. 3.1.4.10 Fornecer ao acessante o atestado de recebimento dos sistemas de medição instalados nas

suas instalações, e enviar cópia ao ONS. 3.1.4.11 Manter a custódia dos equipamentos de medição dos acessantes, montados nas suas

instalações.

3.2 Responsabilidades dos consumidores.

3.2.1 Preparar nas unidades consumidoras o local destinado à instalação dos equipamentos de medição, em local de livre e fácil acesso, com iluminação, ventilação e condições de segurança adequadas.

3.2.2 Construir nas unidades consumidoras o abrigo destinado exclusivamente à instalação de

equipamentos de proteção, transformação e medição, quando forem utilizados equipamentos de uso interno .

3.2.3 Arcar com o ônus da adaptação de suas instalações elétricas, para o recebimento dos

equipamentos de medição, quando em decorrência de mudança de grupo tarifário ou exercício de opção de faturamento.

3.2.4 Manter a custódia dos equipamentos de medição da distribuidora, na qualidade de

depositários a título gratuito, quando instalados no interior da unidade consumidora, ou, se




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por sua solicitação formal, os equipamentos forem instalados em área exterior da mesma, observando o seguinte:

a) não se aplicam as disposições pertinentes ao depositário no caso de furto ou danos provocados por terceiros, relativamente aos equipamentos de medição, exceto quando da violação de lacres ou de danos nos equipamentos decorrerem registros inferiores aos corretos;

b) não se aplicam as disposições pertinentes ao depositário no caso dos equipamentos de medição serem instalados externamente à unidade consumidora por opção da distribuidora.

3.2.5 Responsabilidades específicas de consumidores do Grupo B. 3.2.5.1 Instalar as caixas de medição, equipamentos de proteção e sistema de aterramento,

atendendo todos os requisitos pertinentes a cada tipo de padrão de entrada, especificados nas normas das distribuidoras, disponibilizadas para tal finalidade.

3.2.5.2 Condomínios ou conjunto de edificações, constituídos por uma só unidade consumidora e

que desejem a individualização de suas medições, devem realizar as adequações necessárias nas suas instalações internas.

3.2.5.3 Arcar com o ônus da diferença de custo dos medidores e demais equipamentos de medição

a serem instalados, quando, por sua solicitação, forem atendidos com ligação bifásica ou trifásica e não apresentarem cargas instaladas suficiente para tanto.

3.2.5.4 Arcar com o ônus da diferença de custo dos medidores, demais equipamentos de medição e

das adequações das instalações, quando, por sua solicitação e aprovado pela distribuidora, forem instaladas medições externas, centralizadas ou especiais.

3.3 Responsabilidades dos demais acessantes. 3.3.1 Solicitar à CCEE o parecer sobre a localização do ponto de medição e sobre os requisitos

relativos ao sistema de comunicação para transmissão de dados de medição. 3.3.2 Solicitar à distribuidora as informações sobre os equipamentos de medição, necessárias para

o projeto, bem como suas especificações, justificadas, sobre a montagem, comissionamento ou equipamentos que não constam na Seção 5.2 - Especificações dos Sistemas de Medição.

3.3.3 Solicitar à distribuidora a aprovação do projeto, a inspeção e o acompanhamento dos

equipamentos e da montagem. 3.3.4 Solicitar à distribuidora a entrada às suas instalações, para o pessoal ou prepostos, para

montagem ou comissionamento dos sistemas de medição. 3.3.5 Cumprir as normas e os regulamentos de segurança, para montagem ou comissionamento

dos sistemas de medição nas instalações da distribuidora.




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3.3.6 Cumprir os prazos envolvidos nas fases de aprovação de projeto, aquisição, montagem e comissionamento das instalações dos sistemas de medição, pactuados com a distribuidora.

3.3.7 Cadastrar, coletar e ajustar os dados dos sistemas de medição, conforme os requisitos

específicos do SCDE. 3.3.8 Enviar à CCEE o diagrama unifilar com os pontos de medição da instalação sinalizados e os

diagramas esquemáticos de operação de acordo com os requisitos específicos daquela Câmara.

3.3.9 Informar ao ONS a previsão de término da montagem. 3.3.10 Colocar os lacres em todos os pontos previstos nos sistemas de medição, juntamente com as

distribuidoras.




Seção:

5.3 Revisão:


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3.3.11 Realizar os testes de comunicação, para coleta de dados dos sistemas de medição, com o SCDE.

3.3.12 Realizar as atividades de comissionamento dos sistemas de medição, com a participação da

distribuidora. 3.3.13 Solicitar à distribuidora a assinatura no relatório de comissionamento. 3.3.14 Fornecer à distribuidora e ao ONS, cópia do relatório de comissionamento.

3.4 Responsabilidades da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

3.4.1 Para com os consumidores livres e demais acessantes:

a) aprovar os projetos de comunicação dos sistemas de medição dos consumidores livres e demais acessantes;

b) aprovar a solicitação de um novo ponto de medição no SCDE feita para consumidor livre ou demais acessantes;

c) aprovar a alteração de dados dos pontos de medição já cadastrados no SCDE quando solicitada pelos acessantes ou distribuidora;

d) realizar os testes de comunicação com o SCDE, para coleta de dados dos sistemas de medição dos consumidores livres ou demais acessantes;

e) atualizar o cadastro dos sistemas de medição, no SCDE, a cada inclusão, alteração ou desativação de ponto de medição, relativas aos medidores, transformadores para instrumentos, meios e dispositivos de comunicação;

f) disponibilizar todas as informações dos sistemas de medição em seu banco de dados, para consulta dos consumidores livres ou demais acessantes;

g) cumprir os prazos das atividades supracitadas que forem pactuadas com os agentes envolvidos.

3.5 Procedimentos de implantação de sistemas de medição em consumidores do Grupo B. 3.5.1 Após serem aprovadas as instalações do padrão de entrada, a distribuidora deverá efetuar a

ligação da unidade consumidora, instalando os medidores, os acessórios e, se for o caso, os transformadores de corrente, lacrando as caixas de medição.

3.5.2 Os medidores instalados (medição interna ou externa) devem ter o selo representativo da

marca de verificação inicial do INMETRO, ou o selo representativo da inspeção de recebimento da distribuidora enquanto não estiver sendo executada a verificação inicial.

3.5.3 Os transformadores de corrente devem ter laudo de ensaio de exatidão ou laudo de ensaio de

exatidão da amostra, no caso de ensaio por amostragem de lote. 3.5.4 O consumidor poderá acompanhar a vistoria e a ligação dos medidores.




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5.3 Revisão:


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3.5.5 Ocorrendo a reprovação das instalações do padrão de entrada na unidade consumidora, a distribuidora não efetuará a ligação dos medidores, devendo informar ao consumidor no ato, por escrito, o respectivo motivo e as providências corretivas necessárias.

3.5.6 Com relação à instalação de medição externa, exclusiva para o Grupo B, devem ser

obedecidos os seguintes critérios:

a) não podem ser instalados equipamentos de medição em locais externos à unidade consumidora nas seguintes situações:

I - quando a unidade consumidora estiver localizada em área servida por sistema subterrâneo ou prevista para ser atendida pelo referido sistema, de acordo com o programa de obras da distribuidora;

II - em locais, definidos em lei específica, onde houver patrimônio histórico, cultural e artístico objeto de tombamento pelo Poder Público Federal, Estadual ou Municipal, exceto quando houver autorização explícita dos respectivos órgãos;

b) o sistema de medição instalado externamente à unidade consumidora deve disponibilizar ao consumidor, de forma nítida e clara, a respectiva leitura do medidor;

c) efetivado o pedido inicial de fornecimento, deve ser informado, por escrito, que a instalação dos equipamentos de medição será externa;

d) as obras e serviços de instalação serão executados sem qualquer ônus para o consumidor;

e) caso o consumidor não tenha recebido o comunicado sobre a instalação em local externo, ou que a substituição dos equipamentos de medição, para local externo, ocorra em até 6 (seis) meses após a ligação inicial, os custos incorridos pelo consumidor na preparação do local para instalação dos equipamentos de medição devem ser ressarcidos pela distribuidora.

g) os equipamentos de medição podem ser transferidos, a qualquer tempo, para o interior da unidade consumidora, devendo, nestes casos, os serviços serem executados pela distribuidora sem ônus para o consumidor;

h) no caso de unidades consumidoras que serão objeto de instalação de equipamentos de medição em área externa, a comunicação deverá ser efetuada no mínimo com 30 (trinta) dias de antecedência à data da respectiva instalação.

3.5.7 Para os casos de medição indireta, quando exigido, o consumidor deve apresentar à

distribuidora o projeto do sistema de medição, elaborado por profissional habilitado e com a Anotação de Responsabilidade Técnica – ART do Conselho Regional de Engenharia e Arquitetura - CREA.

3.6 Procedimentos de implantação de sistemas de medição em consumidores do Grupo A. 3.6.1 O consumidor deve solicitar à distribuidora, quando aplicável, as informações necessárias

para a integração do sistema de medição ao projeto elétrico da conexão. 3.6.2 O consumidor deve apresentar o projeto para aprovação, quando exigido, elaborado por

profissional habilitado e com ART/CREA.




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3.6.3 Após as adequações das instalações da unidade consumidora, a montagem dos equipamentos de medição e a aprovação da distribuidora, o consumidor deve informar a conclusão da obra à distribuidora.

3.6.4 A distribuidora deverá comunicar com antecedência ao acessante a data em que executará a

ligação, programando a entrada de seu pessoal ou prepostos às instalações da unidade consumidora para efetuar o comissionamento dos equipamentos de medição.

3.6.5 A distribuidora deve obedecer todos os regulamentos e normas de segurança da unidade

consumidora. 3.6.6 O consumidor poderá acompanhar o comissionamento do sistema de medição. 3.7 Procedimentos de implantação de sistemas de medição em unidades consumidoras de

consumidores livres e conexões dos demais acessantes. 3.7.1 O acessante deverá solicitar à CCEE o parecer sobre a localização do ponto de medição e os

requisitos para o sistema de comunicação para transmissão de dados de medição. No caso de consumidores livres, esta solicitação deverá ser feita pela distribuidora.

3.7.2 O acessante deve solicitar à distribuidora, quando aplicável, as informações necessárias para

a integração do sistema de medição ao projeto elétrico da conexão. 3.7.3 A CCEE deverá emitir parecer no prazo estabelecido em seu Procedimento e Regras de

Mercado pertinente. 3.7.4 O acessante deve apresentar o projeto para aprovação, quando exigido, elaborado por

profissional habilitado e com ART/CREA. 3.7.5 A montagem dos equipamentos nas instalações da distribuidora ou nas instalações do

consumidor livre pode ser feita pelo acessante, distribuidora, ou preposto de qualquer das partes, acordando entre si os procedimentos e programações necessárias.

3.7.6 O acessante deverá cadastrar os equipamentos de medição no SCDE, até 4 (quatro)

semanas antes do término da montagem. 3.7.7 A distribuidora deverá programar e coordenar o comissionamento do sistema de medição, em

comum acordo com o acessante. 3.8 Comissionamento do sistema de medição. 3.8.1 Para os consumidores do Grupo A, a distribuidora deverá realizar o comissionamento do

sistema de medição, efetuando as verificações dos seguintes itens, quando aplicáveis:

a) conexões e polaridades primárias e secundárias dos transformadores de corrente e potencial;

b) conexões de aterramento de todos os equipamentos;




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5.3 Revisão:


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c) laudo de ensaio de exatidão dos transformadores de corrente e potencial (feito em fábrica ou laboratório da distribuidora);

d) condições de isolamento dos condutores secundários, dos transformadores para instrumentos e dos medidores;

e) interligação dos condutores secundários com os painéis ou caixas ou cubículos de medidores;

f) condutores da fiação interna dos painéis ou caixas ou cubículos de medidores;

g) constantes e parâmetros envolvidos no sistema de medição;

h) programação dos medidores eletrônicos;

i) valores das correntes, das tensões e da seqüência de fases;

j) estudo vetorial, de tensões e correntes, com o circuito energizado e elaboração do desenho do diagrama fasorial encontrado;

k) laudo de ensaio de calibração dos medidores (ensaio feito em inspeção de recebimento em fábrica ou feito em laboratório da distribuidora, obedecendo o Anexo II);

l) carga imposta aos transformadores para instrumentos;

m) preenchimento do Boletim de Registro de Dados dos Equipamentos de Medição (Anexo I) com todos os dados cadastrais do sistema de medição;

n) preenchimento do Boletim de Ocorrência em Medição com os dados e leituras iniciais dos medidores;

o) colocação de lacres em todos os pontos previstos do sistema de medição;

p) elaboração de relatório com todos os resultados do comissionamento. 3.8.2 Para os demais acessantes:

a) o acessante deverá realizar o comissionamento do sistema de medição, efetuando as verificações listadas acima, acrescidas da programação dos códigos de identificação dos medidores fornecidos pela CCEE e da calibração dos medidores realizada pelo mesmo, obedecendo os critérios do Anexo II;

b) a distribuidora deverá fiscalizar e aprovar o comissionamento, liberando os equipamentos para a operação. A distribuidora e o acessante deverão colocar seus lacres nos pontos previstos;

c) ao final do comissionamento, o acessante deverá executar o processo de conexão com o SCDE para o teste do meio de comunicação e o sistema de transmissão de dados de medição;

d) a distribuidora deverá fornecer ao acessante o atestado de recebimento da nova instalação, até 5 (cinco) dias após o comissionamento;

e) o acessante deverá fornecer à distribuidora cópia do relatório de comissionamento, que deverá ser assinada por ambos, até 5 (cinco) dias após o comissionamento;

f) o acessante e a distribuidora deverão arquivar o atestado de recebimento e cópia do relatório do comissionamento, e os originais deverão ser encaminhados ao ONS.




Seção:

5.3 Revisão:


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3.8.3 Para os consumidores livres:

a) a distribuidora deverá realizar o comissionamento do sistema de medição, efetuando as verificações listadas acima, acrescidas da programação dos códigos de identificação dos medidores fornecidos pela CCEE e da calibração dos medidores realizada pela mesma, obedecendo os critérios do Anexo II;

b) ao final do comissionamento, a distribuidora deverá realizar o processo de conexão com o SCDE para o teste do meio de comunicação e o sistema de transmissão de dados de medição;

c) a distribuidora deverá fornecer para o consumidor o atestado de recebimento da nova instalação e cópia do relatório de comissionamento, até 5 (cinco) dias depois do comissionamento;

d) a distribuidora e o consumidor deverão arquivar o atestado de recebimento e cópia do relatório do comissionamento, e os originais deverão ser encaminhados ao ONS.

3.9 Registro dos equipamentos. 3.9.1 Os agentes responsáveis pela implantação dos sistemas de medição deverão fazer os

registros de cadastro de todos os equipamentos. 3.9.2 Os equipamentos dos sistemas de medição de acessantes membros da CCEE, que têm seus

dados cadastrados no SCDE, devem ser registrados nos cadastros dos acessantes. 3.9.3 Nos equipamentos dos sistemas de medição de acessantes, instalados em subestações das

distribuidoras, tais como transformadores de corrente, transformadores de potencial e painel ou caixa de medidores, devem ser fixadas placas com número patrimonial do acessante.

3.9.4 Os dados dos equipamentos, necessários ao cadastro, são apresentados no Anexo I desta

seção.

4 INSPEÇÃO PROGRAMADA OU SOLICITADA EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO 4.1. Responsabilidades da distribuidora 4.1.1. Para com todos os consumidores:

a) desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades de inspeção programada ou solicitada nos sistemas de medição instalados internamente ou externamente às unidades consumidoras, inclusive equipamentos, caixas, condutores, ramal de ligação e demais partes ou acessórios necessários à medição de consumo de energia elétrica ativa ou reativa;

b) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades necessárias à certificação dos padrões de trabalho junto aos organismos metrológicos;

c) obedecer às normas e regulamentos de segurança, nas unidades consumidoras, que devem ser seguidas pelo seu pessoal ou prepostos, ao realizarem as inspeções;




Seção:

5.3 Revisão:


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d) atender aos pedidos de inspeção nos sistemas de medição, quando solicitados pelos consumidores

4.1.2. Para com os consumidores livres:

a) realizar por sua iniciativa ou atender os pedidos de inspeção nos sistemas de medição, quando solicitados pela CCEE ou pelos consumidores;

b) acordar com a CCEE e com os consumidores, as datas programadas para realização de inspeções nos sistemas de medição;

c) emitir as notificações de inspeção, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção e de inspeção;

d) enviar à CCEE, através do SCDE, as notificações de inspeção, os boletins de ocorrência, os relatórios de inspeção e as solicitações de alteração de cadastro do sistema de medição, feitos nas inspeções;

e) analisar, quando houver, em conjunto com a CCEE, as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência.

f) guardar as leituras, os boletins de ocorrência, os relatórios de inspeção e as alterações de cadastro feitos nas inspeções por um período de 5 (cinco) anos.

4.1.3. Para com os demais acessantes:

a) acordar com a CCEE e com os acessantes as datas programadas para realização de inspeções nos sistemas de medição;

b) atender os pedidos de acesso às suas instalações, para pessoal ou prepostos dos acessantes, para realização das inspeções;

c) estabelecer acordo para cumprimento das normas e regulamentos de segurança nas suas instalações, a serem seguidas pelo pessoal ou prepostos dos acessantes, para realização das inspeções;

d) acompanhar as inspeções nos sistemas de medição dos acessantes instalados nas suas subestações;

e) planejar e fazer os pedidos de trabalho ou liberação de equipamentos para possibilitar a inspeção nos sistemas de medição em suas instalações;

f) lacrar os pontos dos sistemas de medição após as inspeções;

g) analisar em conjunto com a CCEE as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência.

4.2. Responsabilidade de todos os consumidores.

a) solicitar às distribuidoras as inspeções nos sistemas de medição;

b) acordar com as distribuidoras as datas das inspeções programadas ou solicitadas, nos sistemas de medição;

c) atender os pedidos de acesso às instalações das unidades consumidoras, de pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, para realização das inspeções;




Seção:

5.3 Revisão:


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d) estabelecer acordo para cumprimento das normas e regulamentos de segurança nas instalações das unidades consumidoras, a serem seguidas pelo pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, para realização das inspeções;

e) arcar com os custos de calibração dos medidores em inspeção feita por sua solicitação, se forem constatados os erros dentro dos limites admissíveis pelas normas pertinentes citadas no Anexo II;

f) arcar com os custos pelos danos causados aos equipamentos de medição, se decorrentes de qualquer procedimento irregular ou de deficiência técnica das instalações elétricas internas da unidade consumidora.

4.3. Responsabilidades dos demais acessantes.

a) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades relativas às inspeções nos sistemas de medição;

b) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades necessárias à certificação de padrões de trabalho junto aos organismos metrológicos;

c) acordar com as distribuidoras as datas programadas para realização das inspeções;

d) solicitar a entrada às instalações da distribuidora, para seu pessoal ou prepostos, para realização das inspeções;

e) cumprir as normas e regulamentos de segurança da distribuidora, para realização das inspeções;

f) lacrar os pontos dos sistemas de medição após as inspeções;

g) emitir as notificações de inspeção, os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção;

h) enviar à CCEE, através do SCDE, as notificações de inspeção, os boletins de ocorrência, os relatórios de inspeção e as solicitações de alteração do cadastro do sistema de medição, feitos nessas inspeções;

i) analisar, em conjunto com a CCEE e a distribuidora as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência;

j) guardar as leituras, os boletins de ocorrência, os relatórios de inspeção e as alterações de cadastro feitos nas inspeções por um período de 5 (cinco) anos.

4.4. Responsabilidades da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.




Seção:

5.3 Revisão:


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a) solicitar, através do SCDE, quando julgar necessário, inspeção no sistema de medição de consumidor livre ou demais acessantes;

b) receber as notificações de inspeções, os relatórios de inspeção, os boletins de ocorrência e as solicitações de alterações de cadastro do sistema de medição, provenientes das inspeções, informados através do SCDE;

c) disponibilizar, através do SCDE, os boletins de ocorrências, os relatórios de inspeção e as solicitações aprovadas de alterações de cadastro do sistema de medição, aos acessantes, aos consumidores livres e ao ONS;

d) armazenar no banco de dados do SCDE as notificações de inspeção, os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção por um período de 5 (cinco) anos;

e) analisar, quando houver, em conjunto com as distribuidoras e acessantes, as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência, com vistas à adoção das providências cabíveis.

4.5. Procedimentos de inspeção programada ou solicitada nos sistemas de medição de

consumidores do Grupo B e do Grupo A, efetuados pela distribuidora. 4.5.1. Verificar se o circuito de entrada da unidade consumidora está de acordo com o indicado no

projeto e no cadastro da distribuidora. 4.5.2. Para medição indireta em consumidor do Grupo B

a) verificar se a instalação dos TC está de acordo com o projeto;

b) comparar os dados de placa dos TC com os dados listados no projeto e no cadastro da distribuidora;

c) verificar se as conexões primárias e secundárias dos TC estão em conformidade com os dados de placa indicados no projeto e no cadastro da distribuidora;

d) analisar os relatórios dos ensaios de classe de exatidão dos TC para confirmação da classe especificada no projeto.




Seção:

5.3 Revisão:


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4.5.3. Para a medição em consumidor do Grupo A:

a) verificar se os TC e TP estão instalados de acordo com o projeto;

b) comparar os dados de placa dos TC e TP com os dados listados no projeto e no cadastro da distribuidora;

c) verificar se as conexões primárias e secundárias dos TC e TP estão em conformidade com os dados de placa indicados no projeto e no cadastro da distribuidora;

d) verificar se as conexões com as caixas de junção estão em conformidade com o projeto, no caso de TC e TP de uso externo;

e) verificar se os valores secundários de corrente e tensão dos TC e TP estão em conformidade com os valores indicados de corrente e tensão da carga no momento deste ensaio;

f) analisar os relatórios dos ensaios de classe de exatidão dos TP e TC para confirmação da classe especificada no projeto.

4.5.4. Para painel ou caixa de medição, verificar:

a) se o painel ou caixa de medição é inviolável e se está fechado e lacrado;

b) se a tampa do medidor, tampa do bloco de terminais e tampa da chave ou bloco de aferição estão lacradas;

c) se a fiação interna do painel ou caixa de medição está correta, desde os terminais dos condutores de interligação de corrente até os elementos de corrente dos medidores;

d) se as constantes estão corretas;

e) se a data e o horário indicados (no caso de medidor eletrônico) estão corretos;

f) se a programação (no caso de medidor eletrônico) está adequada.

4.5.5. Para o medidor, verificar suas ligações e funcionamento quanto a:

a) tensão de cada elemento de potencial;

b) continuidade dos elementos de corrente;

c) marcha em vazio;

d) funções de programação, constantes, memória de massa, horário, registros e tele-leitura (no caso de medidor eletrônico).

4.5.6. Verificar a calibração dos medidores conforme os requisitos do Anexo II. 4.5.7. Realizar estudo vetorial das correntes, tensão, seqüência de fases e elaborar desenho

fasorial da medição.

4.5.8. Ao término da inspeção a distribuidora deverá:

a) substituir os medidores quando estes apresentarem erros superiores aos máximos admissíveis nas normas pertinentes citadas no Anexo II;




Seção:

5.3 Revisão:


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b) enviar ao consumidor, no caso de substituição de medidor, por meio de correspondência específica, as informações referentes às leituras do medidor retirado e do medidor instalado;

c) enviar ao consumidor o laudo da calibração dos medidores, informando as variações verificadas, os limites admissíveis e a conclusão final, no prazo de até 10 (dez) dias úteis;

d) esclarecer ao consumidor quanto à possibilidade de solicitar uma calibração do medidor junto ao INMETRO ou órgão delegado. Se o consumidor solicitar esta calibração, no prazo de até 10 (dez) dias, contados a partir do recebimento do laudo técnico da inspeção, deverá ser observado o seguinte:

I. quando não for possível a calibração no local da instalação da unidade consumidora, lacrar o medidor no ato da retirada e acondicionar o medidor ou demais equipamentos de medição em invólucro específico, e encaminhar ao INMETRO ou órgão delegado e entregar o comprovante desse procedimento ao consumidor;

II. os custos de frete e de calibração devem ser previamente informados ao consumidor; III. quando os limites de variação do medidor tiverem sido excedidos, os custos devem ser

assumidos pela distribuidora, caso contrário, pelo consumidor.

e) lacrar os pontos do sistema de medição cujos lacres foram rompidos durante a inspeção;

f) elaborar os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção dos pontos de medição após o término da inspeção;

g) arquivar no banco de dados as alterações de dados cadastrais, os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção, durante 5 (cinco) anos.

4.6. Procedimentos de inspeção programada ou solicitada nos sistemas de medição de

consumidores livres e demais acessantes. 4.6.1. Deverá ser realizada pelos acessantes, quando responsáveis por seus sistemas de medição,

ou pelas distribuidoras, quando responsáveis pelos sistemas de medição dos consumidores livres.

4.6.2. O agente acompanhante deverá fiscalizar as inspeções nos sistemas de medição em suas

instalações. Este procedimento é opcional para o consumidor livre. 4.6.3. O agente responsável deverá informar ao outro agente a realização da inspeção programada

ou solicitada, com antecedência mínima de 3 (três) dias úteis. 4.6.4. Para inspeção em sistema de medição instalado em sua subestação, a distribuidora deverá

emitir os pedidos de trabalho e, caso necessário, os pedidos de liberação de equipamentos. Em caso de não liberação por restrições operativas do sistema elétrico, o agente responsável deverá reprogramar e acordar nova data para o serviço.

4.6.5. O agente responsável pela inspeção deverá verificar, quanto aos circuitos de entrada:

a) se o sistema de medição está instalado no ponto de conexão em questão e se a entrada do circuito está de acordo com o indicado no projeto e no cadastro SCDE;

b) se os TC e TP estão instalados no local correto conforme o indicado no projeto;




Seção:

5.3 Revisão:


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c) se os dados de placa e as conexões primárias e secundárias dos TC e TP estão em conformidade com o projeto e o cadastro do SCDE;

d) verificar se as conexões com as caixas de junção estão de acordo com o projeto, seu estado e identificação, no caso de TC e TP de uso externo;

e) se os valores secundários de corrente e tensão dos TC e TP estão em conformidade com os valores indicados de corrente e tensão da carga no momento do ensaio;

f) analisar os relatórios dos ensaios de classe de exatidão dos TC e TP para confirmação da classe especificada no projeto e no cadastro do SCDE;

g) efetuar a alteração dos dados cadastrados no SCDE e submetê-la à aprovação da CCEE, nos casos de mudanças na relação dos TC, quando forem realizadas alterações para atender a proteção ou condição operacional, que afetem o circuito de medição para faturamento.

4.6.6. O agente responsável pela inspeção deverá verificar, para painel ou caixa de medição e

medidor:

a) se o painel ou caixa de medição é inviolável e se está fechado e lacrado;

b) se a tampa do medidor, tampa do bloco de terminais e tampa da chave ou bloco de aferição estão lacradas;

c) se a fiação interna do painel ou caixa de medição está correta e conforme o projeto, desde os terminais dos condutores de interligação de corrente até os elementos de corrente dos medidores;

d) se as constantes estão em conformidade com a memória de cálculo do projeto;

e) a tensão de cada elemento de potencial;

f) a continuidade dos elementos de corrente;

g) a marcha em vazio;

h) as funções de programação, constantes, memória de massa, horário, registros e tele-leitura;

i) data e o horário indicados no medidor conforme horário padrão do SCDE;

j) se a configuração da memória de massa (Data Record) está em conformidade com a declarada pelo fornecedor do medidor;

k) se os códigos de identificação estão em conformidade com a memória de cálculo do projeto e cadastro do SCDE;

l) a calibração dos medidores conforme os requisitos do Anexo II.

4.6.7. O agente responsável pela inspeção deverá realizar o estudo vetorial das correntes, tensão,

seqüência de fases e elaboração do desenho fasorial da medição 4.6.7.1. O agente responsável pela inspeção e o agente acompanhante deverão lacrar, após a

inspeção, todos os pontos cujos lacres foram rompidos. Este procedimento não se aplica ao agente acompanhante se este for consumidor livre.




Seção:

5.3 Revisão:


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4.6.7.2. O agente responsável pela inspeção deverá realizar as ações corretivas necessárias, no ato da inspeção, se for encontrada alguma irregularidade no sistema de medição.

4.6.8. Ao término da inspeção, o agente responsável deverá realizar os seguintes procedimentos:

a) enviar pelo SCDE as notificações de inspeção dos pontos de medição;

b) solicitar pelo SCDE, quando aplicável, a aprovação de alteração de dados do cadastro dos pontos de medição no prazo estabelecido nos procedimentos da CCEE;

c) elaborar os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção dos pontos de medição no prazo de até 2 (dois) dias após o término da inspeção;

d) enviar pelo SCDE os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção dos pontos de medição no prazo estabelecido nos procedimentos da CCEE;

e) arquivar em seu banco de dados as alterações de dados de cadastro, os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção de todos os pontos de medição, por 5 (cinco) anos.

4.6.9. A CCEE analisará as solicitações de alteração de dados cadastrais, os boletins de ocorrência

e os relatórios de inspeção e de manutenção. 4.6.10. A CCEE disponibilizará, por meio do SCDE, todas as informações das inspeções para acesso

dos agentes envolvidos e as enviará ao ONS.. 4.6.11. O ONS receberá os dados e analisará os boletins de ocorrência, os relatórios de inspeção e

de manutenção, e atualizará o seu cadastro. 4.7. Procedimentos de inspeção periódica em consumidores do Grupo B.




Seção:

5.3 Revisão:


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4.7.1. O processo de inspeção periódica consiste em retirar e substituir, nas unidades consumidoras, os medidores eletromecânicos de energia elétrica, que foram selecionados como amostra de um determinado lote, e enviá-los para calibração em laboratório da distribuidora ou da Rede Brasileira de Calibração, com o objetivo de verificar suas condições e subsidiar ações de controle de perdas técnicas.

4.7.1.1. A inspeção periódica deve ser realizada por processo estatístico, elaborado pela

distribuidora, cujo respectivo plano e condições são definidos no Anexo III. 4.7.1.2. A distribuidora deverá programar com o consumidor a data para a realização da inspeção. 4.7.1.3. Ao término da inspeção periódica, a distribuidora deverá elaborar os seguintes

procedimentos:

a) lacrar os pontos do sistema de medição cujos lacres foram rompidos durante a inspeção;

b) enviar ao consumidor, por meio de correspondência específica, as informações referentes às leituras do medidor retirado e do medidor instalado num prazo de até 10 (dez) dias úteis após a inspeção periódica;

c) elaborar os boletins de ocorrência e os relatórios de inspeção periódica dos pontos de medição;

d) arquivar no banco de dados os relatórios de inspeção periódica com os resultados das calibrações, durante 5 (cinco) anos.




Seção:

5.3 Revisão:


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5 MANUTENÇÃO EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO 5.1 Responsabilidades das distribuidoras. 5.1.1 Para com todos os consumidores:

a) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades de manutenção nos sistemas de medição instalados internamente à unidade consumidora, especificamente nos medidores, TC, TP e demais partes ou acessórios disponibilizados para a medição de consumo de energia elétrica ativa ou reativa;

b) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades de manutenção nos sistemas de medição instalados em locais externos à unidade consumidora, inclusive nos equipamentos, caixas, condutores, ramal de ligação e demais partes ou acessórios necessários à medição de consumo de energia elétrica ativa ou reativa;

c) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades necessárias à certificação de padrões de trabalho junto aos organismos metrológicos;

d) estabelecer de comum acordo com os consumidores as datas programadas para realização das manutenções nos sistemas de medição das unidades consumidoras;

e) obedecer as normas e regulamentos de segurança nas unidades consumidoras, para realização das manutenções;

f) guardar as leituras, os boletins de ocorrência, os relatórios de manutenção e as alterações de cadastro feitos nas manutenções por um período de 5 (cinco) anos.

5.1.2 Para com os consumidores livres:

a) atender os pedidos de manutenção nos sistemas de medição, quando solicitados pela CCEE ou pelos consumidores;

b) acordar com a CCEE e com os consumidores as datas programadas para realização de manutenção nos sistemas de medição;

c) emitir as notificações de manutenção, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção;

d) enviar à CCEE, através do SCDE, as notificações de manutenção, os boletins de ocorrência, os relatórios de manutenção e as solicitações de alteração de cadastro do sistema de medição;

e) analisar, em conjunto com a CCEE, as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência de Irregularidade.

5.1.3 Para com os demais acessantes:

a) acordar com a CCEE e com os acessantes as datas programadas para realização de manutenção nos sistemas de medição;

b) atender os pedidos de acesso às suas instalações, para pessoal ou prepostos dos acessantes, para realização das manutenções;




Seção:

5.3 Revisão:


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c) estabelecer acordo para cumprimento das normas e regulamentos de segurança em suas instalações, a serem seguidas pelo pessoal ou prepostos dos acessantes, para realização das manutenções;

d) acompanhar as manutenções nos sistemas de medição dos acessantes instalados nas suas subestações;

e) planejar e fazer os pedidos de trabalho ou liberação de equipamentos para realização das manutenções em suas instalações;

f) lacrar os pontos dos sistemas de medição que foram rompidos;

g) analisar, em conjunto com a CCEE, as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência.

5.2 Responsabilidade dos consumidores: 5.2.1 Responsabilidade de todos consumidores:

a) informar à distribuidora a necessidade de manutenção nos sistemas de medição, quando constatar qualquer defeito ou problema;

b) acordar com a distribuidora as datas programadas para realização das manutenções nos sistemas de medição das unidades consumidoras;

c) atender os pedidos de acesso às instalações das unidades consumidoras, de pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, para realização das manutenções;

5.2.2 Responsabilidade dos consumidores do grupo A:

a) estabelecer acordo para cumprimento das normas e regulamentos de segurança nas instalações das unidades consumidoras, a serem seguidas pelo pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, nas manutenções;

5.2.3 Responsabilidade dos consumidores livres:

a) realizar a manutenção dos meios de comunicação utilizados nos sistemas de medição.

5.3 Responsabilidades dos demais acessantes:

a) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades relativas às manutenções nos sistemas de medição;

b) arcar com o ônus e desenvolver, diretamente ou por prepostos, as atividades necessárias à certificação de padrões de trabalho junto aos organismos metrológicos;

c) elaborar um programa de manutenção preventiva para os seus sistemas de medição e submetê-lo às distribuidoras;

d) acordar com as distribuidoras as datas programadas para realização das manutenções;

e) solicitar a entrada às instalações das distribuidoras para seu pessoal ou prepostos, para realização das manutenções;




Seção:

5.3 Revisão:


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f) cumprir as normas e regulamentos de segurança das distribuidoras, quando forem executar as manutenções;

g) lacrar os pontos dos sistemas de medição, cujos lacres foram rompidos;

h) emitir as notificações de manutenção, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção;

i) enviar a CCEE, através do SCDE, as notificações de manutenção, os boletins de ocorrência, os relatórios de manutenção e as solicitações de alteração do cadastro do sistema de medição;

j) analisar, em conjunto com a CCEE, as irregularidades apresentadas no Termo de Ocorrência;

k) guardar as leituras, os boletins de ocorrência, os relatórios de manutenção e as alterações de cadastro feitos nas manutenções por um período de 5 (cinco) anos.

5.4 Responsabilidades da CCEE.


a) solicitar quando julgar necessário, manutenção no sistema de medição de consumidor livre ou demais acessantes;

b) receber as notificações de manutenção, os relatórios de manutenção, os boletins de ocorrência e as solicitações de alterações de cadastro do sistema de medição, provenientes das manutenções, informados através do SCDE;

c) disponibilizar, através do SCDE, os boletins de ocorrências, os relatórios de manutenção e as solicitações aprovadas de alterações de cadastro do sistema de medição, aos consumidores livres ou demais acessantes;

d) armazenar no banco de dados do SCDE as notificações de manutenção, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção por um período de 5 (cinco) anos.

5.5 Procedimentos de manutenção corretiva em sistemas de medição de consumidores do Grupo

A e do Grupo B. 5.5.1 O consumidor deverá informar, à distribuidora, a necessidade de manutenção corretiva,

quando verificar defeito ou problema no sistema de medição. 5.5.2 A distribuidora deverá informar ao consumidor a data para a realização da manutenção

corretiva. 5.5.3 A distribuidora deverá realizar as ações corretivas necessárias no sistema de medição

instalado internamente ou externamente à unidade consumidora substituindo os equipamentos defeituosos ou reparando os defeitos e problemas de conexão, fiação e acessórios do sistema de medição.

5.5.4 Ao término da manutenção a distribuidora deverá realizar os seguintes procedimentos:

a) lacrar os pontos do sistema de medição cujos lacres foram rompidos;




Seção:

5.3 Revisão:


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b) enviar ao consumidor, no caso de substituição de medidor, por meio de correspondência específica, as informações referentes às leituras do medidor retirado e do medidor instalado num prazo de até 3 (três) dias úteis após a manutenção;

c) elaborar os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção;

d) arquivar no banco de dados as alterações de dados cadastrais, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção, durante 5 (cinco) anos.

5.6 Procedimentos de manutenção corretiva em sistemas de medição de consumidores livres e

demais acessantes 5.6.1 Deverão ser realizados pelos acessantes, quando responsáveis pelos seus sistemas de

medição, ou pelas distribuidoras, quando responsáveis pelos sistemas de medição dos consumidores livres.

5.6.2 O agente acompanhante deverá fiscalizar as manutenções nos sistemas de medição nas

suas instalações. Este procedimento é opcional para o agente acompanhante se este for consumidor livre.

5.6.3 O agente responsável deverá enviar através do SCDE, as notificações de manutenção dos

pontos de medição na data da identificação do defeito ou falha. 5.6.4 O agente responsável deverá solicitar a realização da manutenção, ao agente acompanhante

e informar a data programada para a sua realização com antecedência de 3 (três) dias úteis. 5.6.5 Para manutenção corretiva em sua subestação, a distribuidora deverá emitir os pedidos de

trabalho e, caso necessário, os pedidos de liberação de equipamentos na data da solicitação da manutenção. Em caso de não liberação do serviço na data programada, por restrições operativas do sistema elétrico, o acessante deverá acordar nova data para o serviço.

5.6.6 O agente responsável e o agente acompanhante deverão lacrar, após a manutenção, todos

os pontos cujos lacres foram rompidos. Este procedimento não se aplica ao agente acompanhante se este for consumidor livre.

5.6.7 Ao término da manutenção, o agente responsável deverá realizar os seguintes

procedimentos:

a) enviar através do SCDE, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção dos pontos de medição no prazo estabelecido nos procedimentos da CCEE;

b) solicitar através do SCDE, quando aplicável, a aprovação de alteração de dados do cadastro dos pontos de medição no prazo estabelecido nos procedimentos da CCEE;

c) arquivar em seu banco de dados as alterações de dados de cadastro, os boletins de ocorrência e os relatórios de manutenção de todos os pontos de medição, por 5 (cinco) anos.

5.6.8 A CCEE analisará as solicitações de alteração de dados de cadastro, os boletins de

ocorrência e os relatórios de manutenção e inspeção.




Seção:

5.3 Revisão:


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5.6.9 A CCEE disponibilizará, por meio do SCDE, todas as informações para acesso dos agentes envolvidos e enviará esses dados ao ONS.

5.6.10 O ONS receberá os dados, e analisará os boletins de ocorrência e os relatórios de

manutenção e atualizará o seu cadastro.

5.7 Procedimentos de manutenção preventiva em sistemas de medição de consumidores livres e

demais acessantes. 5.7.1 Deverá ser realizada pelos acessantes quando responsáveis pelos seus sistemas de

medição, ou pelas distribuidoras, quando responsáveis pelos sistemas de medição dos consumidores livres.

5.7.2 A periodicidade para a manutenção preventiva dos sistemas de medição deverá ser de 2

(dois) anos. Essa periodicidade poderá ser alterada em função do histórico de ocorrências observado em todas as instalações.

5.7.3 Caso sejam realizadas inspeções programadas ou solicitadas no ponto de medição, pode-se

adiar a manutenção preventiva pelo período de até dois anos a critério do Agente responsável. A postergação dessa manutenção contará a partir da data da inspeção.

5.7.4 O programa de manutenção preventiva dos sistemas de medição deverá ser realizado pelo

agente responsável. O programa deverá conter no mínimo as seguintes informações:

a) listagem de subestações, usinas ou unidades consumidoras;

b) listagem de pontos de conexão, de geração bruta ou interligação;

c) agentes envolvidos;

d) programação de datas e horários dos serviços.

5.7.5 O agente responsável pelo SMF enviará à CCEE, por meio do SCDE, os boletins de

ocorrência e os relatórios de manutenção dos pontos de medição sob sua responsabilidade e arquivará todas as leituras e boletins.

5.7.6 A CCEE analisará as solicitações de alteração de dados de cadastro, os boletins de

ocorrência e os relatórios de manutenção e inspeção. 5.7.7 A CCEE disponibilizará, por meio do SCDE, todas as informações para acesso dos agentes

envolvidos e enviará esses dados para o ONS.




Seção:

5.3 Revisão:


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5.7.8 O ONS receberá os dados, e analisará os boletins de ocorrências e os relatórios de manutenção e, se necessário, atualizará o seu cadastro.

5.7.9 As atividades do processo de manutenção preventiva dos sistemas de medição de

consumidores livres e demais acessantes, devem seguir as orientações das inspeções programadas ou solicitadas.

6 TERMO DE OCORRÊNCIA DE IRREGULARIDADE 6.1 Constatando a ocorrência de qualquer irregularidade nos sistemas de medição instalados em

instalações das distribuidoras ou instalados internamente ou externamente às unidades consumidoras, o agente responsável pelo sistema de medição deverá elaborar o Termo de Ocorrência de Irregularidade, contendo as seguintes informações:

a) identificação completa do consumidor;

b) endereço da unidade consumidora;

c) código de identificação da unidade consumidora;

d) atividade desenvolvida;

e) tipo e tensão de fornecimento;

f) tipo de medição;

g) identificação e leitura(s) do(s) medidor(es) e demais equipamentos auxiliares de medição;

h) selos ou lacres encontrados e deixados;

i) descrição detalhada do tipo de irregularidade;

j) relação da carga instalada ou da capacidade de carga;

k) identificação e assinatura do agente responsável e do agente acompanhante;

l) outras informações julgadas necessárias.

6.2 O agente responsável deverá entregar o Termo de Ocorrência de Irregularidade ao agente

acompanhante, mediante recibo, ou enviar pelo serviço postal com aviso de recebimento, no prazo de até 2 (dois) dias.

6.3 O agente responsável deverá realizar as ações corretivas necessárias para regularizar o

sistema de medição.




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5.3 Revisão:


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Anexo I – Registro de dados dos equipamentos de medição

DADOS DO PONTO DE MEDIÇÃO IDENTIFICAÇÃO

NOME DA SE

DISTRIBUIDORA/PERMISSIONÁR.

AGENTE ACESSANTE

ENDEREÇO

BAIRRO

CIDADE

ESTADO

CEP

TELEFONE

TELEFONE DE TELELEITURA

PONTO DE CONEXÃO

TENSÃO (KV)

� DA LINHA

DEMANDA CONTRATADA (MW)

CAPACI. MÁX. PONTO MED.

DADOS DOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL FASE

A FABRICANTE

MODELO / TIPO

NÚMERO SÉRIE

NUMERO PATRIM.

RELAÇÃO EXIST.

RELAÇÃO UTILIZ.

LOCALI Z. NA SE

B

C FASE

A EXATIDÃO 1O ENROLA

EXATIDÃO 2OENROLA

ANO FABRICAÇÃO

POTÊNCIA TÉRMICA

SELO DEIXADO SELO DEIXADO

B

C CARGA IMPOSTA AO SEC.

SELO DEIXADO CJTP

SELO DEIXADO CJTP

BITOLA CABO INTERLIG.

COMPRI. CABO INTERLIG.

DADOS DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE

FASE

A FABRICANTE

MODELO / TIPO

NÚMERO SÉRIE

NUMERO PATRIM.

RELAÇÃO EXIST

RELAÇÃO UTILIZ

LOCAL NA SE

B

C FASE

A EXATIDÃO 1O ENROL

EXATIDÃO 2OENROL

ANO FABRICAÇÃO

FATOR TÉRMICO


B

C CARGA IMPOSTA AO SECUNDÁRIO

SELO DEIXADO CJTP

SELO DEIXADO CJTP

BITOLA CABO INTERLIGAÇÃO

COMPRIMENTO CABO INTERLIG.

DADOS DO MEDIDOR

FABRICANTE

MODELO / TIPO

� � � � � � � � � � �

CORRENTE NOMINAL (A) TENSÃO NOMINAL (V)

CONSTANTE PRIMÁRIA DO MEDIDOR

DATA DA ÚLTIMA CALIBRAÇÃO

DATA DA INSTALAÇÃO

EXATIDÃO


BLOCO DE AFERIÇÃO DO MEDIDOR

MARCA

MODELO/TIPO

SELO DEIXADO

SELO DEIXADO

MEDIDAS ELETRICAS VERIFICADAS NA INSTALAÇÃO DA MEDIÇÃO

FASE

A TENSÃO SECUNDÁRIA (V) CORRENTE SECUNDÁRIA (A) OUTRAS MEDIDAS

B C

RELAÇÃO DE ENSAIOS FEITOS NOS EQUIPAMENTOS

DADOS DO CANAL DE COMUNICAÇÃO

RELAÇÃO DOS ENSAIOS FEITOS NO CANAL DE COMUNICAÇÃO

OBSERVAÇÕES EXECUTOR : ACOMPANHANTE: DATA:




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Anexo II – Requisitos para calibração de medidores de energia elétrica no campo

1. Para o medidor eletromecânico de energia elétrica ativa, usar os critérios do RTM da portaria 246/2002 do INMETRO.

2. Para o medidor eletromecânico de energia elétrica ativa com registrador de demanda indicada, usar os critérios do RTM da portaria 246/2002 do INMETRO e também os critérios da norma NBR 10294 – Registrador de Demanda Máxima, tipo Mecânico – Método de Ensaio.

3. Para o medidor eletromecânico de energia elétrica reativa, usar os critérios do RTM aplicável do INMETRO ou a norma NBR 8374 – Medidor de energia reativa – Ensaios.

4. Para o medidor eletrônico de energia elétrica, usar os critérios do RTM aplicável do INMETRO ou a norma NBR 14520 – Medidores eletrônicos de energia elétrica (estáticos) – Método de ensaio.

5. O sistema de calibração deve possuir rastreabilidade aos padrões do INMETRO e deve estar acompanhado do seu respectivo certificado de calibração. Sua incerteza deve ser no mínimo três vezes menor do que a classe de exatidão do medidor em calibração.

6. A fonte de corrente/tensão, carga artificial e padrão de trabalho devem ser energizados, antes da calibração, durante o tempo necessário, especificado pelo fabricante, para fim de estabilização térmica.

7. As eventuais variações de erro do medidor em calibração não podem exceder os limites percentuais admissíveis estabelecidos no RTM aplicável, ou norma pertinente.




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Anexo III – Plano e condições para a inspeção periódica em medidores das unidades consumidoras do Grupo B

1. Condições Gerais.

1.1 Os lotes de medidores de energia elétrica deverão ser inspecionados após 15 (quinze) anos de serviço e com periodicidade de 5 (cinco) anos. Os lotes não inspecionados dentro da periodicidade estabelecida manterão sua validade até a próxima inspeção.

1.2 Os exames e ensaios, na inspeção periódica, não são efetuados em todos os medidores que fazem parte do lote, mas em todos os medidores da amostra.

1.3 A inspeção periódica será realizada em lotes de medidores em serviço, utilizando o plano de amostragem dupla.

1.4 Os ensaios relativos à inspeção periódica serão realizados em laboratório da distribuidora ou da Rede Brasileira de Calibração.

2. Formação dos Lotes.

2.1 O lote deverá ser homogêneo e ter as seguintes características comuns a todos os medidores:

a) marca e modelo;

b) monofásico/polifásico;

c) ano de fabricação;

d) tensão nominal;

e) corrente nominal;

f) corrente máxima;

g) constante do medidor.

2.2 Para fins de validade estatística do processo de inspeção, o lote não poderá ultrapassar a 35.000 unidades.

2.3 O lote não poderá ultrapassar a quantidade correspondente a 01 ano de aquisição de medidores da distribuidora.

3. Formação da Amostra.

3.1 Os medidores que comporão a amostra devem ser escolhidos aleatoriamente do lote.

3.2 A amostra deve ser formada conforme condições a seguir:

a) Para lotes com um número de medidores N ≤ 10000, 50 (cinqüenta) medidores mais 10 (dez) de reserva;

b) Para lotes com um número de medidores N > 10000, 80 (oitenta) medidores mais 20 (vinte) de reserva;

c) Na amostragem dupla, a quantidade de medidores inspecionada na 2ª amostra deve ser igual à da 1ª amostra.




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5.3 Revisão:


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3.3 Poderão compor a amostra, os medidores que se enquadrarem nas seguintes condições:

a) verificação da homogeneidade - todos os medidores devem ser de mesma marca, modelo, ano, tensão e correntes nominais e constantes;

b) Inspeção geral do medidor - o medidor deve estar com todas as partes, peças e dispositivos em perfeitas condições de conservação e funcionamento;

c) inspeção da selagem da tampa do medidor - todos os pontos do plano de selagem, exceto da tampa do bloco de terminais, devem estar lacrados e em perfeitas condições e sem evidências de violação;

3.4 Os medidores manipulados, danificados ou não aplicáveis devem ser substituídos por medidores reserva.

4. Ensaios.

4.1 Ensaio da marcha em vazio.

4.1.1 O ensaio deve ser realizado com o medidor sem carga, na tensão de alimentação e freqüência nominais e circuitos de potencial energizados.

4.1.2 O medidor é considerado reprovado se o elemento móvel efetuar uma rotação completa, no período menor ou igual a 15 minutos. Os resultados devem atender as condições das Tabelas 1 e 2 desta seção.

4.2 Calibração.

4.2.1 O erro máximo admissível para os medidores deverá ser de +/-3,5% em qualquer uma das 03 condições indicadas na Tabela 3 desta seção.

4.2.2 Cada condição deverá ser repetida 03 vezes e o resultado final será a média aritmética dos 03 resultados parciais. O ensaio deve ser repetido se a diferença entre qualquer resultado parcial exceder à metade da classe do medidor. Se a diferença se mantiver, o medidor deve ser computado como falho.

4.2.3 O erro percentual final do medidor sob ensaio deverá ser corrigido, tendo como referência o erro percentual do sistema de medição constante do certificado de calibração.

4.2.4 A incerteza do sistema de calibração deverá ser no mínimo 3 vezes menor que a classe de exatidão do medidor sob ensaio.

4.2.5 A execução dos ensaios deve estar de acordo com o RTM pertinente e os resultados devem atender as condições das Tabelas 1 e 2.




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Tabela 1 - Aceitação ou Rejeição em 1a Amostra

Número de medidores defeituosos Resultado

Lote N ≤ 10.000 Lote N >10.000

1. Aceitação 0 a 2 0 a 3

2. Rejeição 5 ou mais 7 ou mais

3. 2a Amostra 3 a 4 4 a 6

Tabela 2 – Aceitação ou Rejeição em 2a Amostra

Número de medidores defeituosos Resultado

Lote N ≤ 10.000 Lote N >10.000

1. Aceitação 6 (total) 8 (total)

2. Rejeição 7 ou mais (total) 9 ou mais (total)

Tabela 3 - Variação da corrente

Condição Percentagem da corrente nominal

Medidores Carga dos medidores Polifásicos

1 10% da In e FP=1 Monofásicos/Polifásicos Equilibrada

2 100% da In e FP=1 Monofásicos/Polifásicos Equilibrada

3 100% da In e FP=0,5 Monofásicos/Polifásicos Equilibrada

5. Procedimentos Finais

5.1 A rejeição da amostra implicará na substituição do respectivo lote em até 1 ano a partir da

realização da inspeção. 5.2 Ao final da Inspeção Periódica, a distribuidora deve analisar o teor da documentação e

providenciar o cumprimento das disposições constantes neste Procedimento. 5.3 Os relatórios de calibração dos medidores deverão ser apresentados juntamente com os

relatórios de calibração do padrão utilizado. Este padrão deverá estar rastreado à referência nacional.

5.4 Os lotes de medidores rejeitados na inspeção periódica poderão ser reutilizados desde que

todos os medidores que o compõem sejam recondicionados e aprovados segundo as regras do RTM do INMETRO específico.




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5.4 Revisão:


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SEÇÃO 5.4 – LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO 1 OBJETIVO 1.1 Esta seção estabelece os procedimentos básicos para leitura, registro, compartilhamento e

disponibilização das informações de medição de grandezas elétricas dos agentes conectados, acessados ou acessantes, ao sistema de distribuição.

2 CRITÉRIOS GERAIS 2.1 São tratadas as medições permanentes e de campanha para faturamento, planejamento da

expansão do sistema de distribuição e qualidade da energia elétrica dos agentes. 2.2 A medição de grandezas elétricas dos medidores instalados nas unidades consumidoras

através de leitura remota ou local poderá ser usada para o planejamento da expansão do sistema de distribuição pelos órgãos regulador e fiscalizador, objetivando a caracterização da curva de carga das distribuidoras.

2.3 A medição de grandezas elétricas dos medidores instalados nas unidades consumidoras

através de leitura remota ou local poderá ser usada para fins de avaliação, pelos órgãos regulador e fiscalizador, da qualidade da energia elétrica do sistema de distribuição.

3 PROFISSIONAIS ENVOLVIDOS NOS PROCEDIMENTOS DE MEDIÇÃO 3.1 A distribuidora deverá manter equipe de profissionais autorizados para atuação em

procedimentos de medição. 3.2 A distribuidora deverá manter documentação comprobatória da habilitação, capacitação,

qualificação e autorização dos profissionais envolvidos em procedimentos de medição de grandezas elétricas, bem como um registro contendo os treinamentos realizados por estes profissionais.

3.3 Para o exercício das atividades pertinentes à medição de grandezas elétricas, nas instalações

elétricas da distribuidora ou dos demais acessantes, os profissionais devem possuir autorização formal do agente contratante.

3.4 A distribuidora deverá disponibilizar um sistema de identificação que permita, a qualquer

tempo, ser verificada a habilitação, capacitação, qualificação e autorização de cada profissional de sua equipe, incluindo os profissionais das empresas contratadas e subcontratadas pela distribuidora.




Seção:

5.4 Revisão:


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3.5 A distribuidora deverá estabelecer um processo de treinamento aos profissionais de sua equipe e subcontratados referente às normas técnicas e os procedimentos de segurança necessários para exercício de atividades de medição.

4 PROCEDIMENTOS DE LEITURA DOS MEDIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA 4.1 A medição de grandezas elétricas dos consumidores ocorrerá através de leitura local ou

remota dos medidores instalados nas unidades consumidoras. 4.2 No caso de leitura local:

a) poderá ser realizada visualmente a partir dos mostradores dos medidores ou por intermédio da utilização de leitoras ou programadoras com transmissão de dados;

b) o consumidor deve assegurar o livre acesso dos profissionais, devidamente identificados, aos

locais em que os equipamentos de medição estiverem instalados, respeitadas as regras de segurança das instalações;

c) a distribuidora deverá organizar e manter atualizado o calendário das respectivas datas

fixadas para a leitura dos medidores, o qual está sujeito à fiscalização da ANEEL;

d) a distribuidora deverá comunicar ao consumidor, previamente por escrito, as modificações nas datas do calendário de leitura;

e) a distribuidora deverá efetuar as leituras em intervalos de aproximadamente 30 (trinta) dias,

observados o mínimo de 27 (vinte e sete) e o máximo de 33 (trinta e três) dias, de acordo com o calendário respectivo;

f) havendo necessidade de remanejamento de rota ou reprogramação do calendário de leitura,

excepcionalmente, as leituras poderão ser realizadas em intervalos de, no mínimo, 15 (quinze) e, no máximo, 47 (quarenta e sete) dias, devendo a modificação ser comunicada aos consumidores, por escrito, com antecedência mínima de um ciclo completo de faturamento;

g) as leituras dos medidores das unidades consumidoras do Grupo B poderão ser efetuadas em

intervalos de até 3 (três) ciclos consecutivos - definindo um intervalo plurimensal de leitura - de acordo com o calendário próprio, nos seguintes casos:

i. unidades consumidoras situadas em área rural; ii. localidades com até 1000 (mil) unidades consumidoras; iii. unidades consumidoras com consumo médio mensal de energia elétrica ativa igual ou

inferior a 50 kWh (cinqüenta quilowatts-hora).

h) a adoção de leitura dos medidores em intervalo plurimensal, deverá ser precedida de divulgação aos consumidores, descrevendo o processo utilizado para leitura;

i) no processo de leitura em intervalo plurimensal, o consumidor poderá realizar a auto-leitura

mensal dos respectivos medidores, respeitadas as datas fixadas pela distribuidora.




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5.4 Revisão:


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j) a distribuidora deverá orientar os consumidores sobre os corretos procedimentos quando da

realização da auto-leitura 4.3 No caso de leitura remota:

a) a distribuidora deverá fornecer a infra-estrutura necessária para realização das leituras, incluindo instalação e configuração dos equipamentos de medição, bem como a disponibilização dos canais de comunicação para transmissão dos dados coletados;

b) excepcionalmente, no caso de leitura remota de consumidores livres, o fornecimento da infra-

estrutura será de responsabilidade destes consumidores. 5 PROCEDIMENTOS DE TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES 5.1 A distribuidora deverá estabelecer um padrão para tratamento das informações relativas às

medições realizadas. Deve ser mantido um banco de dados de medição, contendo os dados cadastrais de cada unidade consumidora e as informações referentes às medições realizadas.

5.2 As distribuidoras deverão disponibilizar, quando solicitado, as informações de medição das

leituras realizadas, bem como as constantes dos equipamentos de medição e os cálculos utilizados para geração de fatura dos seus consumidores.

5.3 As distribuidoras deverão estar preparadas para disponibilizar, no mínimo, as seguintes

informações relativas aos sistemas de medição para faturamento, exceto para consumidores do Grupo B:

a) demanda

b) consumos de energia elétrica ativa e reativa;

c) fator de potência;

d) excedentes de energia;

e) demandas reativas;

f) na falta destes dados, deverá ser informado o critério utilizado na estimativa.

5.4 Para os agentes de distribuição membros da CCEE, os medidores de energia deverão estar

instalados e configurados em condições de fornecer as seguintes informações:

a) parâmetros do medidor;

i. número de série do medidor de energia; ii. código de identificação da CCEE (código alfanumérico de, no mínimo, 14 posições);




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iii. constante de integração ou intervalo de integração (tempo entre dois registros de medição, em segundos);

iv. relação do TP; v. relação do TC.

b) dados de energia, para agentes acessantes;

i. energia ativa fornecida/recebida, de 5 em 5 minutos; ii. energia reativa indutiva/capacitiva, de 5 em 5 minutos ; iii. energia ativa fornecida/recebida, de 5 em 5 minutos, com compensação de perda,

fornecendo, no mínimo, os valores de energia compensados; iv. energia reativa indutiva/capacitiva, de 5 em 5 minutos, com compensação de perda,

fornecendo no mínimo, os valores de energia compensados; v. os medidores que trabalham com compensação de perdas deverão fornecer, no mínimo,

os valores de energia compensados.

c) dados de engenharia;

i. tensão RMS fase neutro, por fase ou fase-fase; ii. corrente por fase.

d) alarmes.

i. log de eventos do medidor de energia, contendo causa e efeito (código e descrição dependendo do modelo do medidor).

5.5 Os medidores de energia elétrica que atuarão no fornecimento de informações para cálculo da

curva de carga para fins tarifários e cálculos de perdas deverão disponibilizar as seguintes informações (dados registrados de 5 em 5 minutos):

i. potência ativa; ii. potência reativa;

5.6 Os medidores de energia que atuarão na aferição da qualidade de energia do sistema de

distribuição deverão fornecer as seguintes informações:

a) tensão RMS fase neutro, por fase ou fase-fase;

b) fator de potência;

c) distorções harmônicas;

d) desequilíbrio de tensão;

e) flutuação de tensão;

f) variações de tensão de curta duração;




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g) interrupções.

6 PRAZOS DE REGISTRO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO 6.1 A distribuidora deverá armazenar os históricos de leitura e de faturamento referentes aos

últimos 60 (sessenta) ciclos consecutivos e completos, armazenados em banco de dados, para fácil disponibilização para consulta pelos consumidores e pela ANEEL.

7 DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO 7.1 As informações armazenadas no banco de dados de medição das distribuidoras deverão ser

disponibilizadas para estudos de planejamento e qualidade da energia na própria distribuidora ou serem transferidas, quando solicitado, para a ANEEL. Recomenda-se a utilização do formato público descrito na norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização.

7.2 A distribuidora deverá disponibilizar, no mínimo, os 13 (treze) últimos históricos de leitura para

consulta em tempo real, em meio magnético ou ótico, para fins de fiscalização pela ANEEL e para a consulta dos consumidores.

7.3 As distribuidoras deverão garantir em seus sistemas de divulgação de informações de medição

a confidencialidade dos dados cadastrais dos agentes conectados ao seu sistema de distribuição.

7.4 As distribuidoras deverão armazenar os dados provenientes de medições para planejamento

da expansão do sistema de distribuição e à aferição da qualidade de energia elétrica. Tais dados serão comparados com os indicadores de conformidade estabelecidos pela ANEEL e deverão ser disponibilizados para os consumidores.

Documents

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL ... · padronização da norma NBR 14522 - Intercâmbio de Informações para Sistemas de Medição de Energia Elétrica – Padronização