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CARTILHA DO SISTEMA DE
MEDIÇÃO PARA
FATURAMENTO
Operador Nacional do Sistema Elétrico
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Cartilha do Sistema de Medição para Faturamento.docx
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ONS NT 0170/2015
CARTILHA DO SISTEMA DE
MEDIÇÃO PARA
FATURAMENTO
Dezembro de 2015
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 3 / 40
Sumário
1 MOTIVAÇÃO 4
2 CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA
FATURAMENTO 4
3 PROCESSOS DO SMF 6
4 REQUISITOS DO PROJETO DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 8
4.1 Parecer de Localização 8
4.2 Memorial descritivo do projeto 8
4.2.1 Considerações iniciais e localização 8
4.2.2 Equipamentos que compõem o sistema de medição para
faturamento 9
4.2.3 Cabos de interligação 10
4.2.4 Painel de medição para faturamento 11
4.2.5 Medidor eletrônico de energia 11
4.2.6 Lacres 12
4.2.7 Aterramento 12
4.3 Diagrama Unifilar 12
4.4 Diagrama Trifilar 13
4.5 Diagrama Construtivo do Painel 15
4.6 Desenho de Arquitetura de Comunicação 15
4.7 Diagrama de Alimentação dos Medidores 17
4.8 Cálculo dos cabos secundários e relação do TC 18
5 REQUISITOS DO RELATÓRIO DE COMISSIONAMENTO 25
5.1 Checklist 25
5.2 Boletim de Cadastro 25
5.3 Certificado de Calibração dos Medidores 28
5.4 Diagrama Vetorial dos Medidores 28
5.5 Ensaio de Carga Imposta 29
6 INTEGRAÇÃO DE NOVAS INSTALAÇÕES AO SIN 31
6.1 REQUISITOS PARA A EMISSÃO DE DAPR 31
6.2 REQUISITOS PARA A EMISSÃO DE TL 33
Lista de figuras e tabelas 40
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1 MOTIVAÇÃO
O presente documento tem o objetivo de auxiliar a realização e análise do projeto
e do relatório de comissionamento do Sistema de Medição para Faturamento -
SMF, além de auxiliar no entendimento dos processos relacionados ao SMF, como
a emissão da Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de
Rede – DAPR e do Termo de Liberação – TL para a integração de novos
empreendimentos à Rede Básica.
Vale ressaltar que esse documento está de acordo com os requisitos referentes à
versão 2.0 do Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, além dos demais módulos
envolvidos.
2 CARACTERIZAÇÃO DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA
FATURAMENTO
Os principais objetivos do sistema de medição instalado nos pontos de conexão
são possibilitar a apuração da parcela de ineficiência por ultrapassagem de
demanda e da parcela de ineficiência por sobrecontratação, possibilitar a
verificação da ordem de despacho e apuração de serviços ancilares para unidades
geradoras, além da contabilização e liquidação de energia realizada no âmbito da
CCEE.
Para medir os montantes de energia, os medidores do SMF são conectados ao
Sistema de Coleta de Dados de Energia – SCDE, que é o sistema da CCEE
responsável pela coleta diária e pelo tratamento dos dados de medição. O sistema
possibilita a realização de inspeções lógicas com acesso direto aos medidores,
proporcionando maior confiabilidade dos dados medidos.
Segundo o Módulo 12 dos Procedimentos de Rede, o SMF é um sistema composto
pelos medidores principal e de retaguarda, pelos transformadores para
instrumentos (TIs), que são os transformadores de potencial e de corrente, pelos
canais de comunicação entre os agentes e a CCEE, e pelos sistemas de coleta de
dados de medição para faturamento.
Os dados de medição são coletados pelo SCDE por ponto de medição e por
período de coleta (intervalos de 5 minutos), tanto para medição de energia ativa
(kWh) quanto para energia reativa (kVArh). Esses dados são então integralizados
em períodos de uma hora, para se tornarem compatíveis com o período de
comercialização realizado na CCEE.
A seguir, na Figura 2-1, tem-se um desenho esquemático que apresenta onde
devem ser instalados os sistemas de medição para faturamento.
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Figura 2-1: Localização do SMF
De acordo com o Módulo 12 e conforme indicado na figura, os SMFs devem ser
instaladas nos seguintes pontos de conexão:
com a rede básica;
com as Demais Instalações de Transmissão Compartilhadas – DITC;
com as instalações de transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de
Geração para Conexão Compartilhada – ICG;
de interligação internacional (importação e exportação de energia);
de interligação entre submercados, quando definido pela CCEE e ONS;
Além disso, também devem ser instalados SMFs nos pontos de conexão dos
seguintes agentes com a Rede:
de consumidor livre ou especial;
nas unidades geradoras onde existe contabilização de serviços ancilares,
para medição de geração bruta das unidades geradoras;
entre agentes que fazem parte da CCEE;
de agentes que não fazem parte da CCEE, no caso de impactar a
contabilização realizada por esta Câmara;
de usinas, excetuando-se as centrais geradoras eólicas, classificadas na
modalidade de operação como Tipo I – Programação e despacho
centralizados, para medição de geração bruta das unidades geradoras;
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das usinas que comercializam energia na CCEE, para a medição de
geração líquida;
das usinas que participam do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas
de Energia Elétrica– PROINFA, para medição de geração líquida das
unidades geradoras ou de grupo de unidades geradoras;
de autoprodutor, para medição de geração líquida;
das unidades geradoras do autoprodutor, excetuando-se unidades
geradoras eólicas, cuja central geradora tenha sido classificada na
modalidade de operação como Tipo I– Programação e despacho
centralizados, para a medição de geração bruta; e
de serviço auxiliar de subestações e de usinas. A necessidade ou não de
medição do serviço auxiliar depende da configuração física das instalações
e localizações das demais medições, devendo ser verificada caso a caso
com o ONS e a CCEE.
Assim, o SMF deve ser instalado em pontos específicos conforme Módulo 12, além
de seguir o ponto de contratação do Montante de Uso do Sistema de Transmissão
– MUST, constante no Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST.
Casos excepcionais em que ocorram inviabilidades para a instalação do SMF no
local indicado, devem ser analisados em conjunto pelo ONS e pela CCEE.
3 PROCESSOS DO SMF
O processo para conexão de um empreendimento à rede básica ou às DIT (Demais
Instalações da Transmissão) se inicia através da solicitação de acesso realizada
pelo concessionário, permissionário, autorizado ou consumidor livre que se
conectará ao sistema, sendo que as etapas deste processo são especificadas no
Módulo 3 dos Procedimentos de Rede. A partir do momento em que o acessante
solicita o acesso, o ONS ou o agente de transmissão verificam o cumprimento das
exigências legais definidas pela ANEEL para a formalização da solicitação, a
seguir o acessante providencia os estudos necessários para o acesso e o ONS
analisa o reflexo daquele acesso no desempenho da rede, gerando o Parecer de
Acesso, que é parte integrante do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão
(CUST) e Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD).
O Parecer de Acesso contém um item destinado ao Sistema de Medição, onde se
especifica a localização de SMFs necessários para a conexão do novo
empreendimento à rede. Porém, o agente responsável pelo SMF deve ratificar na
CCEE a recomendação de localização de SMF apresentada no Parecer de
Acesso, pois a emissão do parecer de localização da medição é responsabilidade
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da CCEE e a definição dos pontos de medição é analisada conjuntamente com o
ONS.
Após a etapa de definição da localização do SMF, o agente responsável pelo
Sistema de medição deve realizar o projeto de SMF, que deve ser pré-aprovado
pelo agente conectado e encaminhado ao ONS para aprovação final. O mesmo
processo deve ser realizado para o relatório de comissionamento. Além disso, para
que o processo de implantação seja finalizado, é necessário realizar o cadastro do
ponto de medição no SCDE da CCEE.
As etapas de implantação do SMF são requisitos impeditivos para a emissão da
Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de Rede – DAPR
e do Termo de Liberação – TL, conforme detalhes no item 7 deste documento.
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4 REQUISITOS DO PROJETO DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO
4.1 Parecer de Localização
O parecer de localização é um documento emitido pela CCEE – Câmara de
Comercialização de Energia Elétrica, cuja responsabilidade é, dentre outras,
indicar a localização física do ponto de medição e também os agentes envolvidos
nesse ponto de medição. Para elaborar o parecer de localização, a CCEE toma
como base o que o ONS apresenta no parecer de acesso e também o seu
Procedimento de Comercialização, além da regulamentação vigente. Sendo
definido como os agentes envolvidos:
- O agente conectado: é o proprietário das instalações físicas onde ocorre a
ligação do ponto de medição. Em alguns casos, ainda que os pontos de medição
estejam nas subestações de geradores e distribuidores, nas subestações das
DITC conectadas a um ativo de transmissão ou distribuição, esses agentes são
considerados como conectados;
- O agente conectante: é o agente cujo ponto de medição sob sua
responsabilidade se interliga a instalação de propriedade do agente conectado;
- O agente de medição (responsável técnico pelo SMF): é o responsável pelos
seguintes procedimentos de medição: coleta, envio e ajuste de dados de medição
do ativo medido. Além disso, o agente de medição responde por todas as
penalidades resultantes do não cumprimento de suas obrigações referentes à
medição.
4.2 Memorial descritivo do projeto
No memorial descritivo o agente deverá apresentar as principais características
do projeto, conforme detalhado a seguir.
4.2.1 Considerações iniciais e localização
As considerações iniciais devem ser realizadas a critério do agente, citando as
informações mais relevantes para o Sistema de Medição para Faturamento - SMF.
Os projetos de usinas de geração devem informar a sua classificação quanto à
modalidade de operação como Tipo I – Programação e despacho centralizados,
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Tipo II – Programação centralizada e despacho não centralizado ou Tipo III –
Programação e despacho não centralizados, conforme critérios e sistemática
estabelecidos no Módulo 26 dos Procedimentos de Rede.
A localização, além de citar a subestação onde o SMF será instalado, também
deve informar a localização geográfica deste. A localização física pode ser
diferente da localização regulamentar por alguma questão de excepcionalidade,
nestes casos, a excepcionalidade deve ser informada com a devida carta
referenciada.
Além disso, neste item devem conter os contatos atualizados dos representantes
do SMF.
4.2.2 Equipamentos que compõem o sistema de medição para faturamento
Os principais equipamentos que compõem o SMF são os Transformadores de
Potencial – TP e Transformadores de Corrente – TC. Dentre as suas
características técnicas devem ser apresentados obrigatoriamente os itens
descritos a seguir.
Tabela 4-1: Características Transformador de Potencial
Fabricante
Modelo
Tensão Nominal
Classe de exatidão
Carga dos TPs
Tensão Primária
Tensão Secundária
Relação Transformação
Fator Térmico
Nível de Isolamento
Número de Enrolamentos
Importante: Somente é permitido um único conjunto de TP de barra quando o
arranjo de barramento for do tipo barra principal e de transferência.
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Tabela 4-2: Características Transformador de Corrente
Fabricante
Modelo
Tensão Nominal
Classe de exatidão
Carga dos TCs
Tensão Primária
Tensão Secundária
Relação Transformação
Fator Térmico
Nível de Isolamento
Número de Enrolamentos
Além das especificações indicadas acima, solicitamos que seja fornecido o
desenho/foto de placa dos transformadores de instrumentos - TIs. O ideal é que o
desenho seja por ocasião da análise do projeto de SMF e a foto por ocasião do
relatório de comissionamento, ainda que não seja obrigatória.
4.2.3 Cabos de interligação
Tabela 4-3: Características dos cabos de interligação
Dados TC TP
TC-Painel Painel-Med TP-Painel Painel-Med
A = Seção do cabo (mm2)
RCA = Resistência do Cabo (Ω/km)
XL = Reatância do cabo (Ω/km)
L = Comprimento do cabo (m)
O detalhamento dos cálculos da queda de tensão nos cabos será tratado no item
2.8 deste documento.
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4.2.4 Painel de medição para faturamento
Em relação ao Painel de SMF é necessário descrever o funcionamento, a
autonomia e os itens construtivos.
- Funcionamento:
Descrição do funcionamento do painel de medição, incluindo descrição do sistema
de comunicação.
- Autonomia:
Descrição da alimentação auxiliar dos medidores, informando onde é tomada a
alimentação caso ocorra falha na primeira fonte de alimentação.
- Construção:
Descrição sobre esquemático dos painéis ou cubículos de medidores informando
sobre a possibilidade de lacre do painel.
4.2.5 Medidor eletrônico de energia
Deverá ser informado no projeto as características dos medidores a serem
utilizados, conforme modelo a seguir.
Tabela 4-4: Características dos medidores
Características dos Medidores de Energia (Principal, Retaguarda e Bruta)
Fabricante
Modelo
Ligação
IN = Corrente Nominal (A)
VN = Tensão de Entrada (V)
Carga do Circuito de Corrente 1Φ (VA)
Carga do Circuito de Tensão 1Φ (VA)
Consumo Máximo Alimentação Auxiliar (VA)
f = Frequência (Hz)
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Cabe ressaltar que o agente deve utilizar apenas medidores aprovados por
portarias do INMETRO, sendo possível consultá-las no endereço eletrônico
http://www.inmetro.gov.br/metlegal/, escolhendo a opção “Portarias de Aprovação
de Modelos de Instrumentos de Medição”.
IMPORTANTE: Os medidores referentes aos Pontos de Medição localizados na
Fronteira com a Rede Básica, devem ser capazes de realizar as leituras de
Qualidade de Energia Elétrica, conforme item 1.2.1.11 do SM 12.2 dos
Procedimentos de Rede.
4.2.6 Lacres
O relatório descritivo deve informar os locais onde devem ser disponibilizados os
lacres para impedir que os equipamentos sejam violados.
4.2.7 Aterramento
Os sistemas de medição devem 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 TIs. Nesses circuitos, os condutores
de retorno devem ser independentes. Além disso, devem ter os painéis ou
cubículos de medição aterrados diretamente na malha de terra da subestação e
possuir dispositivos (chaves de aferição e blocos com terminais apropriados), que
possibilitem curto-circuitar e aterrar os secundários dos TCs, possibilitem conectar
instrumentos para ensaios individuais por circuito e permitam manutenção,
calibração dos medidores, fácil substituição dos mesmos e ensaios na cabeação
interna dos painéis, sem necessidade de desligamento dos circuitos.
4.3 Diagrama Unifilar
O esquema unifilar da instalação deve informar onde se localizará fisicamente a
medição, mostrando a posição dos TIs, sua interligação aos medidores, bem como
suas características, tais como classe de exatidão e relação de transformação,
como pode-se observar, apenas como exemplo, na Figura 4-1.
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Figura 4-1: Diagrama Unifilar
4.4 Diagrama Trifilar
O esquema trifilar dos circuitos de potencial (TP) e de corrente (TC) deve mostrar
as interligações dos blocos de terminais dos TIs e caixas de junção até os painéis
ou cubículos de medidores.
Devem estar indicados no desenho as seguintes características dos TPs e TCs:
- Enrolamentos secundários disponíveis;
- Relação utilizada;
- Classe de exatidão para cada enrolamento;
- Características dos cabos utilizados nas interligações;
Além dos itens acima citados, caso a alimentação auxiliar dos medidores seja
proveniente dos TPs, indicar esta ligação no desenho.
Cabe ressaltar que não devem ser utilizados fusíveis nos secundários dos
transformadores de potencial. Caso a proteção destes seja considerada
imprescindível pelo agente responsável pelo SMF, admite-se o uso de micro-
disjuntores de 1 A com supervisão de estado através de contato. Neste caso, estes
disjuntores devem estar indicados no diagrama. Isso se deve ao fato da corrente
circulante no circuito secundário do TP ser baixíssima, o que poderia não acionar
um disjuntor com corrente de interrupção elevada.
Seguem de forma simplificada, nas Figura 4-2 e Figura 4-3, modelos de
configuração para o diagrama trifilar. A Figura 4-2 representa o diagrama trifilar
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com a configuração 3 elementos a 4 fios e a Figura 4-3 representa a configuração
2 elementos a 3 fios. A ligação a 3 elementos só pode ocorrer se o circuito no qual
está localizado os TIs estiver ligado com estrela aterrado, sendo proibitivo para
ligação em delta. A ligação a 2 elementos, por sua vez, só pode ser realizada em
circuitos ligados em delta. Sendo que o número de elementos (E) é igual ao
número de fios (N) menos um (1), ou seja, E=N-1.
Figura 4-2: Diagrama Trifilar (3 elementos a 4 fios)
Figura 4-3: Diagrama Trifilar (2 elementos a 3 fios)
ABC
1 2 3 4 5 6 7 8 11109 12
Caixa de ju nção
x x
x x
x x
1 2 3 4 5 6 7 8 11109 12
Caixa de ju nção
1 2 3 4 5 6 7 8 109S21 2 3 4 5 6 7 8 109S1
M EDI DO R PRI NCIPAL M EDI DO R RETAGU ARDA
1 2 3 4 5 6 7 8 109S21 2 3 4 5 6 7 8 109S1
M EDI DO R PRI NCIPAL M EDI DO R RETAGU ARDA
1 2 3 4 5 6 7 8 11109 12
Caixa de ju nção
1 2 3 4 5 6 7 8 109S21 2 3 4 5 6 7 8 109S1
M EDI DO R PRI NCIPAL M EDI DO R RETAGU ARDA
ABC
x x
x x
1 2 3 4 5 6 7 8 11109 12
Caixa de ju nção
1 2 3 4 5 6 7 8 109S21 2 3 4 5 6 7 8 109S1
M EDI DO R PRI NCIPAL M EDI DO R RETAGU ARDA
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4.5 Diagrama Construtivo do Painel
Segue na figura a seguir, apenas como exemplo, modelo do painel de medição
que deve ser apresentado no projeto de SMF.
Figura 4-4: Painel de SMF
O desenho do painel deve apresentar as seguintes informações: local para lacre,
chaves de aferição, a localização de onde está a comunicação e a localização dos
medidores. Além disso, os desenhos devem indicar as dimensões dos painéis ou
cubículos de medidores.
4.6 Desenho de Arquitetura de Comunicação
O Sistema de Medição para Faturamento deve possibilitar a comunicação remota
direta com os medidores, com o objetivo de viabilizar os procedimentos de leitura,
fazendo verificações contínuas dos valores registrados e memória de massa e
dados cadastrais do medidor, para informações estratégicas do mercado, através
da aquisição de leituras em tempo integral.
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Na elaboração do projeto, o agente responsável pelo SMF estabelece a forma de
coleta, o meio de comunicação a ser usado para a coleta remota e automática dos
dados armazenados nos medidores pelo SCDE da CCEE, bem como as
características do meio de comunicação e suas respectivas rotas.
Os sistemas de medição devem possuir no mínimo duas portas de comunicação
independentes com acesso simultâneo ou que permitam a priorização de uma
delas. Uma será de uso exclusivo da CCEE e a outra de acesso aos agentes
envolvidos na medição do ponto. A porta da CCEE deverá ser acoplada a um canal
de Internet estável e de bom desempenho, sob o qual será estabelecido um túnel
VPN (Virtual Private Network) entre o medidor e a CCEE. Os medidores deverão
ter capacidade de gerenciar o acesso simultâneo às suas portas de comunicação
de forma que a porta de acesso disponibilizada à CCEE permita o acesso aos
registros de memória de massa do medidor em tempo integral. Segue, na Figura
4-5, exemplo simplificado da arquitetura de comunicação.
Figura 4-5: Arquitetura de Comunicação
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4.7 Diagrama de Alimentação dos Medidores
O projeto de SMF deve apresentar o esquema de alimentação dos medidores,
indicando o dispositivo de transferência automática, no caso de falta, para uma
alimentação em corrente contínua - CC da instalação (banco de baterias) ou
corrente alternada - CA ininterrupta (no-break). No caso de utilização de no-break
a autonomia deste fica a critério do agente, já que o agente pode ser penalizado
pela CCEE em caso de dados faltantes de energia.
Casos excepcionais, onde seja comprovada inviabilidade técnica, serão tratados
pelo ONS e CCEE.
Segue um modelo simplificado na Figura 4-6.
Figura 4-6: Diagrama de Alimentação
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4.8 Cálculo dos cabos secundários e relação do TC
Para a verificação dos cálculos dos cabos secundários e da relação do TC é
importante que seja fornecido pelo agente as características do ponto de medição,
dos medidores de energia e dos cabos de interligação.
As características que devem ser informadas em relação ao ponto de medição
variam de acordo com o projeto a ser analisado, como listado a seguir:
Tabela 4-5: Características Consumidor Livre
Características do Ponto de Medição
Demanda Contratada (MVA)
Potência de Transformação (MVA)
Tensão de Operação (kV)
Corrente (A)
Fator de Potência
Tabela 4-6: Características Gerador
Características do Ponto de Medição
Geração máxima (MW)
Geração mínima (MW)
Tensão de Operação (kV)
Corrente Máxima (A)
Corrente Mínima (A)
Fator de Potência
Tabela 4-7: Características Transformador de Fronteira
Características do Ponto de Medição
Capacidade de transformação (MW)
Tensão de Operação (kV)
Corrente Máxima (A)
Corrente Mínima (A)
Fator de Potência
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Tabela 4-8: Características Alimentadores
Características do Ponto de Medição
Demanda máxima (MW)
Demanda mínima (MW)
Tensão de Operação (kV)
Corrente Máxima (A)
Corrente Mínima (A)
Fator de Potência
Tendo as características dos pontos de medição, da cabeação secundária, dos TIs
e dos medidores (apresentadas no item 2.2) é possível obter a distância máxima
permitida entre os TIs e os painéis de medição.
A Figura 4-7 representa o circuito de tensão dos medidores, considerando 3
elementos a 4 fios e fator de potência 0,8, sendo que Zmedidor representa a
impedância dos medidores, Zc representa a impedância dos cabos de interligação
entre os medidores e os TPs, I1, I2 e I3 são as correntes injetadas nos medidores
e I0 a corrente de neutro.
Sendo assim, pode-se calcular a queda de tensão no circuito, que não deve ser
superior a 0,05%.
Logo:
𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = √𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜2 + 𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜
2
Onde:
Zcabotrafo = Impedância do cabo entre TP e painel de SMF
𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 = √𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙2 + 𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
2
Onde:
Zcabopainel = Impedância do cabo interno do painel de SMF
𝑍𝑐 = 𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 + 𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
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Onde:
Zc = Impedância total do cabo
𝐼𝑁𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 =𝑁𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠𝑍𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟
𝑉𝑁
Onde:
INmáximo = Corrente máxima que circulará pela bobina de potencial
Nmedidores = número de medidores
VN = Tensão no secundário do TP
∆𝑉% =∆𝑉
𝑉𝑁x100
=𝐼𝑁𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜x[(𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 + 𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙) x cos ∅ + (𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 + 𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙)x sin ∅]
𝑉𝑁100
𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = [(0,05𝑉𝑁
100𝐼𝑁𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜) (
𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
1000𝑐𝑜𝑠∅
+𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙
1000𝑠𝑒𝑛∅)] (
1000
𝑅𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝑐𝑜𝑠∅ + 𝑋𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝑠𝑒𝑛∅)
Onde:
Dcabotrafo = distância máxima para o cabo entre o TP e o Painel
Dcabopainel = distância do cabo interno do painel
Φ = defasagem angular entre R e X.
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Figura 4-7: Circuito de Tensão
A Figura 4-8 representa o circuito de corrente do sistema de medição considerando
a configuração 3 elementos a 4 fios, sendo que Zmedidor representa a impedância
do circuito de corrente do medidor, Zc a impedância do cabo de interligação entre
os TCs, I1, I2 e I3 são as correntes injetadas nos medidores e I0 a corrente de
neutro.
A distância máxima permitida para o circuito de corrente deve levar em
consideração a potência máxima para a qual se garante a exatidão do TC.
A impedância do cabo deve ser calculada da mesma forma como anteriormente
indicado para o circuito de tensão. Sendo assim, é possível calcular a potência
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total do circuito de corrente e a distância total entre os TCs e os medidores através
das equações a seguir:
𝑆𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝐼𝑁
2
1000+
𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝐼𝑁2
1000+ 𝑁𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠𝑆𝑏𝑜𝑏𝑖𝑛𝑎𝑑𝑒𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒
Onde:
Stotal = Potência total do circuito de corrente
Sbobinadecorrente = Consumo do circuito de corrente do medidor
𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = 0,5 {(1000
𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜𝐼𝑁2 ) [𝑆𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜
− (𝐷𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝑍𝑐𝑎𝑏𝑜𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙𝐼𝑁
2
1000+ 𝑁𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠𝑆𝑏𝑜𝑏𝑖𝑛𝑎𝑑𝑒𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)]}
Onde:
Strafo = Potência do TC
Dessa forma, a distância da cabeação secundária deve ser definida de forma que
Stotal não ultrapasse o valor da potência do TC.
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Figura 4-8: Circuito de Corrente
Ao final desta etapa é desejável que seja informado um resumo dos cálculos
efetuados, conforme tabela a seguir:
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Tabela 4-9: Tabela Resumo - TC
Transformador de Corrente
Classe de Exatidão e Potência
Enrolamento
Seção do cabo TI/Painel (mm2)
Seção do cabo Painel (mm2)
Potência Calculada (VA)
Tabela 4-10: Tabela Resumo - TP
Transformador de Potencial
Classe de Exatidão e Potência
Enrolamento
Seção do cabo TI/Painel (mm2)
Seção do cabo Painel (mm2)
ΔV% calculado
Potência Calculada
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5 REQUISITOS DO RELATÓRIO DE COMISSIONAMENTO
Para que seja assegurada a conformidade com o projeto e a perfeita instalação do
SMF, o comissionamento consiste na verificação das ações realizadas conforme
consta no projeto.
5.1 Checklist
O relatório de comissionamento deve conter um checklist com os itens que foram
realizados no comissionamento do SMF.
5.2 Boletim de Cadastro
O boletim de cadastro deve ser bem estruturado em formato de tabela, como no
exemplo detalhado a seguir. Deve conter os requisitos especificados no Módulo
12 dos procedimentos de rede, tais como:
- resultados dos ensaios de carga imposta;
- dados do ponto de medição, conforme especificado na Tabela 5-1;
- dados dos transformadores de potencial, conforme especificado na Tabela 5-2;
- dados dos transformadores de corrente, conforme especificado na Tabela 5-3;
- dados do medidor principal, conforme especificado na Tabela 5-4;
- dados do medidor retaguarda, conforme Tabela 5-5;
- medidas elétricas verificadas na instalação da medição; conforme Tabela 5-6;
- executor, acompanhante e data de realização do comissionamento.
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Tabela 5-1: Boletim de Cadastro – DADOS PONTOS DE MEDIÇÃO
DADOS DO PONTO DE MEDIÇÃO
IDENTIFICAÇÃO NOME DA SE AGENTE CONECTADO AGENTE
RESPONSÁVEL
ENDEREÇO
BAIRRO CIDADE
ESTADO
CEP TELEFONE CAPACIDADE MÁXIMA
TENSÃO Nº LINHAS
DEMANDA CONTRATADA
Tabela 5-2: Boletim de Cadastro – DADOS TPs
DADOS DOS TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
FABRICANTE MODELO/TIPO NÚMERO
SÉRIE
RELAÇÃO
EXISTENTE
RELAÇÃO UTILIZADA
A
B
C
EXATIDÃO 1º
ENR.
EXATIDÃO 2º
ENR.
ANO
FABRICAÇÃO
POTÊNCIA
TÉRMICA
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
A
B
C
CARGA IMPOSTA
AOS SEC.
SELO
DEIXADO CJTP
SELO
DEIXADO CJTP
SELO DEIXADO
CJTP
BITOLA CABO COMP. CABO
Caso seja usado TP de barra cujo arranjo de barramento não seja de barra
principal e de transferência, deverá ser preenchido quadro adicional com os dados
do segundo TP.
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Tabela 5-3: Boletim de Cadastro – DADOS TCs
DADOS DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE
FABRICANTE MODELO/TIPO NÚMERO
SÉRIE
RELAÇÃO
EXISTENTE
RELAÇÃO UTILIZADA
A
B
C
EXATIDÃO 1º
ENR.
EXATIDÃO 2º
ENR.
ANO
FABRICAÇÃO
POTÊNCIA
TÉRMICA
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
A
B
C
CARGA IMPOSTA
AOS SEC.
SELO
DEIXADO CJTC
SELO
DEIXADO CJTC
SELO DEIXADO
CJTC
BITOLA CABO COMP. CABO
Tabela 5-4: Boletim de Cadastro – DADOS MEDIDOR PRINCIPAL
DADOS DO MEDIDOR PRINCIPAL
FABRICANTE MODELO/TIPO NÚMERO
SÉRIE
CORRENTE NOMINAL (A) TENSÃO NOMINAL (V)
CONSTANTE
PRIM.
DATA ÚLTIMA
CALIBRAÇÃO
DATA
INSTALAÇÃO
EXATIDÃO SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
Tabela 5-5: Boletim de Cadastro – DADOS MEDIDOR RETAGUARDA
DADOS DO MEDIDOR RETAGUARDA
FABRICANTE MODELO/TIPO NÚMERO
SÉRIE
CORRENTE NOMINAL (A) TENSÃO NOMINAL (V)
CONSTANTE
PRIM.
DATA ÚLTIMA
CALIBRAÇÃO
DATA
INSTALAÇÃO
EXATIDÃO SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
SELO
DEIXADO
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Tabela 5-6: Boletim de Cadastro – MEDIDAS VERIFICADAS
MEDIDAS ELÉTRICAS VERIFICADAS NA INSTALAÇÃO DA MEDIÇÃO
TENSÃO SECUNDÁRIA (V) CORRENTE
SECUNDÁRIA (A)
OUTRAS MEDIDAS
A
B
C
5.3 Certificado de Calibração dos Medidores
Conforme módulo 12 dos Procedimentos de Rede, os medidores devem ser
calibrados através de ensaio monofásico ou trifásico, realizado em campo ou em
laboratório com rastreabilidade comprovada pelo INMETRO, no período do
comissionamento do SMF, conforme as condições e limites para o ensaio de
exatidão do Anexo C (C5.3 e C5.4) do Regulamento Técnico Metrológico – RTM,
aprovado pela Portaria INMETRO nº 431, de 4 de dezembro de 2007, ou aquela
que vier substituí-la.
5.4 Diagrama Vetorial dos Medidores
No comissionamento do SMF, deve ser realizado estudo vetorial das tensões e
correntes com o circuito energizado. O relatório de comissionamento deve conter
o desenho do diagrama fasorial encontrado, como nos exemplos das Figuras 4-1
e 4-2, a seguir.
Além do desenho indicado, o diagrama fasorial deve conter:
- número de série do medidor;
- frequência de realização do estudo vetorial;
- módulo e ângulo das correntes e tensões;
- data e horário de realização do estudo.
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Figura 5-1: Diagrama Vetorial – 3 elementos
Figura 5-2: Diagrama Vetorial – 2 elementos
5.5 Ensaio de Carga Imposta
A medição da carga imposta deve ser realizada o mais próximo possível dos TIs
sob corrente e tensão de utilização, através do uso de instrumentos adequados,
de classe de exatidão melhor ou igual a 0,5.
OBS.: Caso não seja possível a realização do comissionamento durante a fase de
testes para os empreendimentos de geração, pode-se utilizar de carga artificial.
No caso dos transformadores e novos consumidores livres, o comissionamento
deve, obrigatoriamente, ser realizado através do uso da carga artificial, já que
TensãoCorrente
Medidor Retaguarda
TensãoCorrente
Medidor Principal
TensãoCorrente
Medidor Principal
TensãoCorrente
Medidor Retaguarda
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 30 / 40
estes não podem ser energizados com carga antes da emissão do Termo de
Liberação - TL, no caso dos transformadores, e da migração para o Ambiente de
Contratação Livre – ACL, no caso dos novos consumidores livres.
Esta observação vale tanto para o ensaio de carga imposta, quanto para a
realização do diagrama vetorial. Porém, no caso do diagrama vetorial, há a
necessidade da realização posterior do estudo vetorial das tensões e correntes,
quando ocorrer a energização do circuito.
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6 INTEGRAÇÃO DE NOVAS INSTALAÇÕES AO SIN
Para toda nova instalação que se conectará ao SIN – Sistema Interligado Nacional,
o agente responsável deverá solicitar uma Declaração de Atendimento aos
Requisitos dos Procedimentos de Rede – DAPR ou Termo de Liberação – TL,
conforme o empreendimento.
Para a emissão das referidas declarações devem ser avaliados os seguintes
requisitos para o SMF:
- Projeto de SMF;
- Cadastro no SCDE;
- Relatório de comissionamento de SMF.
Sendo que, para cada termo são necessários que determinados requisitos sejam
avaliados, sendo então definido um status de atendimento:
- Não se aplica
- Atendido
- Pendência impeditiva (própria ou de terceiros)
- Pendência não-impeditiva (própria ou de terceiros)
Para liberação destes documentos o SMF deverá estar atendido, conforme
detalhamento a seguir.
6.1 REQUISITOS PARA A EMISSÃO DE DAPR
Para conexão de uma instalação de geração ao SIN é necessária a emissão da
DAPR, sendo que esta é dividida em 3 (três) etapas intermediárias. Sendo estas
etapas:
- DAPR-T – Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de
Rede de teste.
- DAPR-P - Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de
Rede provisória.
- DAPR-D - Declaração de Atendimento aos Requisitos dos Procedimentos de
Rede definitiva.
Para emissão de cada tipo de declaração serão necessários que alguns dos
requisitos de SMF (projeto de SMF, ponto cadastrado no SCDE e relatório de
comissionamento) estejam atendidos, conforme descrito a seguir.
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 32 / 40
Para emissão da DAPR-T:
Para esta etapa os requisitos obrigatórios são projeto de SMF e cadastro do ponto
de medição. Logo, o status deverá ser preenchido conforme descrição a seguir.
Pendência impeditiva:
Projeto de SMF não aprovado;
Ponto de medição não cadastrado no SCDE;
Pendência não-impeditiva:
Projeto de SMF aprovado;
Ponto de medição cadastrado no SCDE;
Relatório de comissionamento de SMF não aprovado.
Atendido:
Projeto de SMF aprovado;
Ponto de medição cadastrado no SCDE;
Relatório de comissionamento de SMF aprovado.
Para a emissão de DAPR-P e DAPR-D:
Para esta etapa os requisitos obrigatórios são projeto de SMF e cadastro do ponto
de medição. Logo o status deverá ser preenchido conforme descrito a seguir.
Pendência impeditiva:
Projeto de SMF aprovado;
Ponto de medição cadastrado no SCDE;
Relatório de comissionamento de SMF não aprovado.
Atendido:
Projeto de SMF aprovado;
Ponto de medição cadastrado no SCDE;
Relatório de comissionamento de SMF aprovado.
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Ainda, para cada empreendimento de geração analisado, deve-se avaliar a
indicação de localização do sistema de medição para faturamento, de forma a
assegurar que todos os SMFs necessários para realização da apuração de
encargos e contabilização de energia estejam instalados. Dessa forma, garante-
se que a geração de energia na Rede Básica seja atribuída ao empreendimento
correto, além de realizar o rateio das perdas na rede de forma proporcional ao uso.
6.2 REQUISITOS PARA A EMISSÃO DE TL
Para conexão de um novo equipamento de transmissão ao SIN é necessária a
emissão do TL, sendo que este é dividido em 3 (três) fases intermediárias. Sendo
estas etapas:
TLT: Termo de Liberação para Teste.
TLP: Termo de Liberação Parcial.
TLD: Termo de Liberação Definitiva.
Para as etapas supracitadas os requisitos deverão ser avaliados conforme cada
Função Transmissão, como descrito a seguir:
Módulo Geral:
- TLT/P/D: os requisitos de SMF não se aplicam.
Banco de capacitor:
- TLT/P/D: os requisitos de SMF não se aplicam.
Reator:
- TLT/P/D: os requisitos de SMF não se aplicam.
Linhas pertencentes à rede básica:
- TLT/P/D: os requisitos de SMF não se aplicam.
Transformador da rede básica:
- TLT/P/D: os requisitos de SMF não se aplicam.
Transformador da rede básica de fronteira:
A medição deverá ser instalada no lado de baixa tensão do transformador de
fronteira ou nas entradas de linha ou nos alimentadores, sendo que caso exista
mais de um agente conectante será obrigatória a instalação nos alimentadores.
Em todos os casos a responsabilidade pela instalação do SMF é do agente de
medição.
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Neste caso, os status de avaliação para a emissão do TLT são:
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que, neste caso, o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado (não é obrigatório nessa
etapa)
Os status de avaliação para a emissão do TLP são:
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que neste caso o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 35 / 40
Os status de avaliação para a emissão do TLD são:
Pendência impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
Instalações pertencentes à DIT e ICG:
- DIT Compartilhada:
A medição deverá ser instalada em cada alimentador das distribuidoras que
compartilham a instalação.
Os status de avaliação para a emissão do TLT são:
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que, neste caso, o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado (não é obrigatório nessa etapa)
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Os status de avaliação para a emissão do TLP são:
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que, neste caso, o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
Os status de avaliação para a emissão do TLD são:
Pendência impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
- DIT Exclusiva:
A medição deverá ser instalada na fronteira da DIT com a rede básica.
Os status de avaliação para a emissão do TLT são:
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 37 / 40
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que, neste caso, o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado (não é obrigatório nessa etapa)
Os status de avaliação para a emissão do TLP são:
Pendência não-impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Cabe ressaltar que, neste caso, o agente não poderá energizar com carga o
transformador.
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
Os status de avaliação para a emissão do TLD são:
Pendência impeditiva (de terceiros):
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
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Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
- ICG:
A medição deverá ser instalada na conexão da ICG com a rede básica.
Neste caso, os status de avaliação para a emissão do TLT são:
Pendência impeditiva própria:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado (não é obrigatório nessa etapa)
Os status de avaliação para a emissão do TLP são:
Pendência impeditiva própria:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
ONS ONS NT 0170/2015 - CARTILHA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO PARA FATURAMENTO 39 / 40
Os status de avaliação para a emissão do TLD são:
Pendência impeditiva:
- Projeto de SMF não aprovado
- Ponto não cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF não aprovado
Atendido:
- Projeto de SMF aprovado
- Ponto cadastrado no SCDE
- Relatório de comissionamento de SMF aprovado
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Lista de figuras e tabelas
Figuras
Figura 2-1: Localização do SMF 5
Figura 4-1: Diagrama Unifilar 13
Figura 4-2: Diagrama Trifilar (3 elementos a 4 fios) 14
Figura 4-3: Diagrama Trifilar (2 elementos a 3 fios) 14
Figura 4-4: Painel de SMF 15
Figura 4-5: Arquitetura de Comunicação 16
Figura 4-6: Diagrama de Alimentação 17
Figura 4-7: Circuito de Tensão 21
Figura 4-8: Circuito de Corrente 23
Figura 5-1: Diagrama Vetorial – 3 elementos 29
Figura 5-2: Diagrama Vetorial – 2 elementos 29
Tabelas
Tabela 4-1: Características Transformador de Potencial 9
Tabela 4-2: Características Transformador de Corrente 10
Tabela 4-3: Características dos cabos de interligação 10
Tabela 4-4: Características dos medidores 11
Tabela 4-5: Características Consumidor Livre 18
Tabela 4-6: Características Gerador 18
Tabela 4-7: Características Transformador de Fronteira 18
Tabela 4-8: Características Alimentadores 19
Tabela 4-9: Tabela Resumo - TC 24
Tabela 4-10: Tabela Resumo - TP 24
Tabela 5-1: Boletim de Cadastro – DADOS PONTOS DE MEDIÇÃO 26
Tabela 5-2: Boletim de Cadastro – DADOS TPs 26
Tabela 5-3: Boletim de Cadastro – DADOS TCs 27
Tabela 5-4: Boletim de Cadastro – DADOS MEDIDOR PRINCIPAL 27
Tabela 5-5: Boletim de Cadastro – DADOS MEDIDOR RETAGUARDA 27
Tabela 5-6: Boletim de Cadastro – MEDIDAS VERIFICADAS 28