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Timestamp: 2019-12-08 07:37:15
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Matched Legal Cases: ['artículo 36', 'artículo 06', 'artículo 3', 'artículo 2', 'artículo 1', 'Artículo 6', 'artículo 7', 'Artículo 6', 'Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 3', 'Artículo 1', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 3', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 1']

Resolución SE 0164/1992. Boletín Oficial n° 27.557, lunes 18 de enero de 1993, pp. 6-9.
Citas Legales : Decreto 01594/1992, Ley 24.065 - artículo 36, Norma IEC 185, Norma IEC 186, Norma IEC 255-4, Norma IEC 521, Norma IEC 687, Norma IEC 687, Norma IEC 801-2 y 4, Norma IRAM 2271, Norma IRAM 2274, Norma IRAM 2275, Norma IRAM 2410, Norma IRAM 2411, Norma IRAM 2412, Norma IRAM 2413 - parte I, Norma IRAM 2413 - parte II, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24, Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.1. , Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.1. - numeral 1.2.1.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.1. - numeral 1.2.1.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.1. - numeral 1.2.1.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.2. - acápite 1.2.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.4., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.4. - acápite 1.4.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.4. - acápite 1.4.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.4. - acápite 1.4.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.5., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.5. - acápite 1.5.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.6., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.6. - acápite 1.6.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.6. - acápite 1.6.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.6. - acápite 1.6.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.6. - acápite 1.6.4., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.7., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8. - acápite 1.8.1., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8. - acápite 1.8.2., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8. - acápite 1.8.3., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8. - acápite 1.8.4., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.8. - acápite 1.8.5., Resolución SEE 0061/1992 - anexo 24 - punto 1. - apartado 1.9., Resolución SEE 0061/1992 - artículo 06
(Nota del Centro de Documentación: Validez del artículo 3°, extendida por la Resolución SE 148/93 . Aplazamiento de la fecha indicada en el artículo 2° hasta el 31 de marzo de 1994 aprobado por la Resolución SE 267/93 . Fecha límite en la cual el Sistema de Transporte en Alta Tensión debe cumplir con los requisitos de instalación de los instrumentos de medición y registro requeridos por el Sistema de Medición Comercial, aplazamiento de la fecha indicada en el artículo 1° y excepción hasta el 30 de setiembre de 1994 la aplicación de las Penalidades, previstas a todos aquellos agentes que hayan cumplido con la instalación de los instrumentos de medición y registro requeridos aprobado por la Resolución SE 65/94 . Artículo 6° sustituido y artículo 7° dejado sin efecto por la Resolución SEyT 150/96 . Anexo I sustituido por la resolución SE 472/98 . Metodología de cálculo para la determinación de las sanciones complementarias por persistencia en situaciones de incumplimiento a lo dispuesto en los puntos 7.2.d), 7.2.e), 7.2.f), 7.3 y 7.5 aprobada por la Resolución ENRE 127/00 . Procedimiento para la aplicación de sanciones por incumplimientos al Sistema de Operación en Tiempo Real, Sistemas de Comunicaciones para Operación del MEM y Sistema de Medición Comercial, aprobado por la Resolución ENRE 277/08 )
BUENOS AIRES, 30 DE DICIEMBRE DE 1992.
VISTO la Resolución ex S.E.E. N° 61 del 29 de abril de 1992, y
Que es necesario establecer un Sistema de Medición Comercial que permita realizar adecuadamente las transacciones económicas del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) y sus normas correspondientes, conforme lo dispone el Artículo 6° de la Resolución ex S.E.E. N° 61/92.
Que se requiere establecer las responsabilidades de los agentes en la implementación del citado sistema de medición.
Que aunque no estén constituidas las empresas que serán titulares de la concesión de transporte de energía eléctrica, las que deberán operar y mantener el Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista, resulta imprescindible proceder a su implementación inmediata y determinar los mecanismos por los cuales ello ha de ser solventado.
Artículo 1°- Apruébase la norma que regirá para el Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista (SMEC) cuyo texto integra el Anexo I de la presente resolución, e incorporase al ANEXO I de la Resolución ex SEE N° 61/92 Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios como Anexo 24.
Artículo 2°- Los agentes del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA deberán cumplir con los requisitos establecidos en el Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista que se aprueba en el artículo precedente, a partir de las siguientes fechas:
Transporte en Alta Tensión	31 de octubre de 1993
Transporte por Distribución Troncal	31 de enero de 1994
Generadores	31 de octubre de 1993
Vínculos entre distribuidores	31 de enero de 1994
Exceptúase del cumplimiento del plazo definido precedentemente a los generadores de energía eléctrica que hayan adquirido tal condición como resultado del proceso de privatización de la actividad de generación térmica a cargo de AGUA Y ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD DEL ESTADO y de SERVICIOS ELÉCTRICOS DEL GRAN BUENOS AIRES SOCIEDAD ANÓNIMA, siempre que en los respectivos Pliegos de Bases y Condiciones se hubiera definido un plazo para la implementación del sistema de medición.
Artículo 3°- CAMMESA deberá implementar el Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista que se aprueba por el Artículo 1° de este acto, en lo que concierne a las empresas que desarrollaren la actividad de transporte de energía eléctrica, y trasladar los costos de tal implementación a los usuarios del Sistema de Transporte, de la siguiente manera:
a) Costos de proyecto, en función de los puntos de medición dispuestos para cada usuario directo;
b) Costos de adquisición, montaje y puesta en servicio del equipamiento de medición y registro instalados en las conexiones al sistema de transporte, se trasladará a los usuarios directos de dichas conexiones. En caso de existir más de un usuario directo en una conexión, el costo se imputará en la misma proporción en que cada usuario abona el cargo de conexión por la prestación del servicio público de transporte;
c) Costos asociados a la adquisición, montaje y puesta en servicio de los Centros de Recolección y/o equipamiento de comunicaciones, a prorrata entre los agentes del MEM en la misma proporción a los puntos de medición dispuestos para cada uno.
Artículo 4°- Los costos de implementación del Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista de CAMMESA, serán abonados por los agentes del MEM en la misma proporción en que se abonan los gastos de CAMMESA.
Artículo 5°- Aquellos agentes del MEM que no resultaren comprendidos en el Artículo 3° de este acto tendrán a su cargo la implementación del Sistema en relación a las mediciones no incluidas en tal artículo.
Artículo 6°- Los gastos de CAMMESA en operación y mantenimiento del Sistema de Medición Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista serán incluidos dentro de su presupuesto de gastos.
Artículo 7°- Los gastos de auditoría que insuma el SMEC serán solventados mediante una tasa de auditoría que deberán abonar los responsables de la medición en proporción al número de medidores. CAMMESA deberá someter para su aprobación a esta Secretaría el presupuesto anual de gastos de auditoría.
Artículo 8°- Los montos que los agentes del MEM deban abonar en concepto de penalizaciones en los términos de la norma aprobada por el Artículo 1° de este acto, se destinarán a solventar los gastos de auditoría a que hace referencia el artículo precedente.
Decreto 01594/1992
SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
ANEXO 24.- NORMA DEL SISTEMA DE MEDICIONES DE CARÁCTER COMERCIAL DEL MEM (SMEC)
Las transacciones comerciales en el ámbito del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) requieren la medición de energía activa en los nodos del MEM, en los cuales se vinculan los agentes.
La información medida será concentrada en Centros de Recolección (CR) dispuestos en la ETEAT y las EDTI, quienes la retransmitirán a CAMMESA y a las partes interesadas. Además las vías de comunicación permitirán a CAMMESA el acceso remoto directo a los registradores de todos los nodos a los fines de auditar la medición.
El sistema de medición, registro y adquisición de datos tendrá tres componentes:
-	El sistema de medición de energía activa en los nodos: comprende los transformadores de corriente y de tensión y los medidores de energía.
-	Un sistema integrado de registro y transmisión de datos: constituido por equipos registradores, que integran y almacenan los valores de energía de los nodos, procedente del instrumental de medición y un equipamiento de adquisición y procesamiento de datos provenientes de estos registradores.
-	Un sistema de comunicaciones para la recolección de la información basado en la red de telefonía conmutada o privada, para el acceso a los registradores desde los CR y CAMMESA.
2- SISTEMA DE MEDICIÓN DE ENERGÍA
2.1.- CARACTERÍSTICAS DE EQUIPOS Y CLASE DE MEDICIÓN
Las clase requerida aparatos de los destinados a medición de energía activa para facturación, será la indicada en el siguiente cuadro:
MED. de CONTROL
Interconexiones en tensiones de 132 kV o más
Grupos de 20 MW o más (Gen. Bruta o neta)
Interconexiones entre transportistas
Interconexiones en tensiones menores a 132 kV
Grupos menores de 20 MW (Gen. Bruta o neta)
TV: Transformadores
TI:	Transformador de corriente
2.1.1.- REQUERIMIENTOS GENERALES
a.- Los medidores de energía serán trifásicos, tetrafilares, con emisores de impulsos a tres hilos libres de potencial, dispositivo antirretroceso (bloqueo de oscilaciones que generen emisión de impulsos) e indicador numérico de energía medida (si es de electrónico, dotado de memoria no volátil). Deberán contar con ensayo de tipo, cuya antigüedad no supere los dos años, realizado por el INTI u otra entidad de jerarquía reconocida por CAMMESA.
b.- Los medidores de clase 0,2 deberán ser de tipo estático, normalizados como clase 0,2 S por la norma IEC-687. Para ensayos de tipo se utilizará además lo dispuesto en el borrador (Draft del Comité 13 del IEC) de modificación de la Norma IEC 687 de marzo de 1991 o la versión definitiva que la reemplace. Este ensayo de tipo será de aplicación para equipos ofrecidos, para controles de provisión y para las modificaciones incorporadas en equipos ya ensayados. Para el caso de los medidores estáticos clase 0,5 S será de aplicación lo dispuesto en este punto para los medidores clase 0,2S.
c.- El medidor de control, será de igual clase que el principal, contemplando que reemplazará a éste en caso de falla o necesidad de desconexión para verificación, asegurando de esta manera la continuidad de la medición y registro.
d.- La frecuencia de los emisores de impulsos será seleccionada para asegurar una óptima relación kWh por impulso, no debiendo superarse en régimen de máxima carga el límite admitido por el registrador a utilizar. La duración de los impulsos no será inferior a 30 ms. En medidores bidireccionales se dispondrá de dos generadores de impulsos independientes, uno por cada sentido.
e.- Los circuitos de tensión y corriente dispondrán de secundarios afectados exclusivamente al sistema de medición de energía y al sistema de operación en tiempo real.
f.- El error porcentual total máximo (en módulo y fase), a coseno fi = 0,9 (factor de potencia de la carga), introducido en la medición de energía por la caída de tensión en los cables de los circuitos secundarios de los transformadores de tensión, no deberá superar el 0,1 %.
Será obligatorio presentar un cálculo del error mencionado, basado en valores comprobables mediante ensayos. Si no se pudiera lograr lo establecido anteriormente, se deberá optar por alguna de las soluciones siguientes:
a)	En los casos en que sea técnicamente factible, aumentar la sección de los cables y/o disminuir la distancia entre los medidores y transformadores.
b)	Compensar el error mediante algún método confiable, sujeto a la aprobación de CAMMESA.
c)	Reemplazar los medidores (responsables de la caída de tensión en los cables) por otros de mejor prestación (p.ej. medidores electrónicos), para lograr que el error sea menor que el establecido.
g.- Los TI con secundario de 5 A clase 0,2 y 0,5 deberán ser los normalizados como clase 0,25 y 0,5S respectivamente.
h.- Para los transformadores y medidores de clase 0,5 deberá compatibilizarse la corriente nominal del TI con la corriente básica y la corriente máxima del medidor.
i.- La carga de los circuitos secundarios de los transformadores de Corriente (TI) y Tensión (TV) destinados a medición comercial, deberá estar comprendida entre el 25 y el 100 % de la potencia de exactitud correspondiente. Se recomienda para el caso particular de los TI, que el estado de carga secundario debido al equipamiento de medición sea superior al 70 % de la potencia de exactitud, a los efectos de evitar situaciones de riesgo para el instrumental, ante cortocircuitos primarios.
j.- No se deberá sobredimensionar la corriente nominal primaria de los transformadores de corriente con respecto a la corriente máxima de la carga. En caso de prever un futuro aumento de esta última, se utilizarán transformadores de doble relación.
k.- Los circuitos de medición contarán con los elementos necesarios, que permitan separar y/o intercalar equipos de medición en forma individual con la instalación en servicio, para su verificación in situ (intercalación de instrumento patrón) y/o reemplazo sin afectación de los restantes.
l.- Serán de aplicación las siguientes normas:
Para todo lo concerniente a transformaciones de medición:
de corriente:	IRAM 2275 IEC 185
de tensión:	IRAM 2271 IEC 186
ambos:	IRAM 2274
Para medidores de energía:
de inducción,	clase 0,5:	IEC 521
clase 1 y 2	IRAM 2410, 2411, 2412 y 2413 (Partes I y II)
estáticos, clase 0,2S y 0,5S:	IEC 687, 255-4 y 801-2 y 4
Para el caso de los TV capacitivos de clase 0,2, no contemplados por la norma IRAM 2271, la aprobación de su uso quedará a cargo de la SE.
Las instalaciones de interconexiones en tensiones menores a 132 kv, de grupos generación de menos de 20 MW y servicios auxiliares deberán cumplir los requisitos establecidos en los incisos a, c, d, e, f, g, h, i, j, k y l.
2.1.2.- ESQUEMA DE RESPALDO DE LA MEDICIÓN
Las empresas deberán definir un esquema adicional de respaldo de la medición en cada punto, el que será puesto a consideración de CAMMESA. El mismo deberá permitir recomponer la información que eventualmente se pierda por fallas en la cadena de medición principal y de control. Este es un esquema para ser usado excepcionalmente en casos de emergencia.
En caso de pérdida de la información primaria, CAMMESA empleará para la transacción comercial la mejor información disponible a su criterio, ya sea la resultante del esquema del respaldo, la del sistema de tiempo real o la información estadística.
2.1.3.- DISPOSICIONES PARA EL EQUIPAMIENTO EXISTENTE
Para el instrumental de medición actualmente instalado que presente apartamientos a lo requerido en el punto 2.1. se admiten, con carácter de excepción, las exigencias de clase previstas en el cuadro siguiente:
Interc. 132 kV o más
Interc. menos de 132 kV
Grupos 20 MW o más
Gen Bruta o neta
Serv. Aux.
Grupos menos de 20 MW
Para los medidores, esta disposición es de carácter transitorio, debiendo ser reemplazados antes del 1 de abril de 1998. En el caso de los TI y TV, deberán ser reemplazados cuando sea necesario hacerlo por deterioro o pérdida de clase.
2.2.- APROBACIÓN DEL PROYECTO Y HABILITACIÓN DEL INSTRUMENTAL
Los proyectos de instalación del instrumental de medición serán sometidos a la aprobación de CAMMESA, quién se expedirá en un plazo máximo de 30 días. Durante el proceso de construcción y/o montaje, CAMMESA estará habilitada para efectuar los controles que considere necesarios.
La habilitación de los medidores e instalaciones relacionadas (TI, TV, y circuitos de corriente y tensión), se concederá una vez verificados los requerimientos precedentes, presentada la INFORMACIÓN REQUERIDA para su incorporación al Registro Oficial de Instalaciones de Medición del MEM y aprobados los ENSAYOS DE HABILITACIÓN.
Las empresas poseedoras de los equipos de medición, deberán proveer a CAMMESA la siguiente INFORMACIÓN REQUERIDA relativa a cada punto de medición, sea de equipos existentes o que se instalen para satisfacer esta norma:
Esquema unifilar de la instalación de potencia mostrando la conexión de los equipos de medición.
Corriente primaria/Corriente secundaria
Potencia de exactitud
Corriente/s nominal/es y relación de transformación normal de uso
Tensión primaria (kv)/Tensión secundaria (V)
Medidor de energía principal
Electrónico o de inducción
Uni o Bidireccional
Tipo de emisor de impulsos
Constante del emisor (kWh/impulso)
Acompañar copia de la documentación técnica original de los equipos
Medición de energía de control
Cuando exista, se deberán indicar los mismos datos del sistema principal.
En base a esta información, CAMMESA llevará una ficha de cada punto de medición en el registro respectivo, donde se asentarán las novedades, último protocolo de ensayos y verificaciones realizados. Si se trata de un equipo nuevo, los protocolos de los ensayos ejecutados en el INTI o el laboratorio habilitado por CAMMESA. Las empresas deberán notificar a CAMMESA toda novedad o modificación en las instalaciones respectivas.
Los responsables del instrumental deberán realizar los siguientes ENSAYOS DE HABILITACIÓN, a su cargo, en los laboratorios autorizados por CAMMESA:
·	Dieléctrico
·	Marcha en vacío
·	Arranque
·	Influencia de la variación de la corriente
·	Verificación de la constante
2.3. ENSAYOS Y MANTENIMIENTO
El responsable del instrumental deberá realizar el control rutinario, calibración y eventuales reparaciones que sean necesarias para asegurar la permanencia en el tiempo de los parámetros y condiciones emergentes de la presente norma.
Cuando CAMMESA, en sus verificaciones rutinarias y/o de auditoría, detecte que un medidor no cumpla satisfactoriamente alguno de los ensayos de verificación que realice, el responsable de la instalación deberá reemplazarlo por uno equivalente en un plazo máximo de 24 horas para instalaciones sin medidor de control y 72 horas en aquellas que dispongan de él. El medidor retirado para su reparación y/o calibración y contraste, deberá ser repuesto en un plazo máximo de 15 días. Todo instrumento que se retire de la cadena de medición, deberá ser sometido a los ensayos de rehabilitación.
CAMMESA podrá requerir al responsable de la medición una verificación del instrumental de medición de un nodo. Dentro de las 72 horas, de solicitado se deberá proceder al reemplazo del mismo por uno equivalente y realizar el contraste respectivo y reinstalar en caso de comprobarse su correcto funcionamiento, dentro de los 7 días.
Toda intervención a realizar sobre componentes de la cadena de medición, requerirá la autorización de CAMMESA quién será notificada junto a las partes interesadas, con 7 días de anticipación. Ambos tendrán derecho a participar de la misma.
En caso de intervenciones de emergencia la notificación será realizada de inmediato, y las verificaciones de requerirse serán realizadas a posteriori con la participación prevista en el párrafo precedente.
En todos aquellos casos en que alguna de las partes interesadas así lo requiera, los componentes de la cadena de medición serán precintados.
3.- SISTEMA DE MEDICIÓN DE REGULACIÓN PRIMARIA DE FRECUENCIA
Adicionalmente a lo dispuesto para la comercialización de la energía, se prevé la facturación de la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).
Las unidades generadoras deberán disponer de un sistema de medición y registro de su participación efectiva en la regulación primaria de frecuencia. Las características de dicho instrumental serán definidas e incorporadas oportunamente a la presente norma.
El margen de reserva rotante convenido será verificado a través de la medición de energía del SMEC.
4.- SISTEMA DE REGISTRO Y TRANSMISIÓN DE DATOS
Todos los medidores deberán disponer de registradores en los nodos, que obtendrán y almacenarán los valores de energía, los que serán periódicamente extraídos en forma remota y/o eventualmente local, con destino a CAMMESA y las partes interesadas.
Los registradores integrarán los pulsos generados en los medidores de energía, en períodos programables conforme a los requerimientos de la metodología de comercialización del MEM, prevista para los distintos operadores del sector eléctrico.
Se dispondrá de registradores independientes para los medidores, principal y de control, a fin de disponer de una redundancia adecuada y posibilidad de verificación permanente.
El procedimiento normal de lectura de los registradores remotos mediante la utilización de vínculos de red telefónica conmutada privada o pública, para lo cual el equipo estará dotado de un modem de datos y la inteligencia necesaria para la comunicación, con el grado de protección requerido. Adicionalmente dispondrá de la posibilidad de extracción local.
Como referencia de tiempo los registradores utilizarán alternativamente la frecuencia de red o la base de tiempo propia, en función de lograr la mejor prestación y exactitud del equipo, previéndose la disponibilidad de sincronización externa de los mismos. Si la frecuencia de red se usa como referencia, el registrador hará uso de la base de tiempo propia, a fin de mantener la hora durante el período de interrupción del suministro de la red.
La protección de los datos deberá abarcar tanto el almacenamiento como la extracción y transmisión, disponiendo de memoria no volátil o alimentación asegurada, palabra clave (password) y protocolos de transmisión con detección de errores y repetición de bloques de datos defectuosos, respectivamente.
El equipo de registro podrá ser independiente del instrumento de medición o integrado a éste. En el primer caso cada registrador tendrá la posibilidad de atender a varios medidores simultáneamente.
4.2. CARACTERÍSTICAS DE LOS REGISTRADORES
Los registradores se ajustarán a las siguientes características:
a.- Cuando se trate de un equipo independiente del medidor, tendrá capacidad para registrar como mínimo 4 canales de entrada de pulsos a tres hilos.
b.- El período de integración de pulsos será programable, desde un mínimo de 1 minuto hasta 1 hora en intervalos que contemplen todos los submúltiplos de 60 minutos.
c.- Capacidad de almacenamiento de la información en memoria circular de 35 días como mínimo, con 4 canales activos y un período de integración fijado en 15 minutos.
d.- El soporte de almacenamiento de los datos debe garantizar la permanencia y la inalterabilidad de los mismos, ante faltas de alimentación del equipo o acciones externas.
e.- Interfase para la lectura de los datos almacenados. El equipo deberá permitir una lectura local de los datos, para lo que dispondrá de una puerta de acceso (por ejemplo de tipo óptico o RS232), y lectura remota a través de un canal telefónico, para lo cual deberá incluir el correspondiente módem.
f.- Los registradores deberán ser capaces de compartir una línea telefónica con otros equipos de su clase y/o un aparato telefónico.
g.- La información estará protegida contra lectura por parte de personas no autorizadas. A tal fin el acceso se habilitará mediante claves de identificación.
h.- Los equipos admitirán la reprogramación en forma local, a través de interfaces, con la correspondiente protección, preferentemente mediante palabra clave doble distinta de la de lectura y/o dispositivo hardware, para evitar el acceso a personas no habilitadas. Esta operación será realizada con participación de CAMMESA quién administrará las claves y dispositivos de protección.
i.- La información a transferir entre los CR y CAMMESA se realizará mediante el protocolo de comunicaciones Kermit y con formato compatible Dbase. El procedimiento de cambio de formato será realizado mediante un programa compilado, que formará parte de la provisión del equipamiento de los Centros Recolectores.
j.- CAMMESA deberá ser provista de los programas de adquisición de datos de los registradores, para poder hacer efectiva su función de auditoría sobre las mediciones.
k.- Cumplimiento con las normas IEC 225-4, IEC 68-2 y IEC 801.
4.3.- CENTROS DE RECOLECCIÓN
La adquisición primaria de la información procedente de los registradores del SMEC, será realizada en Centros de Recolección (CR), distribuidos geográficamente, asignando CAMMESA a cada nodo el CR correspondiente.
Estos centros estarán dispuestos en las EDTI y la ETEAT. Cada uno de estos CR, remitirá a CAMMESA, según formato y protocolo normalizado, la totalidad de la información, según ésta le indique.
5.- SISTEMA DE COMUNICACIONES PARA RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN
La lectura periódica de los registradores será mediante el acceso remoto vía módems, utilizando para ello facilidades de vínculos telefónicos, preferentemente de las redes de telefonía privada con que cuentan las empresas del sector eléctrico y en su defecto líneas del servicio público.
Para la información asignada a los CR de la ETEAT y las EDTI, éstas deberán poner a disposición sus redes de comunicaciones hasta la frontera de sus instalaciones. La vinculación entre estos puntos y el instrumental de medición y registro, serán responsabilidad de los usuarios.
Las vinculaciones antes mencionadas deberán posibilitar a su vez el acceso desde CAMMESA hasta el instrumental de medición.
5.1.- DATOS DE LA RED TELEFÓNICA
A los efectos de identificar las vías de acceso a los medidores CAMMESA tendrá un registro donde conste la información referente a los medios de comunicación para acceder a los nodos, cuyos datos serán provistos y actualizados por las empresas. Para la constitución de este registro se enviarán los siguientes datos y esquemas:
-	Líneas telefónicas de red privada y pública en el lugar.
-	Localización y características de la central telefónica a la que se vincula cada línea.
-	Vinculación de las centrales telefónicas privadas, tengan o no relación directa con los puntos en cuestión, que pueden servir de vía de acceso indirecto por selección múltiple.
-	Posibilidad de instalación de abonados de centrales telefónicas propias o de otras empresas del sector para cubrir puntos que no cuentan con servicio actualmente.
-	Vínculos del servicio público alternativos.
-	Esquemas de las vinculaciones requeridas precedentemente.
6.- RESPONSABILIDADES DE LAS EMPRESAS
Cada agente del MEM separadamente será responsable por el cumplimiento de la presente norma de medición en todos sus nodos.
La asignación específica de responsabilidades del SMEC se detalla a continuación.
6.1.- INSTRUMENTAL DE MEDICIÓN Y REGISTRO
Las responsabilidades inherentes a la instalación del instrumental, verificación, calibración y mantenimiento, de acuerdo a la presente Norma, corresponden a:
-	Los GENERADORES en sus nodos, debiendo medir la energía activa neta por unidad generadora, entregada en el ámbito del MEM. La obtención de la energía neta admite dos modalidades:
a)	medición de la generación bruta y el consumo de servicios auxiliares por unidad, las alimentaciones independientes a los servicios comunes de central y consideración de las pérdidas de transformación.
b)	medición de la energía neta suministrada por unidad y las alimentaciones independientes a los servicios comunes de central.
El esquema deberá posibilitar, junto con los ensayos que se requieran, la remuneración a costo operativo de cada unidad.
En todos aquellos casos en que barras de generadores se alimenten consumos de otros usuarios, la responsabilidad del generador por el instrumental de medición y registro, se hará extensiva a dichos alimentadores, con cargo a los usuarios.
El esquema de medición será definido y convenido en cada caso con CAMMESA, en función de características de cada central.
-	La ETEAT en sus fronteras con excepción de las interconexiones con generadores, debiendo medir la energía activa en sus nodos. El costo de la instalación del instrumental de medición será cargado a los agentes del MEM usuarios del mismo.
-	Las EDTI en sus fronteras con excepción de las interconexiones con la ETEAT y/o generadores, debiendo medir la energía activa en sus nodos. El costo de la instalación del instrumental de medición será cargado a los agentes del mismo.
-	Los DISTRIBUIDORES en las interconexiones con otros DISTRIBUIDORES, debiendo medir la energía activa intercambiada entre ellos. Los puntos de medición y la responsabilidad de instrumentación y mantenimiento se definirán por acuerdo de partes, conforme a las características técnicas y procedimientos establecidos por la presente norma. La responsabilidad primaria definida por acuerdo de partes deberá ser comunicada a CAMMESA.
-	Los GRANDES USUARIOS en los nodos de consumo, debiendo medir la energía activa que demanden al MEM.
En aquellos casos en que razones técnico económicas determinen la localización de la medición en un punto no coincidente con el de frontera correspondiente al nodo, las empresas afectadas y CAMMESA definirán el esquema de medición que contemplará las compensaciones necesarias para ajustar el valor de la medición al nodo de frontera.
6.2.- CENTROS DE RECOLECCIÓN
El servicio de operación de los centros recolectores será responsabilidad de la ETEAT y las EDTI. La localización de los CR que recolectarán la información registrada, será definida por CAMMESA e instalado con cargo a los usuarios.
Las responsabilidades por la operación y mantenimiento, del equipamiento informático de recolección, de acuerdo a la presente Norma, corresponde a:
-	La ETEAT, debiendo adquirir la información procedente de sus nodos de frontera, las de los generadores y grandes usuarios adyacentes y toda otra medición no adyacente de los nodos no previstos en los CR de las EDTI.
Esta información será recolectada diariamente y distribuida por CAMMESA y a las empresas interesadas con igual frecuencia.
-	Las EDTI en sus CR, debiendo adquirir toda la información de sus nodos de frontera, la de los generadores y grandes usuarios adyacentes, más toda otra que se encuentre en su región. La información recolectada será distribuida con igual criterio a la prevista en 5.2.1.
6.3.- RED DE COMUNICACIONES
La recolección de las mediciones se realizará por medio de enlaces de datos utilizando la red conmutada, siendo factible utilizar otros vínculos que la superen en prestación y sea compatible con los medios con que cuenta cada CR.
Las empresas tendrán la responsabilidad de estructurar sus sistemas de comunicaciones con la finalidad de:
-	Las ETEAT: acceder desde los CR a los nodos de su frontera.
Habilitar vías de comunicación, entre CAMMESA y las instalaciones del SMEC y la frontera de la ETEAT.
-	Para la recolección de la información de los nodos no adyacentes a las ETEAT y EDTI, la responsabilidad recaerá en el propietario de los vínculos que unan dichos nodos a la frontera de la ETEAT o EDTI respectivamente.
-	Distribuidores, Generadores y Grandes Usuarios: disponer los medios para permitir el tránsito desde los registradores hasta las fronteras de las ETEAT y EDTI, desde donde serán recogidos y transportados al CR correspondiente.
6.4.- CAMMESA
Será responsabilidad de CAMMESA la supervisión de cada uno de los componentes del SMEC, su operación y procesamiento de la información, a los efectos de la resolución de las transacciones comerciales entre los agentes del MEM.
Deberá realizar la auditoría del sistema a los efectos de asegurar la disponibilidad y certidumbre de dicha información.
Deberá aplicar las penalidades emergentes de la presente norma.
7.- AUDITORÍA
CAMMESA, en su carácter de responsable de la exactitud de los datos del Sistema de Medición Comercial, realizará los ensayos y verificaciones en el sistema de medición y adquisición de los valores que considere convenientes.
Para la realización de dichas verificaciones y ensayos, el responsable de las instalaciones permitirá el acceso de CAMMESA o de quién ésta disponga y la realización de las tareas in situ sobre el equipamiento de medición (TI, TV, medidores, registradores, cableado, módems y sistema de comunicaciones según corresponda). Cuando sea necesario retirar el instrumental para su contraste en laboratorio, el responsable de las instalaciones deberá reemplazar los elementos a ensayar. Todo instrumento que se retire de la cadena de medición, deberá ser sometido a los ensayos de habilitación.
De detectarse anormalidades en los equipos o instalaciones analizados, será de aplicación el régimen de penalizaciones previsto en la presente norma.
8.1.- POR DESVÍO DE LA MEDICIÓN
La penalización por desvío de la medición será de aplicación a los responsables enunciados en el punto 6.1.
Se denomina desvío de la medición de una medición de energía, a la diferencia entre la sumatoria de los valores absolutos de los errores de relación de los transformadores de medida y del medidor principal, evaluados en condiciones nominales de corriente y tensión, y la sumatoria de las clases de los transformadores de medida y del medidor principal, teniendo sentido el desvío sólo cuando la primera es mayor que la segunda.
Cuando un desvío de medición sea tal que se duplique la sumatoria de las clases requeridas, se lo considerará un desvío grosero. En caso de originarse en el medidor principal, se deberá recurrir al de control.
No se reconocerán beneficios económicos a las empresas que tengan mediciones con elementos de mejores clases que las requeridas.
El monto de la penalización se calculará a partir de la determinación y valorización del desvío de medición aplicado a la energía medida, con retroactividad a la última verificación realizada por CAMMESA, con un máximo de 6 meses, y hasta tanto sea corregido el error. En caso de contar con medición de control, con una de las mediciones en correcto estado de funcionamiento, ésta será de aplicación a la facturación y no corresponderá penalización por desvío de clase.
8.2.- POR INDISPONIBILIDAD DEL SMEC
La penalización será de aplicación a los responsables enunciados en el punto 6.1.
La indisponibilidad del instrumental de medición afectado al SMEC, será penalizada como un desvío de la medición definido en el punto 8.1., considerando que su medición tiene un error del 4%, aplicado a la información de utilizada para realizar la transacción comercial.
En los nodos instrumentados con medidor de control, ante la falta de una de las mediciones, será de aplicación el 50% de la penalidad y comenzará a regir 72 horas después de comunicado el defecto por CAMMESA.
En caso de falta total de la medición, exista o no medidor de control, será de aplicación el 100% de la penalidad a partir de las 24 horas de la comunicación de CAMMESA.
8.3.- POR FALTA DE VÍNCULO TELEFÓNICO
Cuando las empresas no implementen la vinculación telefónica requerida u obstaculicen el tránsito por sus instalaciones, CAMMESA arbitrará los medios para viabilizar el acceso a los datos, por cuenta y cargo de aquéllas.
8.4.- POR DEFICIENCIAS EN LA RECOLECCIÓN
Cuando las empresas de transporte no implementen recolección de información en tiempo y forma, CAMMESA arbitrará los medios para viabilizar el acceso a los datos, por cuenta y cargo de aquéllas.
8.5.- POR INCUMPLIMIENTO EN LOS PLAZOS PREVISTOS EN LA PRESENTE NORMA
Será de aplicación lo previsto en el punto 8.2. asimilándose a la falta de la medición.
9.- PROCEDIMIENTO PARA EL TRATAMIENTO DE LA INFORMACIÓN DEL SMEC
En los nodos en que el registrador disponga de un método de lectura solamente (read only), se habilitará a las partes interesadas para el acceso en forma directa, a los datos registrados.
La recolección de la información será realizada diariamente por los CR, donde se convertirá al formato normalizado, y será transferida a CAMMESA y a las partes interesadas con igual período para su procesamiento.
Las empresas interesadas podrán hacer observaciones sobre los valores recibidos dentro de las 72 horas. Una vez transcurrido dicho lapso, la información recibida, procesada y validada será incorporada a la base de datos de facturación consolidada (BFC).
Semanalmente CAMMESA suministrará a las partes los valores resultantes de la BFC, para su conocimiento y control. Pasadas las 48 horas, de no existir discrepancias, dichos resultados pasarán a tomarse como definitivos para el cierre mensual.
A los fines prácticos de cumplir con los tiempos previstos para el cierre de la facturación mensual, las observaciones sobre los datos recibidos a fin de mes deberán ser puestas en CAMMESA como máximo el segundo día del mes siguiente.
Esta BFC contará con un sistema de validación y control, que permita verificar la coherencia de la información ingresada y la detección de situaciones anómalas en el contenido y consistencia de la información. Con este fin, CAMMESA definirá los criterios y procedimientos a utilizar.
En caso de la observación de diferencias en el cierre de la información diaria, semanal y/o mensual de la BFC, debidas a causas no detectadas en el proceso anterior, tales diferencias serán resueltas en el ámbito de CAMMESA con las partes interesadas.
La detección temprana por cualquiera de las partes intervinientes de una anormalidad, debe ser comunicada de inmediato a las restantes, y tomadas las acciones para normalizar la falla de acuerdo a las responsabilidades asignadas en la presente norma.
De producirse fallas severas que no permitan completar la información con los datos recibidos a través del SMEC, será de aplicación la mejor información disponible, contemplando los valores de respaldo mencionados en el punto 2.5.-, y alternativamente, datos extraídos del sistema de tiempo real, a los efectos de reconstruir los valores perdidos.