assunto: adequação do sistema de medição para faturamento ... · lei n° 9074, de 07 de julho...

Especificação Técnica no. 216

Versão no. 01 data: 08/10/2019

Assunto: Adequação do Sistema de Medição para Faturamento no Ambiente de Contratação Livre

DOCUMENTO INVÁLIDO SE IMPRESSO OU GRAVADO 1/14

Áreas de aplicação Perímetro: Brasil Função Apoio: - Função Serviço: Linha de Negócio: Infraestrutura e Redes

USO EXTERNO

CONTEÚDO

1. OBJETIVOS DO DOCUMENTO E ÁREA DE APLICAÇÃO ..................................................................... 2

2. GESTÃO DA VERSÃO DO DOCUMENTO ............................................................................................... 2

3. UNIDADES DA VERSÃO DO DOCUMENTO ........................................................................................... 2

4. REFERÊNCIAS ......................................................................................................................................... 2

5. POSIÇÃO DO PROCESSO ORGANIZACIONAL NA TAXONOMIA DE PROCESSOS .......................... 3

6. SIGLAS E PALAVRAS-CHAVE ................................................................................................................. 3

7. DESCRIÇÃO DO PROCESSO.................................................................................................................. 4

7.1 Responsabilidades do Cliente ........................................................................................................... 4

7.2 Responsabilidades da Enel Distribuição Goiás ................................................................................. 4

7.3 Responsabilidades do Gerador ......................................................................................................... 5

7.4 Responsabilidades da CCEE ............................................................................................................ 5

7.5 Adequação do SMF ........................................................................................................................... 5

7.6 Prazos ................................................................................................................................................ 7

7.7 Projeto de Adequação das instalações ............................................................................................. 8

7.8 Responsabilidade Técnica................................................................................................................. 8

7.9 Requisitos Técnicos ........................................................................................................................... 8

7.10 Medição em Baixa Tensão ................................................................................................................ 9

7.11 Painel de Medição para Faturamento (PMF) .................................................................................. 10

7.12 Medidores de Energia ...................................................................................................................... 10

7.13 Cabeamento Secundário ................................................................................................................. 11

7.14 Caixas de Passagem ....................................................................................................................... 12

7.15 Controladores de Demanda ............................................................................................................. 12

7.16 Alimentação Auxiliar ........................................................................................................................ 12

7.17 Sistema de Comunicação de Dados ............................................................................................... 13

7.18 Penalidades ..................................................................................................................................... 13

7.19 Informações Complementares ........................................................................................................ 14

7.20 Condições Imprevistas .................................................................................................................... 14

8. ANEXOS .................................................................................................................................................. 14

RESPONSÁVEL POR MEDIÇÃO, BALANÇO E RECUPERAÇÃO DE ENERGIA GOIÁS Leandro Chaves de Melo






USO EXTERNO

1. OBJETIVOS DO DOCUMENTO E ÁREA DE APLICAÇÃO

Este documento define como orientar os clientes que optarem pela aquisição de energia elétrica no Ambiente

de Contratação Livre, em relação a adequação do Sistema de Medição para Faturamento, onde devem

atender aos padrões estabelecidos no Procedimentos de Rede - ONS, Procedimentos de Distribuição –

ANEEL, Procedimentos de Comercialização - CCEE, e Padrões Técnicos, além das legislações específicas

vigentes.

Este documento se aplica a Infraestrutura e Redes Brasil na Operação de Distribuição Goiás.

2. GESTÃO DA VERSÃO DO DOCUMENTO

Versão Data Descrição das mudanças

1 08/10/2019 Emissão do documento

3. UNIDADES DA VERSÃO DO DOCUMENTO

Responsável pela elaboração do documento:

Medição de Energia;

Responsável pela autorização do documento:

Medição, Balanço e Recuperação de Energia;

Sistema de Qualidade de Processos Goiás;

4. REFERÊNCIAS

Código Ético do Grupo Enel;

Lei N° 9074, de 07 de julho de 1995;

Norma Regulamentadora Nº 10;

Norma Técnica Enel NTC 05 – Fornecimento de Energia Elétrica em Tensão Primária de Distribuição;

Plano de Tolerância Zero a Corrupção;

Procedimento Organizacional n.375 Gestão da Informação Documentada;

Procedimentos de Comercialização, da CCEE;

Procedimentos de Distribuição, da ANEEL;

Procedimentos de Rede, do ONS;

Resolução ANEEL Nº 281, de 1º de outubro de 1999;

Resolução ANEEL nº 433/00, de 10 de novembro de 2000;

Resolução Normativa ANEEL Nº 247, de 21 de dezembro de 2006;

Resolução Normativa ANEEL Nº 248, de 23 de janeiro de 2007;

Resolução Normativa ANEEL Nº 376, de 25 de agosto de 2009;






USO EXTERNO

Resolução Normativa ANEEL Nº 414, de 09 de setembro de 2012;

Resolução Normativa ANEEL Nº 506, de 04 de setembro de 2012;

Resolução Normativa ANEEL Nº 67, de 08 de junho de 2004;

Resolução Normativa ANEEL Nº 718, de 17 de maio de 2016;

Resolução Normativa ANEEL Nº 759, de 07 de fevereiro de 2017.

5. POSIÇÃO DO PROCESSO ORGANIZACIONAL NA TAXONOMIA DE PROCESSOS

Cadeia de Valor / Área do Processo: Gestão de Clientes

Macroprocesso: Medição

Processo: Aquisição e Comunicação de Dados de Medição

6. SIGLAS E PALAVRAS-CHAVE

Palavras Chaves Descrição

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

ACL Ambiente de Contratação Livre

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

CNPJ Cadastro Nacional de Pessoas Jurídicas

CUSD Contrato de Uso do Sistema de Distribuição

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PMF Painel de Medição para Faturamento

RBLE Rede Brasileira de Laboratórios de Ensaios

SCDE Sistema de Coleta de Dados de Energia

SGP Sistema de Gestão de Processo

SIGA Sistema Integrado de Gestão de Ativos

SIN Sistema Interligado Nacional

SLA Acordo de Nível de Serviço

SMF Sistema de Medição para Faturamento

TC Transformador de Corrente

TP Transformador de Potencial






USO EXTERNO

7. DESCRIÇÃO DO PROCESSO

7.1 Responsabilidades do Cliente

7.1.1. Assinatura do documento Termo de Pactuação com descritivo dos procedimentos e prazos atinentes

com a Enel Distribuição Goiás, para a adequação do Sistema de Medição para Faturamento e Migração

ao Ambiente de Contratação Livre;

7.1.2. Apresentação de documentos e informações necessárias a Enel Distribuição Goiás, para início dos

processos de adequação do SMF e de migração para o ACL;

7.1.3. Subestações e obras de infraestruturas, construção ou da adaptação, quando necessárias, destinada à

implantação ou adequação do SMF;

7.1.4. Todas as ferragens a serem utilizadas deverão obedecer às especificações da Enel Distribuição Goiás

e ABNT;

7.1.5. Instalação do sistema de alimentação auxiliar ininterruptível em 220 Vca,115Vca (Nobreak) e/ou 125

Vcc quando disponível;

7.1.6. Manter o sistema de comunicação em operação;

7.1.7. Remoção/montagem dos TPs e TCs nas respectivas bases, se necessário;

7.1.8. Conexão dos terminais primários e secundários dos TPs e TCs, e conectores quando necessário;

7.1.9. Conexão do aterramento dos equipamentos;

7.1.10. A instalação do medidor de retaguarda não é obrigatória. O cliente que optar pela sua instalação terá

a responsabilidade financeira pela sua implantação e eventual substituição desse equipamento;

7.1.11. A opção pela instalação do medidor de retaguarda deve ser informada à Enel Distribuição Goiás na

documentação por meio da qual o Cliente comunica sua intenção de migrar para o ACL;

7.1.12. O cliente deve informar o CNPJ Matriz ou Filial e/ou Sigla do Agente Contraparte em nome do qual

foi feita a adesão de sua unidade consumidora à CCEE;

7.1.13. Providenciar as condições necessárias para execução do serviço, conforme descrito no Relatório de

Visita Técnica;

7.1.14. Preenchimento dos dados de sua responsabilidade no SIGA/CCEE e encaminhamento para validação

da Enel Distribuição Goiás;

7.1.15. Qualquer equipamento, componente ou desenvolvimento relacionado ao sistema de controle de

demanda é de responsabilidade técnica e financeira do cliente, lembrando que deverá ser prevista no

painel ou caixa de medição a instalação de uma interface de saída de alta isolação de forma a permitir

este fornecimento.

7.2 Responsabilidades da Enel Distribuição Goiás




7.2.2. Visita Técnica para elaboração do relatório com informações pertinentes a implantação ou adequação

do SMF;






USO EXTERNO

7.2.3. Solicitação do “Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento” à CCEE;

7.2.4. Elaboração de projeto do SMF, conforme padrão de documentos ONS/CCEE;

7.2.5. Análise do projeto e inspeções para aprovação de implantação ou de adequação do sistema de medição

para faturamento – SMF nas instalações do Cliente;

7.2.6. Fornecimento dos equipamentos: TPs, TCs, se necessários, e o medidor principal;

7.2.7. Ensaios carga imposta, testes e conexão dos circuitos secundários dos TPs e TCs;

7.2.8. Calibração do medidor principal, e também o medidor retaguarda caso o cliente opte pela instalação;

7.2.9. Instalação dos medidores e acessórios internos ao cubículo e caixa de medidores;

7.2.10. Testes do sistema de comunicação;

7.2.11. Comissionamento do SMF;

7.2.12. Análise e aprovação do relatório de Comissionamento do SMF, conforme padrão de documentos

ONS/CCEE;

7.2.13. Cadastramento do(s) ponto(s) de medição no SCDE/CCEE;

7.2.14. Validação e encaminhamento da modelagem do(s) ponto(s) de medição no SIGA/CCEE.

7.3 Responsabilidades do Gerador




7.3.2. Apresentação de documentos e informações necessárias a Enel Distribuição Goiás, para início dos

processos de adequação do SMF e de migração para o ACL;

7.3.3. Solicitação do “Parecer de Localização do Ponto de Medição para Faturamento” à CCEE;

7.3.4. Adequação ou implantação do SMF;

7.3.5. Cadastramento do(s) ponto(s) de medição no SCDE/CCEE.

7.3.6. Preenchimento dos dados de sua responsabilidade no SIGA/CCEE e encaminhamento para validação

da Enel Distribuição Goiás;

7.3.7. Manter o sistema de comunicação em operação.

7.4 Responsabilidades da CCEE

7.4.1. Emissão do Parecer de Localização no SGP;

7.4.2. Aprovação do Cadastro do Ponto de Medição no SCDE;

7.4.3. Validação e Modelagem do Processo de migração no SIGA.

7.5 Adequação do SMF

O projeto, a especificação e a construção das instalações elétricas internas das unidades consumidoras

deverão obedecer aos Procedimentos de Rede e Distribuição, as normas ABNT e Enel Distribuição Goiás em

suas últimas revisões. A concessionária poderá, sempre que fizer necessário, vistoriar essas instalações e,






USO EXTERNO

consequentemente, suspender ou não atender ao fornecimento de energia elétrica, caso estes procedimentos

e estas normas não sejam respeitadas.

Os casos omissos e outros com características excepcionais deverão ser previamente submetidos a

apreciação da Enel Distribuição Goiás.

Para migração para o ACL devem ser atendidos os procedimentos e requisitos para a adequação do sistema

de medição para faturamento, que mediante análise da Enel Distribuição Goiás poderá incorrer em novas

ações além da adequação do ponto de medição existente. Devem ser observados os prazos estabelecidos

nas normas e padrões aplicáveis pela Enel Distribuição Goiás.






USO EXTERNO

7.6 Prazos

Figura 1 - Linha do tempo do Processo de Migração ao ACL






USO EXTERNO

7.7 Projeto de Adequação das instalações

O Sistema de Medição deve ser projetado e executado atendendo ao Módulo 12 dos Procedimentos de Rede,

Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição, Procedimentos de Comercialização, Normas Técnicas da Enel

Distribuição Goiás e exigências ONS, ANEEL e CCEE.

A Enel Distribuição Goiás poderá solicitar informações e documentos adicionais em casos de particularidades

no projeto.

Na apresentação do projeto, o Cliente deve informar se existem restrições à instalação de dispositivos de

comunicação como modem celular e acessórios no interior ou próximos ao(s) cubículo(s) ou caixa(s) de

medidores.

7.8 Responsabilidade Técnica

Juntamente com o projeto de adequação das instalações, devem ser apresentados os seguintes documentos

da empresa ou do profissional responsável:

Cópia da Anotação de Responsabilidade Técnica – ART do projeto

Cópia da Anotação de Responsabilidade Técnica – ART da execução das obras de adequação.

A aprovação do projeto de adequação pela Enel Distribuição Goiás não isenta o projetista de sua

responsabilidade pela execução do projeto e pelo bom desempenho da operação. Na execução dos serviços

devem ser observados os padrões e normas de segurança do Cliente e da Enel Distribuição Goiás, além da

legislação aplicável.

7.9 Requisitos Técnicos

O Sistema de Medição deve ser instalado em painel de medição exclusivo, localizado o mais próximo possível

do ponto de conexão e aos transformadores para instrumentos (TC/TP).

No caso de instalações compartilhadas por clientes livres deve haver uma medição que permita a

individualização do consumo de cada unidade consumidora.

Composição do Sistema de Medição:

Painel de medição;

Medidor principal;

Medidor retaguarda (opcional);

Chave de aferição;

Conjunto de transformadores para instrumentos;

Cabeamento secundário com blindagem de cobre;

Interface para comunicação remota.

O Sistema de Medição deve:






USO EXTERNO

Ter os circuitos secundários de corrente e potencial aterrados em um único ponto por circuito, o qual

deve estar o mais próximo possível do local de instalação dos Transformadores de Instrumentos.

Nesses circuitos os condutores de retorno devem ser independentes. O cabo utilizado deve ser

multicondutor blindado.

Os condutores não utilizados do multicondutor blindado e a blindagem devem ser aterrados juntos ao

painel ou cubículo de medição.

Ter os painéis ou cubículos de medição aterrados diretamente na malha de terra da subestação.

Ter caixa de junção dos transformadores de corrente (TC) e dos transformadores de potencial (TP)

com dispositivo para lacrar os pontos de acesso aos circuitos da medição.

Ser disponibilizado no painel de medição, alimentação auxiliar em corrente alternada na tensão de

127VCA para alimentação da Interface de Comunicação.

7.10 Medição em Baixa Tensão

O sistema de medição deve ser a 3 (três) elementos, onde deve ser prevista a instalação por ponto de medição

de 3 (três) transformadores de corrente (TCs). Não será permitida a utilização de transformadores auxiliares

nos secundários dos TCs. Desse modo, havendo múltiplos conjuntos de TCs no SMF da unidade

consumidora, devem ser instalados múltiplos pontos de medição.

Deverá haver construção de um abrigo para instalação do Painel de Medição para Faturamento (PMF).

Será somente aceita a instalação do SMF em tensão secundária para transformadores com potência instalada

até 500 kVA, onde os ensaios devem ser realizados com antecedência máxima de 180 dias da data da

solicitação do Parecer de Localização e devem ser refeitos com a periodicidade de 05 anos.

O Pedido de Desligamento Programado e apresentação do Termo de Responsabilidade para Desligamento

deve ser apresentado pelo cliente no mínimo com 30 dias da data prevista para execução dos ensaios no

transformador, onde a confirmação da programação dependerá da disponibilidade das equipes da Enel

Distribuição Goiás.

Para unidades consumidoras com medição em tensão secundária, deverá apresentar no momento da

solicitação de migração o relatório de ensaio de perdas do transformador emitido por laboratório acreditado

Figura 2 - Diagrama Unifilar






USO EXTERNO

INMETRO - RBLE, ou por profissional devidamente habilitado conforme as normas aplicáveis para avaliação

da Enel Distribuição Goiás.

Caso o transformador tenha passado por recuperação, deverá ser apresentado relatório de ensaio realizado

após a reforma. O relatório de ensaio deverá apresentar minimamente os valores de perdas no ferro, perdas

no cobre, impedância e corrente de excitação.

O Cliente deverá providenciar a execução de novos ensaios também na ocorrência de eventos que possam

alterar os parâmetros associados às perdas, como sobrecarga, curto-circuito, mudança de TAP ou

substituição do transformador.

O relatório dos ensaios do transformador deverá conter:

Perdas de Ferro (W e VAr);

Perdas de Enrolamento (W e VAr)

Corrente de Excitação (%);

Impedância de Curto-circuito (%);

Variação Mínima do TAP (%);

Variação Máxima do TAP (%).

7.11 Painel de Medição para Faturamento (PMF)

O SMF de Centrais Geradoras não programadas nem despachadas centralizadamente pelo Operador

Nacional do Sistema Elétrico deverá utilizar PMF com dimensões de 2200 x 800 x 800 mm (A x L x P) em

chapa de aço e com grau de proteção IP54. O painel deverá ter compartimentos e portas dianteiras separadas

para alocar o sistema de medição e de comunicação, onde a porta superior deverá ter dimensões de 0,50 x

0,80 m.

Para cliente livre e especial o PMF deve ter dimensões de 800 x 1300 x 400 mm (L x A x P) com as seguintes

características construtivas:

Chapa de aço carbono #14 USG (1,9mm);

Proteção da chapa: desengraxe a quente, decapagem e fosfatização;

Proteção final: primer anticorrosão;

Acabamento: duas demãos de esmalte sintético fosco;

Cor cinza claro ou eletrostática epóxi a pó, espessura mínima 80 microns.

7.12 Medidores de Energia

O medidor será fornecido pela Enel Distribuição Goiás. O custo do medidor principal é de responsabilidade


Quando aplicável, o Cliente deverá ressarcir a Enel Distribuição Goiás pelo custo de aquisição, implantação

e eventual substituição do medidor de retaguarda. Os medidores devem ser submetidos à nova verificação

da calibração com periodicidade definida na legislação metrológica aplicável.






USO EXTERNO

Os medidores devem atender aos requisitos estabelecidos no Módulo 5 dos Procedimentos de Distribuição.

Os medidores serão calibrados pela Enel Distribuição Goiás que emitirá o respectivo Certificado de

Calibração.

Características dos medidores de energia:

O medidor é polifásico, 3 elementos, 3 fases, 4 fios, frequência nominal 60 Hz, tensão nominal 120V,

corrente nominal / máxima de 2,5/10A;

O equipamento deve processar e armazenar em memória os valores em pulsos equivalentes a

energia ativa direta e reversa, as energias reativas dos quatro quadrantes além das demandas direta

e reversa, separados em postos horários programáveis (mínimo três), denominados hora de ponta,

fora de ponta e reservado;

Atender a todos os requisitos metrológicos pertinentes a classe 0,2 prescritos na norma NBR 14519

ou a classe 0,2S da norma IEC-60687 e suas revisões, para todos os sentidos de fluxo de energia;

Devem possuir alimentação proveniente da tensão secundária do circuito de medição de 65 a 120 V

e entrada auxiliar em tensão contínua de 80 a 160 V, para o caso de falta de energia;

O medidor deve ter certificado de calibração comprovando que possuem independência entre

elementos e de sequência de fases, garantindo o mesmo desempenho em ensaio monofásico ou

trifásico;

Devem possuir relógio/calendário interno com opção de sincronismo externo via comando por central

de aquisição remota ou por GRPS;

Devem permitir a programação de um código de identificação alfanumérico com pelo menos 14

(quatorze) dígitos, bem como, o valor da constante referente às relações dos TI´s e kh do medidor;

Os medidores devem ter certificado de conformidade de modelo aprovado, emitido pelo INMETRO;

O equipamento deverá processar e armazenar em memória os valores de kWh e kVARh além dos

valores das três tensões e três correntes;

Os medidores devem possuir saída de pulsos adequada para controlador de demanda, além de duas

saídas de comunicação independentes destinadas para leitura diária e auditoria pela CCEE

(Ethernet).

Deverá ser compatível com o sistema de telemedição da Enel Distribuição Goiás em virtude do

mesmo ser o canal de comunicação com o Sistema de Coleta de Dados de Energia – SCDE;

Devem permitir a obtenção dos dados registrados no medidor nos quatro quadrantes e sincronização

de tempo, através do sistema de telemedição da Enel Distribuição Goiás.

7.13 Cabeamento Secundário

Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TCs aos elementos de corrente dos medidores

devem ser especificados de modo que a carga total imposta não seja superior à potência nominal dos TCs.

Os condutores utilizados para interligação dos secundários dos TPs aos elementos de potencial dos

medidores devem ser especificados de modo a não introduzir um erro na medição superior a 0,05% para fator

de potência igual a 0,8.

O cabo utilizado deve ser multicondutor blindado por fita de cobre.






USO EXTERNO

Os condutores não utilizados e a blindagem, devem ser aterrados juntos ao painel ou cubículo de medição.

Havendo necessidade de substituição dos condutores existentes, o Cliente deve adquirir e instalar os cabos

nos respectivos dutos ou canaletas e colocar os terminais e identificação em seus condutores. Todas as

conexões serão executadas, após testes e ensaios, pela Enel Distribuição Goiás.

Os dutos e canaletas destinados à instalação dos cabos da medição devem ser dimensionados no projeto de

adequação das instalações de modo a receber cabos blindados com 4 vias de seção nominal máxima de 6

mm².

Estes poderão ser blindados multivias ou unipolares isolados, pretos e vias numeradas, desde que mantido

um único padrão em toda a instalação. Não obstante, a execução deverá seguir obrigatoriamente a

especificação aprovada em projeto.

A blindagem e os condutores não utilizados dos cabos de interligação do secundário dos TPs ou TCs à caixa

de passagem, quando utilizada, deverão ser aterrados, exclusivamente, do lado da caixa de passagem ou

bloco terminal.

A blindagem e os condutores não utilizados dos cabos de interligação dos TPs e TCs ou da caixa de

passagem à caixa ou cubículo de medidores, deverão ser aterrados, exclusivamente, no lado da caixa ou

cubículo de medidores.

7.14 Caixas de Passagem

As caixas de passagem a ser empregadas em sistemas de medição em alta tensão devem ser adquiridas e

instaladas pelo Cliente; próprias para instalação ao tempo, grau de proteção IP-65; de dimensões mínimas

de 338 x 433 x 220 mm (A x L x P), próprias para instalação de eletrodutos de diâmetro nominal de até 50

mm (2”) e dotados de dispositivo para colocação de selo de lacração.

Além das caixas de passagem, o Cliente deverá providenciar a instalação dos respectivos eletrodutos para

unidade consumidora que tenha subestação externa ou abrigada de transformação com medição em tensão

secundária, construindo cabine de medição.

7.15 Controladores de Demanda

Caso o cliente possua sistemas de controle de demanda, deverá adquirir todos os equipamentos e acessórios

necessários à integração da medição aos seus equipamentos conforme necessidade. Deverá ser prevista no

painel de medição a instalação de uma interface de saída de alta isolação para permitir o fornecimento de

registros sem interferências.

É recomendado que antes de adquirir qualquer equipamento de monitoramento, o cliente consulte a Enel

Distribuição Goiás para evitar incompatibilidades com o SMF.

A conexão do controlador deverá ser pela saída COM1 do Medidor Retaguarda caso possua.

7.16 Alimentação Auxiliar

A medição deverá ter alimentação auxiliar para manter os medidores e o sistema de comunicação sempre

energizados.

Nas subestações alimentadas por tensão maior ou igual a 69kV, onde houver tensão de serviço auxiliar de

125Vcc, deve-se fazer a alimentação para os medidores com tensão CC e CA com comutação automática,

priorizando a alimentação 115Vca.






USO EXTERNO

Nas instalações de média tensão onde não houver tensão CC, deve-se instalar um nobreak no lugar da

alimentação CC, tanto o nobreak quanto a alimentação CC deverão garantir funcionamento contínuo dos

medidores por no mínimo 24 horas, com tensão nominal de 115 Vca.

Nas instalações de clientes livres com instalação equipamentos de comunicação no painel de medição, os

mesmos devem possuir alimentação de 220Vca e 115Vca proveniente do Nobreak, com comutação

automática, com priorização a alimentação 220Vca.

A caixa destinada a alojar o sistema no-break, deverá ser montada próximo ao painel do medidor, aberturas

para ventilação natural e seu grau de proteção deverá ser adequado ao ambiente onde será feita sua

instalação.

O dimensionamento da alimentação auxiliar e a instalação do cabeamento, disjuntor de proteção, eletrodutos,

caixas de passagem, tomadas, e demais materiais / equipamentos são de responsabilidade do cliente.

A alimentação principal deverá ser proveniente dos TPs de medição alimentados por cabos lançados

exclusivamente para tal finalidade.

7.17 Sistema de Comunicação de Dados

Caberá a Enel Distribuição Goiás a análise técnica do sistema de comunicação dos clientes livres / especiais

e decisão do meio de comunicação mais adequado para cada projeto.

Somente serão admitidos sistemas de telecomunicações em conformidade com as boas práticas da Enel

Distribuição Goiás, alto nível de confiabilidade e que permitam SLAs compatíveis com a responsabilidade

técnica pelo ponto de medição perante à CCEE.

A Enel Distribuição Goiás enviará diariamente os arquivos xml das leituras do cliente à CCEE.

Enel Distribuição Goiás repassará ao cliente o custo de coleta de dados local e a infração na coleta de dados

de medição pelo SCDE CCEE, na ausência de dados por períodos maiores que setenta e duas horas,

ininterruptas, ou cento e vinte horas alternadas para o mês de apuração, caso ocorrer instabilidade de

comunicação que seja de responsabilidade do cliente.

7.18 Penalidades

Todos os agentes conectados ao Sistema Interligado Nacional - SIN que comercializem energia devem

instalar Sistemas de Medição para Faturamento - SMF, conforme legislação vigente.

O propósito da implantação e adequada manutenção do SMF é garantir a qualidade das informações

utilizadas pela CCEE nos processos de contabilização e de apuração de encargos de uso do sistema de

transmissão pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS. Para que isto ocorra de forma adequada, é

indispensável que a infraestrutura relacionada ao SMF atenda aos requisitos técnicos necessários e que

sejam cumpridas as premissas necessárias ao seu bom funcionamento. Cabe à CCEE apurar as penalidades

para os agentes que apresentarem não conformidades em relação à adequação e manutenção do SMF

conforme Procedimento de Comercialização – CCEE, Submódulo 6.1 – Penalidades de medição e multas.

O projeto, a especificação e a construção das instalações elétricas internas das unidades consumidoras

deverão obedecer aos procedimentos de Rede e Distribuição, às normas ABNT e da Enel Distribuição Goiás

em suas últimas revisões. A concessionária poderá, sempre que fizer necessário, vistoriar essas instalações

e, suspendendo ou mantendo o fornecimento de energia elétrica caso os procedimentos e estas normas não

sejam respeitados.






USO EXTERNO

7.19 Informações Complementares

As datas para execução das atividades de instalação e/ou adequação do sistema de medição para

faturamento, deverão ser agendadas em dias úteis e em horário comercial, onde os atrasos motivados pela

impossibilidade e/ou dificuldade do cliente em atender a este requisito serão registrados na responsabilidade

do cliente, eximindo a Enel Distribuição Goiás de infrações nos prazos de atendimento.

A responsabilidade pelas obras civis e pela adequação das instalações associadas ao sistema de medição,

bem como a aquisição do medidor de retaguarda (opcional para os clientes especiais) e do sistema de

comunicação conforme Resolução 414/2010 da ANEEL, é de responsabilidade do cliente.

Qualquer equipamento, componente ou desenvolvimento relacionado ao sistema de controle de demanda do

cliente é de responsabilidade técnica e financeira do cliente.

A Enel Distribuição Goiás está à disposição para os esclarecimentos que se fizerem necessários, junto a

Unidade de Grandes Clientes através do Executivo de Atendimento.

7.20 Condições Imprevistas

Os casos omissos e outros com características excepcionais deverão ser previamente submetidos a

apreciação da Enel Distribuição Goiás.

As unidades consumidoras somente serão conectadas ao sistema de transmissão / distribuição após vistoria

e aprovação da entrada de serviço e subestação pela Enel Distribuição Goiás, as quais devem estar em

conformidade com as condições estabelecidas nos Procedimentos de Rede, Distribuição e padrões técnicos


As condições não previstas neste documento devem ser submetidas à análise da Enel Distribuição Goiás,

junto a Unidade de Grandes Clientes através do Executivo de Atendimento.

8. ANEXOS

Este documento não possui anexos.

assunto: adequação do sistema de medição para faturamento ... · lei n° 9074, de 07 de julho...

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