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Após projetar e instalar um sistema de medição para faturamento em Alta Tensão (AT) — com seus medidores de alta precisão, transformadores de instrumentos e infraestrutura associada — surge uma etapa fundamental antes que a energia possa, de fato, fluir para a unidade consumidora: o comissionamento.

Este não é apenas um passo burocrático, mas um procedimento técnico rigoroso que valida a instalação por completo. Garantir um comissionamento medição AT bem-sucedido é a chave para a segurança, a conformidade e a operação confiável do sistema. As distribuidoras, como a Enel, possuem protocolos detalhados para esta fase, e a Especificação Enel “CNC OMBR MAT 19 0407 EDBR Fornecimento de Energia Elétrica em Alta Tenso 138 69 kV” não é exceção. Vamos explorar o que o comissionamento implica e por que ele é tão vital.

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O Que é Comissionamento e Por Que é Indispensável?

O comissionamento é, em essência, o processo de verificação final. Ele garante que a instalação construída está em total conformidade com o projeto que foi aprovado pela distribuidora, além de atender a todos os padrões técnicos e de segurança aplicáveis. A Especificação Enel define o procedimento da seguinte forma:

 “É o procedimento realizado pela distribuidora nas obras executadas pelo interessado com o objetivo de verificar sua adequação ao projeto aprovado e aos padrões técnicos e de segurança da distribuidora.” (*Especificação Enel, Seção 6 – Comissionamento*)

Este processo é indispensável porque:

Valida o Projeto: Confirma se o que foi instalado corresponde exatamente ao que foi planejado e aprovado pela distribuidora.

Assegura a Segurança: Verifica se todas as normas de segurança foram seguidas, protegendo tanto a instalação do consumidor quanto a rede da distribuidora e as pessoas envolvidas.

Garante a Precisão da Medição: Confirma que o sistema de medição está corretamente instalado e configurado para registrar o consumo de forma exata.

Permite a Energização: Uma instalação em AT só pode ser energizada após a aprovação no processo de comissionamento. Sem essa validação, a distribuidora não libera o fornecimento.

Ignorar ou falhar em qualquer etapa do comissionamento pode levar a atrasos significativos, necessidade de retrabalho custoso ou, pior, a riscos operacionais e de segurança.

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Ensaios e Verificações Chave no Comissionamento

Para assegurar que a instalação do Sistema de Medição para Faturamento (SMF) esteja perfeita e em total conformidade com o projeto aprovado e os padrões técnicos da Distribuidora, uma série de ensaios e verificações devem ser realizados durante o comissionamento. Estes testes são cruciais para garantir a precisão, a segurança e a funcionalidade do sistema antes da energização.

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A Especificação Enel detalha os seguintes pontos a serem verificados no comissionamento da medição:

Aqui estão os principais ensaios e verificações listados:

Aterramento dos equipamentos: É fundamental garantir que todos os equipamentos, painéis e estruturas metálicas estejam corretamente aterrados na malha de terra da subestação. Isso é vital para a segurança e a proteção contra sobretensões.

Condições de isolamento do cabeamento secundário dos transformadores de instrumento (TI) e dos medidores: A integridade do isolamento dos cabos que conectam os TIs aos medidores é verificada para prevenir curtos-circuitos e garantir a correta transmissão dos sinais de medição.

Polaridade dos TC e TP: A polaridade correta dos transformadores de corrente e potencial é essencial para que o medidor registre a energia e a demanda no sentido correto e com a fasagem adequada. Uma polaridade invertida resultaria em medições totalmente erradas.

Interligação secundária dos TI aos cubículos de medidores: Verifica-se se as conexões do cabeamento secundário dos TIs aos bornes dos medidores e aos dispositivos de aferição estão corretas e seguras, seguindo o diagrama unifilar.

Fiação interna dos cubículos de medidores: A fiação dentro dos painéis de medição é inspecionada para garantir que está correta, organizada e bem conectada.

Constantes e parâmetros envolvidos no Sistema de Medição: Confere-se se as constantes de multiplicação (que relacionam as leituras dos medidores com os valores reais da rede de AT, levando em conta as relações dos TIs) e outros parâmetros de configuração no medidor estão corretos.

Programação dos medidores: A programação interna dos medidores (como perfis de carga, postos tarifários, etc.) é verificada para garantir que está alinhada com o contrato de fornecimento e as exigências da distribuidora.

Valores das correntes, das tensões e da sequência de fase: Com o circuito energizado, são feitas medições para confirmar se os valores de tensão e corrente estão dentro do esperado e se a sequência de fase está correta.

Realização de estudo vetorial das tensões e correntes, com o circuito energizado, e do desenho do diagrama fasorial encontrado: Este é um teste fundamental para validar a instalação da medição. Através da análise vetorial das tensões e correntes, verifica-se se a ligação dos TIs e do medidor está correta e se o medidor está “enxergando” a energia da forma certa. O desenho do diagrama fasorial comprova essa análise.

Medição da carga imposta aos TC e TP: A carga (burden) conectada aos secundários dos TCs e TPs (medidores, cabos, etc.) é medida. É vital que essa carga não exceda o valor nominal dos transformadores de instrumento, pois uma carga excessiva pode comprometer a exatidão e até danificar o TI.

Execução de leitura inicial dos medidores: As leituras iniciais dos medidores principal e de retaguarda (se houver) são registradas ao final do comissionamento e antes da operação comercial.

Instalação dos lacres pelos agentes envolvidos em todos os pontos previstos: Os lacres são aplicados pela distribuidora e, para clientes livres, também por outros agentes (como a CCEE), em bornes, caixas de interligação e cubículos, garantindo a inviolabilidade do sistema de medição.

Elaboração de relatório com todos os resultados do comissionamento: Um relatório detalhado de comissionamento, contendo os resultados de todos os ensaios e verificações, é elaborado para documentar o processo e comprovar a conformidade.

Programação do (s) código (s) de identificação do (s) medidor (es) fornecido (s) pela CCEE (somente para clientes livres): Para o Mercado Livre, os medidores precisam ser registrados na CCEE, e seus códigos de identificação são programados.

Teste de comunicação VPN (somente para clientes livres): Para clientes livres, o sistema de telemedição que utiliza comunicação via VPN precisa ser testado para garantir a transmissão segura e confiável dos dados.

Calibração dos medidores: através de ensaio monofásico ou trifásico realizada em campo ou em laboratório com rastreabilidade comprovada junto o INMETRO, no período do comissionamento do SMF, conforme disposto no RTM – Regulamento Técnico Metrológico (somente para clientes livres) – A calibração final dos medidores é realizada para confirmar que eles estão dentro da classe de exatidão exigida (0,2 ou 0,2S para livres), com ensaios rastreáveis à rede nacional de metrologia (INMETRO).

Estes ensaios e verificações formam a espinha dorsal do comissionamento, garantindo que cada parte do sistema de medição em AT funcione perfeitamente e em conformidade com as exigências da Enel Distribuição.

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A Necessidade de Equipamentos Especializados

A lista de ensaios e verificações exigidos no comissionamento pela Especificação Enel é abrangente e tecnicamente complexa. Estamos lidando com sistemas que operam em altas tensões (69/138 kV) e demandam medições com classes de exatidão extremamente rigorosas (0,2/0,2S para medidores e 0,2 para TIs).

Realizar esses testes com precisão e segurança requer mais do que simples multímetros ou ferramentas básicas. São necessários **equipamentos especializados** projetados especificamente para metrologia e ensaios em sistemas de potência.

Vamos revisitar alguns dos ensaios e entender por que ferramentas de alta performance são cruciais:

Verificação da Polaridade e Estudo Vetorial: Confirmar a polaridade correta dos TCs e TPs e realizar o estudo vetorial para desenhar o diagrama fasorial exige equipamentos capazes de medir simultaneamente tensões e correntes nas três fases com alta precisão de magnitude e ângulo. Analisadores de sistemas de potência ou sistemas de teste multifuncionais são indispensáveis para essa tarefa, pois um erro na ligação pode levar a faturamentos incorretos significativos.

Calibração de Medidores (Classe 0,2/0,2S): Para certificar que um medidor atende à classe 0,2 ou 0,2S, o equipamento de teste utilizado deve ser consideravelmente mais preciso do que o medidor em teste. Sistemas de calibração de medidores, geralmente chamados de padrões de referência, são projetados com classes de exatidão superiores (por exemplo, 0,05 ou 0,1) e funcionalidades específicas para realizar ensaios de exatidão em diferentes condições de carga e fator de potência, com rastreabilidade a padrões nacionais.

Medição da Carga (Burden) dos TIs: O ensaio de carga imposta aos TCs e TPs verifica se a impedância conectada aos seus secundários (medidor, fiação) está dentro dos limites especificados pelo fabricante do TI. Equipamentos dedicados para teste de TIs ou sistemas multifuncionais com essa capacidade são necessários para medir essa impedância com precisão, garantindo que o TI não opere sob sobrecarga que comprometa sua exatidão.

Ensaios em TCs e TPs (Relação, Saturação, Fase): Para verificar se os TCs e TPs estão operando corretamente, ensaios de relação de transformação, curva de saturação (principalmente para TCs de proteção) e deslocamento angular são fundamentais. Isso requer equipamentos específicos para teste de transformadores de instrumentos, capazes de injetar correntes/tensões e medir com alta precisão as características do TI.

Ensaios de Isolamento e Aterramento: Embora mais comuns, os testes de resistência de isolamento do cabeamento secundário e a medição da resistência da malha de terra ou das tensões de passo e toque também exigem equipamentos adequados (megôhmetros, terrômetros, etc.) para garantir a segurança e a conformidade com as normas como a NBR 15751.

Utilizar equipamentos precisos e confiáveis não apenas garante que os ensaios sejam realizados corretamente, mas também otimiza o tempo no local, aumenta a segurança dos técnicos e permite a geração de relatórios de comissionamento detalhados e rastreáveis, essenciais para a aprovação final pela Distribuidora. A precisão dos resultados dos testes de comissionamento é tão importante quanto a precisão do próprio sistema de medição que está sendo validado.

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Detalhando as Etapas do Comissionamento: Procedimentos Conforme Enel Distribuição

O processo de comissionamento da medição em Alta Tensão, conforme delineado na Seção 7.7.4 da Especificação Enel, é uma sequência lógica de verificações e ensaios projetados para garantir a integridade e a precisão do Sistema de Medição para Faturamento (SMF). Cada etapa tem sua importância e exige atenção meticulosa, muitas vezes demandando equipamentos e conhecimentos técnicos específicos.

Vamos detalhar os procedimentos listados no documento:

1. Aterramento dos equipamentos:

Procedimento: Verifica-se visualmente e por medição se todos os componentes metálicos da subestação e do SMF (estruturas, painéis, cubículos, carcaças de TIs, etc.) estão devidamente conectados ao sistema de aterramento da subestação.

Ensaio: Medição da resistência do sistema de aterramento e, idealmente, das tensões de passo e toque, confirmando que estão dentro dos limites seguros e normatizados (conforme NBR 15751 e requisitos da Especificação Enel).

2. Condições de isolamento do cabeamento secundário dos transformadores de instrumento (TI) e dos medidores:

Procedimento: Esta etapa foca na qualidade do isolamento dos condutores que transportam os sinais de corrente e tensão dos TIs até o painel de medição. Verifica-se visualmente a integridade física dos cabos, emendas (se houver, embora a norma restrinja no ramal de entrada subterrâneo) e terminações. O principal foco é garantir que não existam fugas de corrente entre condutores ou para a terra que possam comprometer a precisão ou a segurança.

Ensaio: Realiza-se a medição da resistência de isolamento dos circuitos secundários (tanto de corrente quanto de potencial) utilizando um megôhmetro. O ensaio é feito aplicando uma tensão contínua especificada entre os condutores e a terra, ou entre condutores distintos, e medindo a resistência resultante. Os valores medidos devem estar acima dos limites mínimos estabelecidos pelas normas pertinentes.

Necessidade de Equipamento: Um megôhmetro confiável e calibrado é indispensável. A tensão de teste utilizada no megôhmetro deve ser apropriada para a classe de isolamento do cabeamento secundário (tipicamente 0,6/1,0 kV, conforme mencionado na Seção 7.7.3 do documento), e o equipamento deve ser capaz de realizar medições precisas para detectar possíveis falhas no isolamento que não seriam perceptíveis visualmente.

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3. Polaridade dos TC e TP:

Procedimento: A verificação da polaridade dos Transformadores de Corrente (TCs) e Transformadores de Potencial (TPs) é uma etapa crítica. Uma ligação de polaridade invertida em qualquer um desses transformadores causará erros graves na medição de energia e demanda (podendo, por exemplo, registrar consumo negativo em determinadas condições) e também comprometerá a atuação correta dos relés de proteção. O procedimento envolve a inspeção visual das marcações de polaridade nos bornes (geralmente P1 e P2 no primário, S1 e S2 no secundário) e um ensaio elétrico para confirmar a relação de fase entre o primário e o secundário.

Ensaio: O ensaio mais comum para verificar a polaridade é o teste de injeção de corrente contínua (DC) ou o teste de relação de fase com injeção de corrente alternada (AC). No teste DC, aplica-se momentaneamente uma pequena tensão contínua no lado primário (P1 positivo em relação a P2, por exemplo) e observa-se a deflexão do ponteiro de um voltímetro sensível ou a leitura inicial em um voltímetro digital no lado secundário. Se a deflexão (ou leitura inicial) for positiva no borne S1 em relação a S2, a polaridade está correta. Para TPs, o princípio é similar. Ensaios mais avançados utilizam injeção de AC para medir a relação de magnitude e ângulo entre primário e secundário, validando não apenas a polaridade individual, mas também o grupo vetorial do conjunto de TIs.

Necessidade de Equipamento: São altamente recomendados equipamentos multifuncionais para teste de TIs ou analisadores de sistemas de medição capazes de injetar sinais e analisar a resposta do transformador, confirmando a polaridade e a relação de espiras com alta precisão, garantindo que estejam dentro da classe de exatidão esperada.

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4. Interligação secundária dos TI aos cubículos de medidores:

Procedimento: Esta etapa crucial assegura que a fiação que sai dos bornes secundários dos TCs e TPs chegue corretamente aos bornes de entrada do medidor principal, do medidor de retaguarda (se houver) e aos dispositivos de aferição/teste no cubículo de medição. O procedimento envolve uma verificação ponto a ponto, comparando a instalação física com os diagramas unifilares e trifilares do projeto aprovado. É vital confirmar que cada condutor de cada fase (A, B, C) e o neutro (se aplicável) do circuito de corrente e de tensão dos TIs correspondam aos respectivos bornes no painel de medição. Especial atenção é dada à separação física e identificação clara entre os circuitos de corrente e tensão.

Ensaio: Realizam-se testes de continuidade e verificação de baixa resistência nos cabos secundários para confirmar a correta conexão e a ausência de interrupções ou conexões de alta resistência no trajeto. Utiliza-se um ohmímetro ou medidor de baixa resistência. Além disso, em alguns casos, pode-se injetar uma corrente ou tensão conhecida no início do cabo no lado do TI e verificar a chegada correta do sinal no lado do painel de medição, confirmando a integridade do circuito. A medição precisa da resistência do cabeamento secundário é importante para o cálculo da carga total imposta ao TI (burden), que será verificada em um passo posterior.

Necessidade de Equipamento: Um ohmímetro ou medidor de baixa resistência (para verificar a integridade e resistência da fiação) é fundamental. Para injeção de sinal, pode ser necessário um gerador de sinal e um voltímetro/amperímetro. Equipamentos multifuncionais de comissionamento frequentemente incluem funcionalidades para teste de continuidade e medição de resistência de cabos, simplificando esta etapa.

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5. Fiação interna dos cubículos de medidores:

Procedimento: Esta etapa envolve uma inspeção minuciosa de toda a fiação dentro dos painéis e cubículos que abrigam os medidores, dispositivos de aferição, blocos terminais, relés auxiliares (se houver) e sistemas de comunicação. O procedimento é primariamente uma verificação visual e de continuidade. Compara-se a fiação instalada com os diagramas elétricos internos do painel fornecidos no projeto. Verifica-se a correta conexão de cada fio nos bornes designados, a qualidade das terminações (crimpagens, parafusos apertados), o roteamento organizado dos cabos (uso de canaletas, abraçadeiras) e a identificação clara de cada condutor com anilhas ou etiquetas.

Ensaio: Realiza-se testes de continuidade e, em alguns casos, de baixa resistência para confirmar que a fiação interna está corretamente interligada conforme o esquema elétrico. Pode-se também realizar testes funcionais básicos, como energizar circuitos de controle ou comunicação (com baixas tensões de segurança, se aplicável e permitido) para verificar a resposta dos componentes. A verificação da correta ligação das chaves de aferição e blocos de teste, essenciais para ensaios e manutenções futuras, é parte integrante desta etapa.

Necessidade de Equipamento: Ferramentas básicas como multímetro para testes de continuidade e resistência são fundamentais. Alicates de crimpagem adequados para os tipos de terminais utilizados, chaves de fenda/phillips e identificadores de cabos também são necessários. A precisão aqui está mais na meticulosidade da inspeção e na correta interpretação dos diagramas elétricos.

6. Constantes e parâmetros envolvidos no Sistema de Medição:

Procedimento: Esta etapa é de suma importância para garantir o faturamento correto do consumo de energia. O procedimento consiste em verificar se todas as constantes e parâmetros configurados no medidor principal e, se aplicável, no medidor de retaguarda, correspondem exatamente aos valores definidos no projeto aprovado e no contrato de fornecimento. Isso inclui, mas não se limita a:

• Relações de transformação dos TCs e TPs (que determinam o fator de multiplicação da leitura do medidor).
• Constantes de multiplicação para energia ativa e reativa.
• Grupo vetorial do transformador de potência.
• Configurações de medição (3 fases, 4 fios; 3 fases, 3 fios, etc.).
• Unidades de medida (kWh, kVArh, kW, kVAr).
• Parâmetros de demanda (intervalo de integração, método de cálculo).

Ensaio: O ensaio primário aqui é a verificação funcional desses parâmetros. Utiliza-se um software de configuração do medidor (fornecido pelo fabricante) para ler os parâmetros programados e compará-los com os documentos do projeto. Equipamentos de teste de medição podem ser usados para injetar sinais conhecidos (simulando correntes e tensões na rede) e verificar se o medidor registra os valores esperados após a aplicação das constantes e parâmetros configurados. Por exemplo, injeta-se uma determinada potência simulada e verifica-se se o medidor acumula energia a uma taxa consistente com essa potência e as constantes programadas.

Necessidade de Equipamento: Software de configuração e leitura do medidor é essencial. Equipamentos de teste de medição (padrões de referência, sistemas de calibração de medidores) são altamente recomendados e, para clientes livres, obrigatórios para realizar ensaios funcionais e de exatidão que validam a correta aplicação das constantes e parâmetros. A precisão destes equipamentos é crucial para garantir que a verificação seja confiável, especialmente considerando as rigorosas classes de exatidão dos medidores em AT.

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7. Programação dos medidores:

Procedimento: A programação dos medidores é onde todas as características contratuais e técnicas do fornecimento são inseridas no equipamento para que ele possa realizar a medição e o registro corretamente. Este procedimento envolve carregar o arquivo de configuração específico para aquela unidade consumidora (gerado pela Distribuidora ou pelo cliente livre com aprovação da Distribuidora) no medidor. Essa programação inclui:

• Definição das constantes de multiplicação (já mencionadas no item 6, mas configuradas aqui).
• Configuração dos postos tarifários (horários de ponta e fora de ponta).
• Configuração do calendário e relógio interno do medidor (sincronização).
• Definição dos canais de medição (energia ativa, reativa, demanda, etc.).
• Configuração dos parâmetros de comunicação (endereços, taxas de transmissão, protocolos).
• Definição dos registros de memória de massa (intervalos de gravação do perfil de carga).
• Configuração de eventos e alarmes.

Ensaio: Para verificar a programação, utiliza-se o software do medidor para ler a configuração instalada e compará-la ponto a ponto com o arquivo de configuração aprovado ou o projeto. Além da comparação direta, são realizados testes funcionais para confirmar se a programação está ativa e correta, como:

• Verificar se o medidor muda corretamente de posto tarifário nos horários programados.
• Confirmar a precisão da sincronização de tempo.
• Verificar se a demanda está sendo calculada no intervalo de integração correto.
• Testar a comunicação com o sistema de coleta de dados (ver item 15).

Necessidade de Equipamento: O software de configuração fornecido pelo fabricante do medidor é a ferramenta primária. Interfaces de comunicação adequadas (cabos seriais, conversores USB-serial, interfaces Ethernet) são necessárias para conectar o computador ao medidor. Para alguns testes funcionais (como a verificação da demanda), pode ser útil um sistema de teste que gere carga, mas a verificação da programação em si é mais uma questão de leitura e comparação de parâmetros via software.

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8. Valores das correntes, das tensões e da sequência de fase:

Procedimento: Esta é uma das primeiras verificações “a quente”, realizada após a energização segura do circuito de alta tensão e, consequentemente, dos secundários dos TIs. O objetivo é confirmar que os sinais de corrente e tensão que chegam ao painel de medição (e, portanto, ao medidor) têm as magnitudes e a relação de fase esperadas. Verifica-se as tensões fase-neutro e fase-fase (se aplicável), as correntes de fase e, crucialmente, a sequência de fase (ABC ou outra, dependendo da norma e da instalação). A sequência de fase correta é vital para o funcionamento de equipamentos rotativos e para a lógica de proteção.

Ensaio: O ensaio consiste em conectar instrumentos de medição apropriados aos bornes secundários dos TIs no painel de medição ou nos blocos de teste/aferição. Medem-se as tensões eficazes (RMS) entre fases e, se houver neutro acessível, entre fase e neutro. Medem-se as correntes eficazes em cada fase. Para a sequência de fase, utiliza-se um medidor específico de sequência de fase ou um analisador que indique a ordem cíclica das tensões (ou correntes) nas fases. Os valores medidos devem ser comparados com os valores nominais do sistema de AT, considerando as relações de transformação dos TIs, e devem apresentar um bom balanceamento entre as fases, a menos que a carga desbalanceada seja conhecida e esperada. Desvios significativos podem indicar problemas na rede primária, nos próprios TIs ou na fiação secundária.

Necessidade de Equipamento: São necessários voltímetros e amperímetros de corrente alternada com capacidade de medição True RMS para leituras precisas de tensões e correntes, mesmo na presença de distorções harmônicas. Um medidor de sequência de fase é fundamental para verificar a ordem das fases. Idealmente, utiliza-se um analisador de qualidade de energia ou um sistema de teste de medição multifuncional que pode medir simultaneamente tensões, correntes, ângulos de fase e determinar a sequência de fase automaticamente. Esses equipamentos oferecem maior precisão e fornecem dados mais completos para análise.

 

9. Realização de estudo vetorial das tensões e correntes, com o circuito energizado, e do desenho do diagrama fasorial encontrado:

Procedimento: Esta etapa é a cereja do bolo na validação da correta instalação e fiação do sistema de medição, especialmente crucial após a verificação da polaridade individual dos TIs. O estudo vetorial consiste em medir as relações angulares (defasagens) entre as tensões das fases (Va, Vb, Vc), as correntes das fases (Ia, Ib, Ic) e as defasagens entre tensão e corrente de cada fase (cos 𝜑 ou fator de potência). Com base nessas medições, constrói-se o diagrama fasorial, que é uma representação gráfica dos vetores tensão e corrente, mostrando suas magnitudes relativas e, fundamentalmente, suas posições angulares entre si e em relação a um vetor de referência (geralmente Va). Este diagrama deve corresponder ao grupo vetorial esperado do sistema de medição (determinado pela ligação dos TIs e do transformador de potência da subestação do cliente, que geralmente é Dyn1, resultando em uma defasagem específica entre as tensões primárias e secundárias). Um diagrama fasorial incorreto (por exemplo, fases de corrente ou tensão invertidas, ou defasagens inesperadas) é um indicativo claro de erro na fiação secundária, na polaridade dos TIs, ou até mesmo em problemas no lado primário.

Ensaio: O ensaio envolve a utilização de um analisador vetorial ou um equipamento multifuncional de teste de medição capaz de medir tensões, correntes e, simultaneamente, os ângulos de fase entre elas. Com o circuito energizado e sob carga (idealmente uma carga razoável para ter correntes mensuráveis), o equipamento é conectado aos pontos de teste apropriados no painel de medição. Ele medirá e exibirá os valores eficazes e, mais importante, os ângulos de fase entre V e I para cada fase, e entre as tensões de fase e correntes de fase. O operador então analisa esses ângulos e, manualmente ou com o auxílio do software do equipamento, desenha ou gera o diagrama fasorial. A comparação deste diagrama real com o diagrama fasorial teórico do sistema (considerando a ligação Dyn1 do transformador, por exemplo, que tipicamente resulta em uma defasagem de 30 graus entre a tensão fase-neutro de AT e a tensão fase-neutro de MT) valida a correção da instalação.

Necessidade de Equipamento: Esta etapa exige um equipamento mais sofisticado do que multímetros simples. É indispensável um analisador vetorial ou um sistema de teste de medição multifuncional (calibrador de medidores) capaz de medir tensões e correntes simultaneamente e calcular e exibir as defasagens angulares entre elas. Muitos equipamentos modernos já apresentam o diagrama fasorial diretamente na tela. A capacidade de medir com precisão o ângulo de fase sob as condições de carga reais é vital para a confiabilidade deste teste.

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10. Medição da carga imposta aos TC e TP:

Procedimento: O “burden” (carga) imposto a um TI é a impedância total conectada ao seu circuito secundário. Essa impedância é composta pela resistência dos cabos secundários (ver item 4), pela impedância das bobinas de corrente (nos TCs) ou de tensão (nos TPs) do medidor e de quaisquer outros dispositivos conectados em paralelo no circuito secundário (como relés de proteção, se compartilharem o secundário, embora a norma Enel priorize secundários dedicados para medição). A carga imposta ao TI não deve exceder a carga nominal (burden nominal) especificada pelo fabricante. Se a carga for maior que o nominal, o TI não operará dentro de sua classe de exatidão, introduzindo erros significativos na medição. O procedimento envolve identificar todos os componentes conectados ao secundário do TI e determinar a impedância total ou a potência aparente que eles demandam.

Ensaio: A medição do burden pode ser realizada de algumas maneiras. Uma forma é medir a impedância total no final do circuito secundário, nos bornes onde o medidor é conectado, utilizando um medidor de impedância. Outra abordagem, mais comum e prática em campo, é injetar uma corrente ou tensão conhecida no secundário do TI e medir a tensão ou corrente resultante e o ângulo de fase, calculando a impedância ou a potência aparente (VA) demandada pelo circuito. Equipamentos modernos de teste de TIs frequentemente possuem uma função específica para medir o burden conectado ao secundário, injetando o sinal apropriado e calculando o VA e o fator de potência do circuito de carga. Essa medição é feita tanto para os circuitos de corrente (burden em ohms ou VA com corrente nominal secundária) quanto para os circuitos de tensão (burden em VA com tensão nominal secundária).

Necessidade de Equipamento: Um medidor de impedância pode ser usado, mas é menos prático em campo. O mais eficiente é utilizar um **sistema de teste de medição multifuncional ou um analisador de TI com funcionalidade de medição de burden. Esses equipamentos podem injetar o sinal de teste apropriado (corrente para burden de TC, tensão para burden de TP) e medir diretamente o burden em VA e fator de potência, facilitando a comparação com a especificação do TI.

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11. Execução de leitura inicial dos medidores:

Procedimento: A leitura inicial dos medidores é um procedimento simples, mas fundamental, realizado no momento final do comissionamento, antes que o ponto de medição seja declarado pronto para operação comercial e faturamento. Consiste em registrar os valores de todos os registros de energia (ativa e reativa, em diferentes postos tarifários, se aplicável), demanda máxima (se já configurada para isso) e quaisquer outros contadores ou totalizadores disponíveis no medidor. Esses valores servem como a “estaca zero” oficial para o início do faturamento do consumidor. É uma prática que garante transparência e acuracidade desde o primeiro momento da operação regular.

Ensaio: O “ensaio” aqui é mais um procedimento de registro formal. A equipe de comissionamento (incluindo representantes da Distribuidora e, para clientes livres, do consumidor e possivelmente da CCEE) acessa o medidor. A leitura pode ser feita diretamente no display do medidor, se ele possuir essa funcionalidade e as condições de segurança permitirem, ou, mais comumente em medidores modernos de AT, através do software de leitura do medidor via porta de comunicação local ou remota. Todos os valores de todos os registradores relevantes são lidos e documentados formalmente em um formulário específico ou no relatório de comissionamento, que deve ser assinado por todos os presentes, atestando a concordância com os valores registrados.

Necessidade de Equipamento: Para este procedimento, o principal “equipamento” é o próprio medidor com seu display ou, como é mais usual para medidores de alta tensão, um laptop com o software de leitura do medidor instalado e a interface de comunicação apropriada (cabo serial, conversor, etc.). Formulários impressos ou digitais para registrar as leituras e canetas/dispositivos de assinatura são necessários para a formalização do registro.

12. Instalação dos lacres pelos agentes envolvidos em todos os pontos previstos:

Procedimento: A instalação de lacres é um procedimento de segurança física essencial para garantir a inviolabilidade do sistema de medição após o comissionamento. Os lacres (geralmente de plástico ou metal, numerados sequencialmente) são aplicados em todos os pontos de acesso aos equipamentos que compõem o Sistema de Medição para Faturamento (SMF). Isso inclui:

• Tampas ou invólucros dos medidores (principal e retaguarda).
• Bornes secundários dos TCs e TPs (nas caixas de interligação, conforme item 7.7.3 b) e nos próprios TIs se acessíveis e previstos para selagem).
• Bornes dos blocos de teste ou chaves de aferição.
• Painéis e cubículos de medição.
• Quaisquer caixas de passagem ou junção no percurso da fiação secundária entre os TIs e os medidores.
• Dispositivos que permitem acesso à programação ou ajustes dos medidores (portas de comunicação, por exemplo).

Ensaio: O “ensaio” aqui é o próprio ato de aplicar os lacres e documentar a ação. Um representante da Distribuidora (agente de medição ou técnico de campo), juntamente com o representante do consumidor e, para clientes livres, possivelmente um representante da CCEE/ONS, inspecionam os pontos onde os lacres devem ser aplicados. Cada lacre é posicionado e fechado (ou cravado, dependendo do tipo). O número de série de cada lacre aplicado é registrado em um formulário específico ou no relatório de comissionamento. Fotografias dos pontos selados também podem ser tiradas como evidência. Este procedimento formaliza que o sistema de medição foi inspecionado, considerado correto e agora está protegido contra acesso não autorizado.

Necessidade de Equipamento: Os próprios lacres, fornecidos pela Distribuidora (ou CCEE, dependendo do ponto e do acordo), são o principal “equipamento”. Ferramentas para aplicar ou remover determinados tipos de lacres (como alicates de selagem) também podem ser necessárias. Formulários para registro dos números de lacre e locais de aplicação, canetas e, opcionalmente, uma câmera fotográfica ou smartphone para documentação visual.

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13. Elaboração de relatório com todos os resultados do comissionamento:

Procedimento: A elaboração do relatório de comissionamento é o procedimento final e formal que consolida todas as verificações, ensaios e resultados obtidos durante o processo. Este documento serve como prova oficial de que o sistema de medição foi instalado, configurado e testado de acordo com as normas técnicas, o projeto aprovado e as exigências da Distribuidora. O relatório deve ser abrangente e incluir, no mínimo:

• Identificação da unidade consumidora e do ponto de medição.
• Dados da equipe de comissionamento e dos representantes presentes (Distribuidora, consumidor, CCEE/ONS).
• Data e hora do comissionamento.
• Referência ao projeto aprovado.
• Descrição sucinta das instalações de medição.
• Resultados de todas as verificações e ensaios realizados (aterramento, isolamento, polaridade, interligação secundária, fiação interna, parâmetros, programação, medições “a quente” de V, I, sequência, estudo vetorial, medição de burden).
• Registros de leituras iniciais dos medidores.
• Lista e localização dos lacres aplicados, com seus respectivos números de série.
• Quaisquer desvios encontrados e as ações corretivas tomadas.
• Registros fotográficos relevantes (instalações, lacres, displays do medidor, etc.).
• Assinaturas de todos os representantes presentes, atestando a conformidade e a aceitação dos resultados.

Ensaio: O “ensaio” aqui é, na verdade, um processo de compilação e organização. Não se trata de um teste elétrico, mas sim da coleta de todos os dados, formulários, planilhas, resultados de testes (em papel ou digital), diagramas e fotos gerados durante as etapas anteriores. Essas informações são estruturadas em um documento formal, seguindo um modelo ou padrão pré-estabelecido pela Distribuidora ou pela CCEE. A clareza, a precisão e a completude dos dados apresentados são essenciais para a validade do relatório.

Necessidade de Equipamento: Para a elaboração do relatório, são necessários os registros brutos das verificações e ensaios, formulários preenchidos, resultados de testes dos equipamentos (que podem ser baixados para um computador), fotografias e vídeos (se tirados). É preciso ter um computador com software de edição de texto (como Word, editor de PDF) para compilar o relatório final e, possivelmente, uma impressora para gerar cópias físicas para assinatura.

Tendências e Inovações no Setor Elétrico em 2024: O Futuro da Energia Sustentável e Alta Tensão

14. Programação do(s) código(s) de identificação do(s) medidor(es) fornecido(s) pela CCEE (somente para clientes livres):

Procedimento: Para consumidores livres, que participam do Mercado Livre de Energia, a medição de energia não serve apenas para o faturamento pela Distribuidora (uso do sistema de distribuição), mas também para a contabilização e liquidação financeira das operações de compra e venda de energia realizadas na CCEE. Cada ponto de medição que reporta dados para a CCEE possui um código de identificação único no Sistema de Medição para Faturamento (SMF) gerido pela CCEE. Este procedimento envolve a inserção exata deste código de identificação fornecido pela CCEE no software de programação de cada medidor que fará parte do SMF da CCEE naquele ponto (geralmente o medidor principal e o de retaguarda). A correta programação deste código é essencial para que os sistemas da CCEE identifiquem os dados de medição como pertencentes àquele consumidor e ponto de conexão específicos.

Ensaio: O ensaio de verificação consiste em utilizar o software de leitura do medidor para ler o código de identificação programado no equipamento. Este código lido deve ser comparado e confirmado como idêntico ao código atribuído pela CCEE para aquele ponto de medição. Qualquer divergência inviabilizará a coleta e a validação dos dados de medição pela CCEE, afetando diretamente a contabilização e o faturamento.

Necessidade de Equipamento: É indispensável o software de configuração e leitura do medidor compatível com o modelo instalado, bem como a interface de comunicação adequada para conectar o computador ao medidor. O código de identificação da CCEE deve estar disponível para a equipe de comissionamento.

A Importância da Calibração de Equipamentos Elétricos

15. Teste de comunicação VPN (somente para clientes livres):

Procedimento: A comunicação dos dados de medição dos medidores instalados na unidade consumidora livre com os sistemas da Distribuidora e, principalmente, da CCEE (via Sistema de Coleta de Dados de Medição – SCD) é crítica. O documento menciona explicitamente a utilização de link Ethernet e túnel de VPN para essa comunicação

“O medidor de retaguarda é opcional para os clientes livres e, assim como o medidor principal, deve ser conectado pelo sistema de comunicação de dados, através de link ethernet e túnel de VPN… Para clientes livres, o medidor de retaguarda e o sistema de comunicação de dados, através de link ethernet e túnel de VPN, são de responsabilidade financeira do consumidor…”(Seção 7.7.1).

Este procedimento envolve a configuração e o estabelecimento desta conexão de rede segura (VPN) entre o ponto de medição (onde geralmente há um dispositivo de comunicação conectado ao(s) medidor(es)) e o centro de coleta de dados da Distribuidora ou da CCEE. É necessário garantir que os endereços de IP, configurações de firewall, chaves de segurança da VPN e roteamento estejam corretos.

Ensaio: O ensaio de comunicação visa verificar se o link de dados está ativo, estável e se permite a comunicação bidirecional com o(s) medidor(es) a partir do ponto de coleta remoto. Realizam-se testes de conectividade de rede (como ping, traceroute) para verificar o caminho e o tempo de resposta até o dispositivo de comunicação no ponto de medição. O teste mais importante é a tentativa de coleta de dados remota: inicia-se uma sessão de comunicação utilizando o software de coleta (SCD) para baixar o perfil de carga, leituras instantâneas e informações de status do(s) medidor(es). O sucesso na coleta dos dados demonstra que a cadeia de comunicação, incluindo a VPN, está funcionando corretamente.

Necessidade de Equipamento: Equipamentos de rede (roteador, firewall, switch, modem) no local do consumidor, que precisam estar configurados para a conexão VPN. Computador no local do comissionamento para realizar testes de conectividade locais. No centro de coleta de dados (remoto), é necessário o servidor/sistema SCD com o software e configuração adequados para iniciar a comunicação e a coleta.

Como Realizar Análises de Campo Eficientes

16. Calibração dos medidores através de ensaio monofásico ou trifásico realizada em campo ou em laboratório com rastreabilidade comprovada junto o INMETRO, no período do comissionamento do SMF, conforme disposto no RTM – Regulamento Técnico Metrológico (somente para clientes livres):

Procedimento: Este é um procedimento técnico metrológico que atesta a precisão da medição dos medidores principal e de retaguarda para fins de faturamento e contabilização. A calibração compara a energia (ativa e reativa) medida pelo medidor sob teste com a energia medida por um padrão de referência (um medidor ou calibrador de altíssima precisão), que deve possuir rastreabilidade a padrões nacionais ou internacionais, comprovada por certificado emitido por laboratório acreditado pelo INMETRO. O ensaio pode ser monofásico (realizado em laboratório ou em campo, injetando sinais em cada fase individualmente) ou trifásico (geralmente em campo, conectando o padrão e o medidor sob teste em série/paralelo ao circuito energizado sob carga real ou simulada). Este procedimento deve seguir rigorosamente o estabelecido no Regulamento Técnico Metrológico (RTM), publicado pelo INMETRO/Conama, que define os métodos, os pontos de carga a serem testados (geralmente carga leve, média e plena, com diferentes fatores de potência) e os limites de erro aceitáveis para a classe de exatidão do medidor (0.2 ou 0.2S para clientes livres).

Ensaio: O ensaio de calibração envolve conectar o padrão de referência e o medidor sob teste de forma apropriada para que ambos meçam a mesma energia. Se for um ensaio em campo sob carga real, isso implica em interrupções programadas no fornecimento para realizar as conexões seguras. O teste consiste em aplicar carga (real ou simulada) e comparar a energia acumulada pelo medidor sob teste com a energia acumulada pelo padrão de referência durante um determinado período ou número de voltas do disco/pulsos do medidor. O erro percentual é calculado para cada ponto de carga e fator de potência testado. Para que o comissionamento seja aprovado, todos os erros medidos devem estar dentro das tolerâncias metrológicas estabelecidas para a classe de exatidão do medidor (por exemplo, ±0,2% para a classe 0,2S). Os resultados são registrados em um certificado de calibração.

Necessidade de Equipamento: O equipamento principal é o padrão de referência metrológico (calibrador), que deve ser adequado para ensaios em campo em circuitos de alta tensão (geralmente conectado no secundário dos TIs) e possuir certificado de calibração rastreável ao INMETRO dentro da validade. Equipamentos acessórios podem incluir fontes de carga controlada (se o ensaio não for sob carga real), cabos de teste especiais, adaptadores e software para controle do calibrador e registro dos resultados. Este ensaio é complexo e requer pessoal técnico especializado e credenciado.

Sistema de calibração com padrão de referência 0,05 PTS 3.3genX

Esses itens 14, 15 e 16 demonstram a camada adicional de complexidade e os requisitos rigorosos de conformidade para sistemas de medição de clientes livres, garantindo que a energia negociada e utilizada no Mercado Livre seja medida com alta precisão e reportada de forma confiável aos sistemas centrais.

A Importância Crucial do Comissionamento para o Fornecimento em Alta Tensão

Chegamos ao fim de nossa jornada detalhando passo a passo o complexo, porém essencial, processo de comissionamento dos Sistemas de Medição para Faturamento (SMF) em instalações atendidas em Alta Tensão (138-69 kV), conforme as diretrizes da Especificação Técnica CNC-OMBR-MAT-19-0407-EDBR da Enel.

Analisador de Enrolamentos WA 2293: Precisão e Eficiência

Exploramos a fundo cada uma das 16 verificações e ensaios previstos, desde as inspeções físicas e elétricas básicas, como aterramento e condições de isolamento, passando pela validação da fiação secundária e da polaridade dos Transformadores de Instrumentos, até a complexa programação de parâmetros, estudo vetorial, medição da carga imposta aos TIs (burden), e o registro formal das leituras iniciais e lacres aplicados.

Ficou evidente ao longo desta exploração que o comissionamento não é uma mera formalidade ou uma etapa burocrática final. Pelo contrário, ele se configura como um pilar fundamental para garantir a operação segura, confiável e, acima de tudo, precisa do sistema de medição. É através desse processo rigoroso que se verifica se a instalação elétrica do consumidor, os equipamentos de medição e comunicação, e as configurações de software estão em perfeita conformidade com o projeto aprovado, as normas técnicas aplicáveis (ABNT, PRODIST, NR 10, etc.) e os requisitos específicos da Distribuidora.

Detector de descargas parciais DDX 9160

A precisão na medição é o alicerce para um faturamento justo e transparente. Um erro em qualquer uma das etapas do comissionamento – seja na polaridade de um TC, na relação de transformação programada no medidor, ou na medição do burden que afeta a exatidão do TI – pode levar a desvios significativos nos registros de energia e demanda, resultando em faturamentos incorretos que prejudicam o consumidor ou a Distribuidora.

Para os consumidores livres, as exigências são ainda mais detalhadas, envolvendo a integração total do SMF com os sistemas da CCEE. A programação correta dos códigos de identificação da CCEE, o teste de comunicação VPN robusto e a calibração metrológica rastreável são passos cruciais que garantem que os dados de medição possam ser validados e utilizados na contabilização centralizada do Mercado Livre de Energia. O sucesso nessas etapas é a porta de entrada para a operação no ambiente de contratação livre.

Microohmimetro MMR 6500/6700

Em suma, a execução meticulosa e documentada de cada um dos itens do comissionamento, utilizando os equipamentos adequados e contando com a expertise de profissionais qualificados, é indispensável. É essa diligência que valida a integridade física da instalação, a correção das interligações, a exatidão metrológica do sistema e a sua capacidade de comunicação confiável. Um comissionamento bem-sucedido, nos moldes apresentados na Especificação da Enel, não apenas cumpre um requisito regulatório e contratual, mas estabelece a base para uma relação de fornecimento de energia em Alta Tensão transparente, segura e perene, em benefício de todas as partes envolvidas.