DOU 10/02/2023 - Diário Oficial da União - Brasil

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Elemento de interrupção Dispositivo de interrupção automática (3) (4) Dispositivo de interrupção automática (3) (4) Dispositivo de interrupção automática (3) (4) . Elemento de proteção Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção Conjunto de funções de proteção que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção . Elemento de medição Medidor de energia ativa bidirecional (5) Medidor de energia de 4 quadrantes (5) Medidor de energia de 4 quadrantes (5) Notas: (1) Transformador de interface entre a unidade consumidora e rede de distribuição. Para os casos em que a unidade consumidora possua transformador com capacidade de potência adequada para atender também a central geradora, não é necessário um transformador exclusivo. (2) Instalado junto à central geradora de forma a possibilitar a desconexão física de todos os condutores ativos da usina. (3) Elemento de interrupção automático com desconexão física, por meio de relé ou contator, instalado junto à central geradora acionado por proteção para microgeração distribuída e por comando e/ou proteção para minigeração distribuída. (4) No caso de operação em ilha do acessante, o elemento de interrupção deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento. (5) O sistema de medição bidirecional deve, no mínimo, diferenciar a energia elétrica ativa consumida da energia elétrica ativa injetada na rede, atendendo às especificações estabelecidas no Módulo 5 do PRODIST. TABELA 1-A - FUNÇÕES DE PROTEÇÃO JUNTO À INTERFACE DA CENTRAL GERADORA CLASSIFICADA COMO MICROGERAÇÃO OU MINIGERAÇÃO DISTRIBUÍDA . Função de proteção Código ANSI equivalente Potência Instalada da Central Geradora . Menor ou igual a 75 kW Maior que 75 kW e menor ou igual a500 kW Maior que 500 kW e menor ou igual a 5 MW . Função de proteção de subtensão 27 Sim Sim Sim . Função de proteção de sobretensão 59 Sim Sim Sim . Função de proteção de subfrequência 81U Sim Sim Sim . Função de proteção de sobrefrequência 81º Sim Sim Sim . Função de proteção contra desequilíbrio de corrente entre fases 46 Sim Sim Sim . Função de proteção contra reversão e desequilíbrio de tensão 47 Sim Sim Sim . Função de proteção contra curto-circuito 50 / 50N Sim (1) Sim Sim . Função de proteção seletivacontra curto-circuito 51 / 51N Sim (1) Sim Sim . Função de proteção contra perda de rede(proteção anti-ilhamento) - Relé de detecção de ilhamento (2) (3) Relé de detecção de ilhamento (2) (3) Relé de detecçãode ilhamento (2) (3) . Função de verificação de sincronismo 25 Sim Sim Sim . Função de espera de tempo de reconexão 62 Sim (4) Sim (4) Sim (4) Notas: (1) Pode ser implementado através de um disjunto termomagnético. (2) Não é necessário relé de ilhamento específico, podendo ser empregada uma lógica baseada em conjunto de funções de proteção que atuando coordenadamente realize a detecção de ilhamentos e que produza uma saída capaz de operar na lógica de atuação do elemento de interrupção. (3) No caso de operação em ilha do acessante, a proteção de anti-ilhamento deve garantir a desconexão física entre a rede de distribuição e as instalações elétricas internas à unidade consumidora, incluindo a parcela de carga e de geração, sendo vedada a conexão ao sistema da distribuidora durante a interrupção do fornecimento. (4) Cabe à distribuidora definir no estudo técnico o tempo de reconexão, baseado em normas técnicas próprias e da ABNT. 12.1. Na determinação dos ajustes das funções de proteção, deve ser observado o eventual impacto da operação da central geradora sobre a Rede Básica e as DIT. 12.2. Para central geradora classificada como microgeração ou minigeração distribuída que utiliza exclusivamente conversor eletrônico de potência para realizar a interface com a rede de distribuição, incluindo sistema de armazenamento de energia elétrica, o consumidor deve apresentar relatório de ensaio em língua portuguesa, atestando que todos os modelos utilizados tenham sido aprovados em ensaios de avaliação da sua conformidade com as normas técnicas brasileiras vigentes que avaliam a interface de conexão desses conversores com a rede de distribuição. 12.2.1. Os ensaios a que se refere o item 12.2 devem ser realizados em laboratórios acreditados junto ao Inmetro ou acreditados em outros países que sejam signatários do acordo de reconhecimento mútuo da International Laboratory Association (ILAC MRA), e que possuam em seu escopo as referidas normas técnicas, na tensão nominal de conexão da solicitação de acesso, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade estabelecidos nesta seção. 12.3. Caso não existam normas brasileiras vigentes que avaliem a interface de conexão dos conversores eletrônicos de potência com a rede de distribuição, para a fonte primária empregada ou para sistemas de armazenamento de energia elétrica, pode-se considerar uma norma internacional, desde que os ensaios sejam realizados para os mesmos níveis de tensão e frequência de atendimento da unidade consumidora. 12.4. Excepcionalmente, pelo prazo de 12 (doze) meses contados a partir da publicação deste item, a distribuidora deve aceitar os certificados atestando que os conversores eletrônicos de potência foram ensaiados e aprovados conforme normas técnicas brasileiras ou normas internacionais (no caso de ausência de normas brasileiras), considerando as características técnicas do sistema elétrico brasileiro, ou o número de registro da concessão do Inmetro para o modelo e a tensão nominal de conexão constantes na solicitação de acesso, de forma a atender aos requisitos de segurança e qualidade estabelecidos nesta seção. 12.5. Nos sistemas que se conectam à rede por meio de conversores eletrônicos de potência, as funções de proteção relacionadas na Tabela 1-A podem estar inseridas nos referidos equipamentos, sendo a redundância de proteções desnecessária para microgeração distribuída. 12.6 O conversor eletrônico de potência utilizado por central geradora classificada como microgeração ou minigeração distribuída deve ser instalado em local apropriado que permita o acesso da distribuidora." (NR) "Anexo 3.D............................................................ 3. Para os efeitos deste Relacionamento Operacional são adotadas as definições contidas nas Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica e nos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica. ............................................................................... 6. Entende-se por microgeração distribuída a central geradora de energia elétrica com potência instalada menor ou igual a 75 kW. ..............................................................................." (NR) Art. 5º O Anexo V da Resolução Normativa nº 956, de 7 de dezembro de 2021, passa a vigorar com as seguintes alterações: "12............................................................ 12.1. O consumidor é responsável pelos custos de adequação do sistema de medição para conexão de unidade consumidora com minigeração distribuída ou instalação de minigeração distribuída em unidade consumidora existente. 12.2. Os custos de adequação a que se refere o item 12.1 correspondem à diferença entre os custos do sistema de medição requerido para o Sistema de Compensação e o sistema de medição convencional utilizado em unidade consumidora do mesmo nível de tensão." (NR) "17-A Adicionalmente aos requisitos estabelecidos no Módulo 3 do PRODIST, a partir de 1º de janeiro de 2024, o sistema de medição utilizado na conexão de microgeração ou minigeração distribuída em unidades consumidoras do grupo A deve atender aos requisitos mínimos a seguir: a) ser capaz de apurar as seguintes grandezas: i) energia ativa, em kWh, consumida e injetada; ii) energia reativa, em kvarh, consumida e injetada; iii) potência ativa, demandada e injetada, integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kW; iv) potência reativa, demandada e injetada, integralizada em intervalo programável de 5 a 60 minutos, em kvar; e v) tensão em regime permanente de cada fase, agregada em intervalo de 10 minutos, em V. b) ser capaz de: i) disponibilizar as informações da medição de energia ativa e reativa, para consumo e injeção, por meio que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor; ii) disponibilizar as informações da potência ativa e reativa, para demanda e injeção, por meio que permita ao consumidor acompanhar a leitura do medidor; iii) registrar a data e o horário de início e fim das últimas 100 interrupções de curta e de longa duração; iv) registrar informações que permitam calcular os indicadores DRP e DRC; e v) permitir atualização remota de firmware e de parâmetros de tarifação. c) possuir memória de massa com as seguintes características: i) capacidade de armazenamento de dados de energia ativa, energia reativa, tensão, e demanda ativa e reativa; ii) capacidade de registro dos montantes consumidos e dos montantes injetados na rede, separadamente; iii) intervalo de integralização programável de 5 a 60 minutos; iv) armazenamento de dados referentes a, no mínimo, 37 dias de uso; e v) registro das informações de que tratam os itens iii e iv da alínea anterior. d) ser provido de: i) possibilidade de comunicação remota; ii) interface para aquisição local dos valores medidos e da memória de massa em formato aberto; iii) mecanismo de sincronismo de tempo; iv) medidor com identificação alfanumérica de, pelo menos, 14 dígitos; e v) interface de saída de dados para gestão de carga." (NR)