agência nacional de energia elétrica – aneel … · requisitos da norma nbr 14522. 3.9 para...

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

Documento: PND1A-DE8-0550 Rev.: 0

Data: 20/12/2005

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............................................................................................................... 6

SEÇÃO 5.2 - ESPECIFICAÇÕES DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO.................................................... 7

1 OBJETIVO ................................................................................................................................... 7

2 METODOLOGIA .......................................................................................................................... 7

3 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE USO PERMANENTE ................................................................................................................................... 7

4 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO PERMANENTE ................................................................................................................................. 12

5 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO TEMPORÁRIO .................................................................................................................................. 17

6 CARACTERÍSTICAS MÍNIMAS PARA OS SISTEMAS DE MEDIÇÃO....................................... 19

SEÇÃO 5.3 – IMPLANTAÇÃO, INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO .... 22

1 OBJETIVO ................................................................................................................................. 22

2 DIRETRIZES GERAIS ............................................................................................................... 22

3 IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO....................................................................... 22

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

5 MANUTENÇÃO EM SISTEMAS DE MEDIÇÃO ......................................................................... 44

6 TERMO DE OCORRÊNCIA DE IRREGULARIDADE ................................................................. 49

SEÇÃO 5.4 – LEITURA, REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO........................................................................................................ 55

1 OBJETIVO ................................................................................................................................. 55

2 CRITÉRIOS GERAIS ................................................................................................................. 55


3 PROFISSIONAIS ENVOLVIDOS NOS PROCEDIMENTOS DE MEDIÇÃO ............................... 55

4 PROCEDIMENTOS DE LEITURA DOS MEDIDORES DE ENERGIA ELÉTRICA...................... 56

5 PROCEDIMENTOS DE TRATAMENTO DAS INFORMAÇÕES................................................. 57

6 PRAZOS DE REGISTRO DE INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO................................................... 59

7 DISPONIBILIZAÇÃO DAS INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO ....................................................... 59


Assunto: Introdução

Seção:

5.0 Revisão:

0 Data de Vigência:

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SEÇÃO 5.0 – INTRODUÇÃO 1 OBJETIVO 1.1 O objetivo do Módulo 5 – Sistemas de Medição é 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 São apresentados os requisitos básicos mínimos para a especificação dos materiais e

equipamentos, projeto, montagem e comissionamento dos sistemas de medição, e para a execução das calibrações, manutenção e reparos.

1.3 Os procedimentos estabelecidos são fundamentais para que os sistemas de medição sejam

instalados e mantidos dentro dos padrões de exatidão necessários ao faturamento e controle do processo de contabilização de energia elétrica no âmbito das distribuidoras e da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, para a apuração de demanda pelo ONS e para os demais agentes.

1.4 As disposições estão de acordo com a legislação vigente, as exigências do INMETRO, as

normas técnicas da ABNT, tendo sido considerados ainda, para sua elaboração, o Módulo 12 dos Procedimentos de Rede - Medição para Faturamento - e a especificação técnica da CCEE para o sistema de medição para faturamento de energia.

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, CALIBRAÇÃO 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 5.5 – REGISTRO, COMPARTILHAMENTO E DISPONIBILIZAÇÃO DAS

INFORMAÇÕES DE MEDIÇÃO - estabelece os procedimentos básicos para leitura, registro,


Assunto: Introdução

Seção:

5.0 Revisão:


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

3 DISPOSIÇÕES GERAIS 3.1 Os sistemas de medição devem fornecer a demanda em kW para faturamento dos encargos

relativos ao uso dos sistemas de distribuição e a energia em kWh para faturamento do consumo de energia dos consumidores da concessionária, e dos montantes de energia elétrica gerada ou para fins de contabilização no âmbito da CCEE, quando aplicável.

3.2 Os sistemas de medição, onde aplicável, devem registrar e fornecer curvas de carga para a

operação e o planejamento da expansão do sistema de distribuição e parâmetros para relativos à qualidade da energia elétrica.

3.3 Os sistemas de medição deverão medir as grandezas das unidades consumidoras de acordo

com a classe de exatidão especificada: a) dados de consumo em kWh e kvarh onde aplicável para os consumidores do Grupo B; b) dados de consumo em kWh e kvarh, excedentes de reativo e demanda máxima em kW para

os consumidores do Grupo A faturados pela tarifa convencional; c) dados de consumo em kWh e kvarh, excedentes de reativo e demanda em kW para os

consumidores do Grupo A faturados pela tarifa azul, com medições de consumo e demanda na ponta e fora de ponta;

d) dados de consumo em kWh e kvarh, excedentes de reativo e demanda máxima em kW para

os consumidores do Grupo A faturados pela tarifa verde, com medições de consumo na ponta e fora de ponta;

3.4 A localização e especificação das instalações físicas para instalação e manutenção dos

equipamentos de medição, bem como aspectos do relacionamento entre os acessados e acessantes para fins de operacionalização da medição estão definidos no Módulo 3 – Acesso aos Sistemas de Distribuição.

3.5 As alterações das normas de distribuição e/ou padrões técnicos das concessionárias ou

permissionárias 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 O objetivo desta seção é identificar a abrangência e a 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

no sistema de distribuição e devem ser observadas pelos acessados e acessantes, novos ou existentes.

2.2 Poderão ser realizadas pelos medidores para faturamento existentes nos pontos de conexão, a

medição e a coleta de dados referentes: a) à qualidade da energia elétrica (QEE); b) às cargas do sistema de distribuição; c) à demanda de potência ativa e reativa para estudos de previsão de demanda.

3 RESPONSABILIDADES 3.1 A distribuidora é o agente responsável técnica e financeiramente pelos sistemas de medição

dos consumidores novos acessantes. 3.2 O consumidor livre novo acessante é o responsável financeiro pelo sistema de comunicação

para atender às especificações do ONS/CCEE. 3.3 Os consumidores já conectados, que exercerem a opção de consumidores livres, são

responsáveis financeiramente pelas adequações do sistema de medição, inclusive pelo sistema de comunicação, para atender às especificações do ONS/CCEE.


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 continua e definitiva e os de uso temporário utilizados de forma eventual, em campanhas de medidas, para diagnósticos e subsídios a estudos e projetos.

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 ou caixa ou cubículo de medição.

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

curto-circuitar os 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 ou 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 IP 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.



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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 pontos a serem utilizados na contabilização da CCEE, este método de medição deverá ser autorizado pelo ONS e pela CCEE;

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) o método alternativo de compensação de perdas que pode ser aplicado apenas nos sistemas de medição das unidades consumidoras do Grupo A, nos casos que não forem instalados os medidores com medição das perdas de transformação, é efetuar os acréscimos aos valores medidos de energia elétrica ativa, demandas de potência e consumo de energia elétrica reativa excedente conforme segue:

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 horo-

sazonal, devem permitir o registro dos dados por período horário e sazonal conforme os requisitos da norma NBR 14522.

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, tanto para os casos de operação com o fluxo de potência em sentido direto quanto em sentido inverso.

3.10 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.

3.11 Os medidores aprovados devem ser identificados e selados. 3.12 Os medidores devem ter as condições técnicas e metrológicas necessárias para a medição nos

pontos de conexão: a) em dois, três ou quatro fios para medidores eletromecânico de energia ativa ligados em BT; b) em três ou quatro fios para medidores eletromecânico de energia reativa ligados em BT; c) em dois, três ou quatro fios para medidores eletrônicos de energia elétrica ativa ligados em

BT; d) em três ou quatro fios para medidores eletrônicos de energia elétrica ativa, reativa e da

demanda ligados em MT e AT. 3.13 Os medidores eletromecânicos ou eletrônicos utilizados na classe de consumidores do Grupo

B podem ser utilizados também para as classes de consumidores dos Subgrupos AS, A3a e A4, exceto para consumidores livres.



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3.14 Os medidores eletrônicos de fabricação nacional e os importados comercializados no Brasil devem obedecer ao disposto na portaria INMETRO 262/2002.

3.15 Os medidores eletrônicos: a) devem atender a todos os requisitos metrológicos pertinentes à classe de exatidão, prescritos

na NIE-DIMEL-036; b) deve ter sua classe de exatidão conforme o grupo de conexão do acessante, de acordo com a

Tabela 1; c) adquiridos após o prazo estabelecido na portaria 149 de 06/09/2004 devem ter seus modelos

aprovados por portaria específica, emitida pelo INMETRO; d) que já foram adquiridos, cujos modelos não tenham sido aprovados pelo INMETRO, poderão

ser utilizados, se atenderem aos requisitos relativos aos medidores já em uso, da portaria 262 de 30/12/2002 do INMETRO;

e) de conjuntos de medição de consumidores em BT, embutidos ou não, devem ter seus modelos aprovados por portaria específica, emitida pelo INMETRO;

f) devem ser providos de sistema de preservação dos registros durante as perdas de alimentação;

g) devem ser providos, quando necessário, de saídas de pulsos adequadas para controladores de demanda ou para suporte a programa de GLD - Gerenciamento pelo Lado da Demanda.

3.16 Os conjuntos de medição ligados em BT, embutidos ou não, devem ter seus modelos

aprovados por portaria específica, emitida pelo INMETRO. 3.17 Os TP ou TC, ou conjuntos de medição novos ou reparados só poderão ser empregados no

sistema de medição, quando aprovados em inspeção de recebimento pela distribuidora, na ausência de verificação inicial ou após reparo, pelos organismos metrológicos.

3.18 Aquisição de leituras 3.18.1 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, e/ou com leitora direcional ou acoplada, no caso de medidores eletrônicos ou registradores digitais providos de porta de comunicação.

3.18.2 Os sistemas de medição podem permitir também, quando aplicável, a leitura remota direta

com os medidores eletrônicos ou registradores digitais através de canais de comunicação. 3.18.3 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.

3.18.4 Para os pontos de medição utilizados na contabilização da CCEE, devem ser obedecidos os

requisitos de leitura estabelecidos pela mesma. 3.19 Protocolos de comunicação



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3.19.1 Os protocolos utilizados devem ser abertos e documentados detalhadamente, possibilitando sua configuração, parametrização e os demais procedimentos necessários à sua plena utilização.

3.19.2 Para os medidores eletrônicos e registradores digitais de fabricação nacional pode-se usar o

protocolo padronizado pela norma NBR 14522. 3.20 Qualidade de energia elétrica

3.20.1 Os medidores eletrônicos, utilizados para faturamento de energia elétrica, com capacidade

de registro de dados 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.

3.20.2 A caracterização dos fenômenos e definição dos parâmetros e metodologias de medições,

estão no Módulo 8 – Qualidade de Energia Elétrica. 3.21 Localização dos pontos de medição para faturamento de energia elétrica 3.21.1 Para unidades consumidoras do Grupo B:

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

b) a distribuidora pode optar por 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.

3.21.2 Para unidades consumidoras do Grupo A:

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

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

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

UNIDADE CONSUMIDORA DO GRUPO A Medição no lado de alta tensão

TRAFO

TP TC

SISTEMA DE MEDIÇÃO



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b) o sistema de medição pode ser instalado no lado de baixa tensão do transformador de potência, 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:

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

d) 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, como exemplo:

SISTEMA DE DISTRIBUIÇÃO

UNIDADE CONSUMIDORA DO SUBGRUPO A4 Medição no lado de baixa tensão

TRAFO TC


TP

Nota: no caso de ligações do subgrupo A4, os TC e TP podem não ser necessários.



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3.21.3 Para os pontos de medição utilizados na contabilização da CCEE, a localização deverá ser

conforme as especificações do ONS e da CCEE. 4 REQUISITOS TÉCNICOS MÍNIMOS PARA OS EQUIPAMENTOS DE MEDIÇÃO DE USO

PERMANENTE 4.1 Medidores eletromecânicos de energia elétrica ativa e reativa 4.1.1 O número de elementos motores, de fios, tipo, corrente, tensão, freqüência e demais

características elétricas e compatibilidade eletromagnética devem obedecer ao RTM do INMETRO.

4.1.2 Classe de exatidão

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

b) os medidores de energia reativa devem atender a todos os requisitos metrológicos pertinentes à classe de exatidão da norma NBR 8374;

c) a classe de exatidão do medidor deve ser conforme o grupo de conexão do consumidor, conforme Tabela 1.

4.1.3 Modelos aprovados

a) os medidores monofásicos de energia elétrica ativa que foram adquiridos após 1966 e os medidores polifásicos de energia elétrica ativa que foram adquiridos após 1997 devem ter seus modelos aprovados por portaria específica emitida pelo INMETRO;

b) os medidores monofásicos de energia elétrica ativa que foram adquiridos antes de 1966 e os medidores polifásicos de energia elétrica ativa que foram adquiridos antes de 1997, poderão

LINHA 1 DA DISTRIBUIDORA

UNIDADE CONSUMIDORA DO GRUPO A

TRAFO

1 TP

TC

LINHA 2 DA DISTRIBUIDORA

TRAFO

2 TP TC


TOTALIZAÇÃO kW, kWh, kvarh




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ser utilizados se atenderem aos requisitos desta portaria e ao RTM do INMETRO referente a estes instrumentos, relativos aos medidores já em uso;

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

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

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 INMETRO 066/2005, os medidores devem ser entregues selados com a marca de verificação do INMETRO.

4.2 Medidores eletrônicos para conexão de acessantes em MT e AT 4.2.1 O número de elementos, de fios, corrente, tensão, freqüência, demais características e

compatibilidade eletromagnética devem ser conforme a norma NBR 14519. 4.2.2 Os medidores devem possuir dispositivos e/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 porta ótica ou dispositivo de função equivalente, quando aplicável, deve permitir acesso automático, para a aquisição de leituras remotamente;

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

alterações realizadas na programação do medidor;

e) senha de segurança, quando aplicável, para permitir o acesso apenas aos usuários autorizados;

f) disponibilização dos dados de acordo com a formatação da norma NBR 14522.



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4.2.3 Grandezas a medir

a) os medidores eletrônicos devem permitir a medição e o registro de pelo menos as seguintes grandezas elétricas: energia ativa, energia reativa, demanda e quando necessário, tensão;

b) a medição pode ser em dois quadrantes (primeiro e quarto) 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) os medidores podem possuir uma saída específica para as medições instantâneas de potência ativa e reativa, fator de potência, corrente, tensão e freqüência;

d) os medidores eletrônicos de fabricação nacional devem disponibilizar os dados de acordo com a formatação da norma NBR 14522;

e) para uso em tarifa horo-sazonal, 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 e quando necessário, tensão, considerado o fluxo de energia direta e o fluxo de energia inversa, 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 Os medidores utilizados na contabilização da CCEE, o período de armazenamento deve ser

de 32 (trinta e dois) dias, e para os demais de 37 (trinta e sete) dias. 4.2.6 Os medidores devem ser providos de sistema de preservação do horário e calendário. 4.2.7 Os medidores com leitura remota devem permitir sincronismo de tempo via comando por

central de aquisição de dados ou opcionalmente, os medidores podem ser providos de dispositivos para se sincronizarem por GPS.

4.2.8 Os medidores devem ser providos, quando necessário, de rotinas de autodiagnose com

alcance a todos os seus módulos funcionais internos com capacidade de localizar e registrar localmente (mostrador/alarme) ou remotamente, qualquer anormalidade funcional.

4.2.9 Os medidores utilizados na contabilização da CCEE devem permitir a programação de um

código de identificação alfanumérico com pelo menos 14 (quatorze) dígitos. 4.2.10 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;



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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 conforme a norma NBR 14522; 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 a aquele período requisitado;

f) a aquisição dos dados de qualidade de energia elétrica, quando necessário.

4.3 Medidores eletrônicos para conexão de consumidores em BT 4.3.1 O número de elementos, de fios, corrente, tensão, freqüência, demais características e

compatibilidade eletromagnética devem respeitar as normas técnicas aplicáveis. 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 permitir a medição e o registro de energia ativa em fluxo direto e quando aplicável, devem medir a energia reativa;

b) para utilização em consumidores dos subgrupos AS, A4 e A3a, quando aplicáveis, os medidores devem permitir também a medição da demanda máxima de 15 (quinze) minutos;

c) opcionalmente, podem medir corrente de neutro e/ou energia ativa em fluxo inverso, registrar indicadores de QEE e mostrar o status da condição da tampa do medidor.

4.4 Transformadores de corrente (TC) e de potencial (TP) 4.4.1 As condições e características construtivas devem atender os requisitos prescritos na

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;



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4.4.5 A critério da distribuidora, para aplicações de controle do consumidor:

a) a corrente do enrolamento exclusivo do TC, deve ser feita através de transformador auxiliar de janela;

b) a tensão do enrolamento exclusivo do TP, deve ser feita 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 preferencialmemte 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 TP e TC devem ser especificados em conformidade com os medidores associados; 4.4.9 Para os enrolamentos destinados ao faturamento, a classe de exatidão deve ser conforme

Tabela 1. 4.5 Condutores para interligação secundária 4.5.1 Para garantir a classe de exatidão do sistema de medição para faturamento de energia

elétrica a seção dos condutores utilizados para interligação:

a) de corrente, deve ser dimensionada para a carga máxima do enrolamento secundário do TC.

b) de potencial, deve ser dimensionada de modo a não introduzir um erro na medição superior a 0,05%.

4.5.2 Para instalação com TC e TP de uso externo interligados a medidores eletrônicos:

a) deverão ser utilizados cabos individuais para interligação secundária de corrente e tensão;

b) 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/blocos para aferição 4.6.1 As chaves/blocos para aferição devem atender aos requisitos de segurança, para curto-

circuitar o lado dos secundários dos TC, e abrir os circuitos de corrente e tensão dos medidores.

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

dispositivos para lacres e projetada de forma que não possa ser colocada sem que todas as chaves estejam integralmente fechadas e possa permitir a livre passagem dos condutores de ligação.



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5.2 Revisão:


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4.7 Dispositivos auxiliares 4.7.1 Registradores digitais

a) são utilizados para o registro de energia elétrica ativa, reativa e demanda na classe de consumidores do Subgrupo A4 e A3a em sistemas de medição para faturamento de energia elétrica já instalados.

b) são instalados em associação com os medidores eletromecânicos com iniciadores de pulso/sensores, ou aos totalizadores de pulso conforme o caso.

c) as condições e características construtivas devem atender os requisitos das normas pertinentes, conforme o tipo de registrador digital e devem atender todos os requisitos quanto à estrutura tarifária horo-sazonal, fator de potência e excedentes de energia elétrica e demanda reativas.

4.7.2 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) devem ser instalados em associação com os medidores eletromecânicos com iniciadores de pulso/sensores, ou aos medidores eletrônicos, e aos registradores digitais.

d) as condições e características construtivas devem atender os requisitos da norma pertinente, e as exigências específicas da aplicação.

4.7.3 Leitoras

a) devem ser utilizadas para programação, leitura e transmissão de dados de registradores digitais ou 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 ou registradores digitais de fabricação nacional, devem atender os 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 uso temporário deve ser

conforme apresentado na Tabela 1.



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5.1.2 Quando implementadas as grandezas de QEE, devem registrar os eventos referentes às interrupções de energia elétrica, VTCD, distorção harmônica, flutuação e desequilíbrio de tensão, conforme Módulo 8 – Qualidade de Energia Elétrica.

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, dos alicates amperímetros, dos TC e TP combinados e dos

medidores, estão apresentadas na Tabela 1. 5.3 Aquisição de leituras 5.3.1 Os dados das medições temporárias, utilizados em campanhas de medidas 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 (1/2)

Classe de Acessante

Tensão de distribuição

Classe do TP

Classe do TC

Tipo do medidor Classe do

medidor

Incerteza Provável

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 B3 (irrigação) (existente)

BT - 0,6 MEM A DR, MEM RO DR

2 2,09 KWh por segmento, kvarh por segmento

opcional Subgrupo B3 (irrigação) (opcional)

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

opcional

Subgrupo AS BT - 0,6 MEM A DM, MEM R

2 2,09 kW; kWh; kvarh

Subgrupo AS (opcional)

BT - 0,6 ME 2 2,09 kW; kWh; kvarh

Subgrupo A4 (convencional) (existente)

MT 0,6 0,6 MEM A DM, MEM R


Subgrupo A4 (convencional)



Subgrupo A4 (convencional) (opcional)

MT 0,3 0,3 ME 2 2,09 kW; kWh; kvarh

Subgrupo A4 (horo-sazonal) (existente)

MT 0,6 0,6 MEM A, MEM R,

RD 2 2,22

kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A4 (horo-sazonal) (existente)

MT 0,6 0,6 ME2Q 2 2,22 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A4 (horo-sazonal)

MT 0,3 0,3 ME 2 Q 1 1,14 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A4 (consumidores

livres) MT 0,3 0,3 ME 2 Q 1 1,14


Subgrupo A4 (demais

acessantes) MT 0,3 0,3 ME 2 Q 1 1,14 kW; kWh; kvarh; MM



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TABELA 1- Características Mínimas para os Sistemas de Medição (2/2)

Classe de Acessante

Tensão de distribuição

Classe do TP

Classe do TC

Tipo do medidor Classe do

medidor

Incerteza Provável

e% Registros mínimos

Subgrupo A3a (convencional)



Subgrupo A3a (convencional) (opcional)

MT 0,3 0,3 ME 2 2,09 kW; kWh; kvarh

Subgrupo A3a (horo-sazonall) (existente)

MT 0,6 0,6 MEM A, MEM R,

RD 2 2,22


Subgrupo A3a (horo-sazonal) (existente)

MT 0,6 0,6 ME2Q 2 2,22 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A3a (horo-sazonall)

MT 0,3 0,3 ME 2Q 1 1,14 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A3a (consumidor livre)

MT 0,3 0,3 ME 2Q 1 1,14 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupo A3a (demais

acessantesl) MT 0,3 0,3 ME 2Q 1 1,14

kW; kWh; kvarh; MM por segmento

Subgrupos A1,A2,A3

(horo-sazonal) (existente)

AT 0,3 0,3 ME 2Q 1 1,14 kW; kWh; kvarh; UFER, DMCR, MM por segmento

Subgrupos A1,A2,A3

(horo-sazonal) AT 0,3 0,3 ME 2Q 0,2 0,52


Subgrupos A1,A2,A3 (demais

acessantes)

AT 0,3 0,3 ME 2Q O,2 0,52 kW; kWh; kvarh; MM

por segmento

Medição de uso temporário

Campanha de medidas

BT, MT, AT 0,6 0,6 ME 2Q 1 1,31 kW; kWh; kvar; kvarh; Vrms; Irms; MM por segmento

Medição de QEE BT, MT, AT 0,3 0,3 ME 2Q 1 1,14

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 MEM A DR Medidor eletromecânico de energia ativa com registrador de duplo registro MEM RO DR Medidor eletromecânico de energia reativa com registrador de duplo registro opcional

MM Memória de massa RD Registrador digital para estrutura tarifária horo-sazonal ME Medidor eletrônico exclusivo para aplicação em BT

ME 2Q 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 igual ou inferior a 230 kV

Convencional Estrutura tarifária convencional caracterizada na resolução 456 da ANEEL Horo-sazonal Estrutura tarifária horo-sazonal caracterizada na resolução 456 da ANEEL

Incerteza provável 05,0TPTCM%e 222

+++=

M = classe do medidor, TC = classe do TC, TP = classe do TP 0,05 é o erro imposto pelo 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 O objetivo desta seção é definir 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.

2 DIRETRIZES GERAIS 2.1 O processo de implantação dos sistemas de medição envolve a realização de várias etapas

que se iniciam pela elaboração do projeto e aquisição dos equipamentos, seguindo os requisitos da Seção 5.2 - Especificações dos Sistemas de Medição, seguido da aprovação do projeto pela distribuidora, quando aplicável, e da montagem dos equipamentos e 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 dos processos

regulados pelos Procedimentos de Rede e Procedimentos de Contabilização da CCEE. 2.4 Os consumidores livres dos Subgrupos A1, A2 e A3 e demais acessantes conectados em AT,

se relacionam com o ONS e CCEE, observando as orientações e responsabilidades estabelecidas no Procedimento de Rede e nos Procedimentos de Comercialização da CCEE, referentes à implantação, inspeção e manutenção dos sistemas de medição.

2.5 O agentes devem arquivar as leituras dos medidores, os boletins de ocorrência, os relatórios

de inspeção e de manutenção, os resultados de calibrações e as alterações de cadastro dos sistemas de medição por um período de 5 (cinco) anos.

3 IMPLANTAÇÃO DOS SISTEMAS DE MEDIÇÃO 3.1 Responsabilidades das distribuidora 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:




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a) o fornecimento for para iluminação pública, semáforos ou assemelhados, iluminação de ruas ou avenidas internas de condomínios fechados horizontais. Se por solicitação do consumidor, no caso de fornecimento destinado para iluminação pública através de circuito exclusivo, deve ser instalado o sistema de medição;

b) a instalação do medidor não puder ser feita em razão de dificuldades técnicas transitórias, encontrada pelo consumidor, limitada a 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 e/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/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 distribuidora. 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 e consumidores livres, de forma obrigatória e permanente.

3.1.2 Específicas para com os consumidores do Grupo B




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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.

3.1.2.2 Atender às unidades consumidoras com ligações bifásicas ou trifásicas, mesmo que elas não apresentem cargas instaladas suficientes para tanto, se por solicitação do consumidor e aprovado pela distribuidora, e este arcar com a diferença de custo dos equipamentos de medição e adaptação da rede, caso necessário.

3.1.2.3 Atender às unidades consumidoras com medições externas, centralizadas ou especiais, se

por solicitação do 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 conectados em MT 3.1.3.1 Desenvolver e arcar com o ônus das atividades relativas aos sistemas de medição tais

como: especificação, aquisição, projeto, montagem e comissionamento. 3.1.3.2 Desenvolver as atividades de instalação ou adequação necessária nos sistemas de medição

das unidades consumidoras, quando os consumidores, já conectados antes da homologação deste documento, exercerem a qualquer tempo, a opção de se tornarem consumidores livres.

3.1.3.3 Solicitar a CCEE, parecer sobre os requisitos relativos ao projeto de comunicação para a

transmissão de dados de medição. 3.1.3.4 Disponibilizar as informações e as especificações dos equipamentos dos sistemas de

medição, necessárias às adequações nas instalações da unidade consumidora. 3.1.3.5 Enviar a 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.

3.1.3.6 Desenvolver as atividades de cadastro, coleta e ajuste de dados dos sistemas de medição,

conforme os requisitos específicos do SCDE. 3.1.3.7 Encaminhar cópia do relatório de comissionamento dos sistemas de medição aos

consumidores livres e o original à CCEE.

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

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

de projeto.




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3.1.4.2 Aprovar os projetos dos sistemas de medição. 3.1.4.3 Planejar e elaborar os pedidos de trabalho e/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 o atestado de recebimento dos sistemas de medição instalados nas suas

instalações. 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. 3.2.3 Arcar com o ônus da adaptação das 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 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




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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 a todos os requisitos pertinentes a cada tipo de padrão de entrada, que são especificados nas normas das distribuidora, 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.

3.2.6 Responsabilidades específicas de consumidores livres

3.2.6.1 Para os consumidores que estão conectados como cativos, antes da homologação deste documento, arcar com o ônus financeiro da instalação ou adapção do sistema de medição, quando necessário, ao exercerem a opção de se tornarem livres.

3.2.6.2 Desenvolver e arcar com o ônus das atividades relativas a aquisição e instalação dos meios

de comunicação dos sistemas de medição nas unidades consumidoras.




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3.3 Responsabilidades dos demais acessantes conectados em MT 3.3.1 Desenvolver e arcar com o ônus das atividades relativas aos sistemas de medição tais

como: especificação, projeto, aquisição, montagem, comissionamento e meios de comunicação.

3.3.2 Solicitar a CCEE o parecer sobre os requisitos relativos ao projeto de comunicação para

transmissão de dados de medição. 3.3.3 Solicitar à distribuidora as informações sobre os equipamentos de medição, necessárias

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

3.3.4 Solicitar à distribuidora, a pré-aprovação, inspeção e acompanhamento dos projetos,

equipamentos e montagem. 3.3.5 Solicitar à distribuidora a entrada em suas instalações, de seu pessoal ou prepostos para

montagem ou comissionamento dos sistemas de medição. 3.3.6 Cumprir as normas e regulamentos da distribuidora, para montagem ou comissionamento

dos sistemas de medição nas suas instalações. 3.3.7 Cumprir os prazos envolvidos nas fases de aprovação de projeto, aquisição, montagem e

comissionamento das instalações dos sistemas de medição, pactuados com a distribuidora




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3.3.8 Desenvolver as atividades de cadastro, coleta e ajuste de dados dos sistemas de medição, conforme os requisitos específicos do SCDE.

3.3.9 Enviar a 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.

3.3.10 Colocar os lacres em todos os pontos previstos nos sistemas de medição, juntamente com

as distribuidora. 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 do comissionamento. 3.3.14 Fornecer à distribuidora cópia do relatório do comissionamento.

3.4 Responsabilidades da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

3.4.1 Para com os acessantes conectados em MT:

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 no seu banco de dados, para consulta dos consumidores livres ou demais acessantes;

g) cumprir os prazos da fase de comissionamento dos sistemas de medição, pactuados com os agentes envolvidos.

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

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




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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 verificaçào inicial..

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




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5.3 Revisão:


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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;

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

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

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

f) 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 de 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 ART.

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. 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.




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5.3 Revisão:


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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 consumidores livres e demais

acessantes de MT. 3.7.1 O acessante deverá solicitar a CCEE, 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 no seu procedimento de contabilização pertinente.

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

profissional habilitado e com ART.

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;

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/caixas ou cubículos de medidores;




Seção:

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f) condutores da fiação interna dos painéis/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 (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 (verificação através de ensaios elétricos ou comprovação do que foi instalado se está conforme o projeto e a memória de cálculo);

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 de MT:

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, colocando seus lacres em todos os pontos previstos e liberando os equipamentos para a operação.

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, no prazo de 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, no prazo de 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. O original deverá ser encaminhado a CCEE.

3.8.3 Para o consumidor livre em MT:

a) a distribuidora deverá realizar o comissionamento do sistema de medição, efetuando as verificações listadas acima, acrescidas da programação dos códigos de identificação dos




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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. O original deverá ser encaminhado a CCEE.

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

distribuidora, tais como transformadores de corrente, transformadores de potencial e painel/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 os equipamentos, caixas, condutores, ramal de ligação e demais partes ou acessórios necessários à medição de consumo de energia elétrica ativa e/ou reativa;

b) desenvolver e arcar com o ônus das atividades técnicas relativas à certificação de padrões de trabalho necessários às calibrações dos medidores nas inspeções, compatibilizando com as disposições do INMETRO;

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

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




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4.1.2 Para com os consumidores livres conectados em MT:

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

b) acordar com a CCEE e 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 a 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;




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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 conectados em MT:

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

b) atender aos 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 e/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 distribuidora as inspeções nos sistemas de medição;

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

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

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;

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.




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4.3 Responsabilidades dos demais acessantes em MT:

a) desenvolver, diretamente ou por prepostos, e arcar com o ônus das atividades relativas às inspeções nos sistemas de medição, quando for detectada irregularidade;

b) desenvolver as atividades técnicas relativas à certificação de padrões de trabalho necessários às calibrações dos medidores nas inspeções, compatibilizando com as disposições do INMETRO;

c) acordar com as distribuidora, 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 a 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

4.4.1 Para com os consumidores livres e demais Acessantes conectados em MT:

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 e consumidores livres;

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




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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 no local correto; 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 conforme 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.




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4.5.3 Para a medição em consumidor do Grupo A:

a) verificar se os TC e TP estão instalados no local correto;

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 conforme 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 conforme os esperados com a carga no momento da verificação, fazendo medição simultânea entre a caixa de junção (quando existir) e o painel de medição;

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/caixa de medição verificar:

a) se o painel/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/bloco de aferição estão lacradas;

c) se a fiação interna do painel/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, teleleitura (no caso de medidor eletrônico).

4.5.6 Verificar a calibração dos medidores conforme os requisitos do Anexo II.




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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 das normas pertinentes;

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 e/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, e 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 termino 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 conectados em MT 4.6.1 Deverá ser realizada pelos acessantes de MT, quando responsáveis pelos seus sistemas de

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

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




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Em caso de não liberação por restrições operativas do sistema elétrico no momento, o agente responsável deverá reprogramar e acordar nova data para o serviço.




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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;

c) se os dados de placa e as conexões primárias e secundárias dos TC e TP estão conforme 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 conforme os esperados com a carga no momento da verificação, fazendo medição simultânea entre a caixa de junção (quando existir) e o painel de medição;

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 à proteção ou condição operacional, que afetem o circuito de medição para faturamento.

4.6.6 O agente responsável pela inspeção deverá verificar para painel/caixa de medição e

medidor:

a) se o painel/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/bloco de aferição estão lacradas;

c) se a fiação interna do painel/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 conforme 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, teleleitura;

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

j) se a configuração da memória de massa (data Record) está conforme a declarada pelo fornecedor do medidor;

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

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




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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 deverá lacrar, após a inspeção, todos os pontos cujos

lacres foram rompidos.

4.6.7.2 O agente acompanhante deverá lacrar, juntamente com o agente responsável, após a inspeção, todos os pontos cujos lacres foram rompidos. Procedimento não aplicável ao consumidor livre.

4.6.7.3 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.

4.7 Procedimentos de inspeção periódica em consumidores do Grupo B 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 o envio destes medidores para calibração em laboratório da distribuidora ou da Rede Brasileira de Calibração. O objetivo é verificar as condições dos medidores 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;




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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.




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

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

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

c) desenvolver e arcar com o ônus das atividades técnicas relativas à certificação de padrões de trabalho necessários às calibrações dos medidores nas manutenções, compatibilizando com as disposições do INMETRO;

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 anos.

5.1.2 Para com os consumidores livres conectados em MT:

a) atender aos 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 a 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 conectados em MT:

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

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




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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 manutenções;

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

e) planejar e fazer os pedidos de trabalho e/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 de todos os 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 aos pedidos de acesso às instalações das unidades consumidoras, de pessoal ou prepostos credenciados da distribuidora, para realização das manutenções;

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, nas manutenções;

e) para os consumidores livres, realizar a manutenção dos meios de comunicação utilizados nos sistemas de medição.

5.3 Responsabilidades dos demais acessantes conectados em MT:

a) desenvolver e arcar com o ônus das atividades relativas às manutenções nos sistemas de medição;

b) desenvolver as atividades técnicas relativas à certificação de padrões de trabalho necessários às inspeções, compatibilizando com as disposições do INMETRO;

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

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

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

f) cumprir as normas e regulamentos de segurança das distribuidora, 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;




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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

5.4.1 Para com os consumidores livres e demais acessantes conectados em MT:

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;

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.




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

demais acessantes conectados em MT 5.6.1 Deverá ser realizada pelos acessantes de MT, quando responsáveis pelos seus sistemas de


5.6.2 O agente acompanhante pelo sistema de medição deverá fiscalizar as manutenções nos

sistemas de medição nas suas instalações. Este procedimento é opcional para o 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/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 no momento, o acessante deverá reprogramar e acordar nova data para o serviço.

5.6.6 O agente responsável pela manutenção deverá lacrar, após a inspeção, todos os pontos

cujos lacres foram rompidos. 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.

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

demais acessantes conectados em MT: 5.7.1 Deverá ser realizada pelos acessantes de MT quando responsáveis pelos seus sistemas de





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

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




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

instalações das distribuidora 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 e/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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5.3 Revisão:


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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.

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

4. Para o medidor eletrônico de energia elétrica, usar os critérios do RTM aplicável do INMETRO ou a norma NBR 14520.

5. O padrão de trabalho que for utilizado na calibração deve possuir rastreabilidade aos padrões do INMETRO e deve estar acompanhado do seu respectivo certificado de calibração. Sua classe de exatidão deve ser no mínimo três vezes melhor do que a 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;




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5.3 Revisão:


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

3.3 Poderão compor a amostra, os medidores que forem aprovados nas seguintes condições:

a) verificação da homogeneidade - todos os medidores devem ser de mesma marca, modelo, ano, tensão, correntes 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- Identificar se todos os pontos do plano de selagem, exceto da tampa do bloco de terminais, permanecem lacrados em perfeitas condições e sem evidências de violação;

d) 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.

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.

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 3 vezes melhor que a classe 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 deste 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 pelo 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.

2.4 Poderão ser estabelecidas, sob determinação da ANEEL, medições de campanha visando

conhecer o estado operacional geral do sistema elétrico brasileiro. O objetivo de tais medições será o estabelecimento de um planejamento baseado nas tipologias das curvas de carga das distribuidoras e a aferição da qualidade da energia elétrica.

2.5 São considerados dois conjuntos distintos de procedimentos de medição de grandezas

elétricas de acordo com a finalidade da medição:

a) para agentes conectados ao sistema de distribuição não membros da CCEE;

b) para agentes geradores, agentes distribuidores, consumidores livres e agentes de interligação internacional conectados ao sistema de distribuição que são membros da CCEE.

2.6 Para os sistemas de medição de agentes comercialidores de energia na CCEE, deve-se seguir

o disposto nos Procedimentos de Rede - Módulo 12 e nos Procedimentos de Comercialização da CCEE.

3 PROFISSIONAIS ENVOLVIDOS NOS PROCEDIMENTOS DE MEDIÇÃO




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3.1 A distribuidora deverá manter equipe de profissionais autorizados para atuação em atividades e procedimentos de medição.

3.2 A distribuidora deverá manter documentação comprobatória da habilitação, capacitação,

qualificação e autorização dos profissionais envolvidos em atividades e 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 e/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.

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/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




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(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 autoleitura

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

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

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) demandas de potência; b) consumos de energia elétrica ativa e reativa; c) fator de potência;




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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); 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, v. no mínimo, os valores de energia compensados; vi. 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 deverão disponibilizar as seguintes informações: a) medidores eletrônicos com memória de massa de 3 canais (dados registrados de 5 em 5

minutos): i) energia ativa; ii) energia reativa; iii)tensão em uma das fases.

b) medidores eletrônicos com memória de massa com mais de 3 canais:




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i) energia ativa; ii) energia reativa indutiva e capacitiva; iii) tensão nas 3 fases ; iv) corrente nas 3 fases.

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; 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 por um período mínimo de 5 (cinco) anos, 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. Recomendando-se a utilização do formato público descrito na norma NBR 14522.

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 do seu sistema de distribuição.

7.4 As distribuidoras deverão armazenar os dados provenientes de medições de campanha

referentes ao 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.

agência nacional de energia elétrica – aneel … · requisitos da norma nbr 14522. 3.9 para...

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