CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº043/2010

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1 CONTRIBUIÇÕES REFERENTES À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº043/2010 NOME DA INSTITUIÇÃO: CIAPORTE SOLUÇÕES E SOFTWARE LTDA ME AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL ATO REGULATÓRIO: Resolução /Normativa, 2010 EMENTA (Caso exista): CONTRIBUIÇÕES RECEBIDAS IMPORTANTE: Os comentários e sugestões referentes às contribuições deverão ser fundamentados e justificados, mencionando se os artigos, parágrafos e incisos a que se referem, devendo ser acompanhados de textos alternativos e substitutivos quando envolverem sugestões de inclusão ou alteração, parcial ou total, de qualquer dispositivo. TEXTO/ANEEL TEXTO/INSTITUIÇÃO JUSTIFICATIVA/INSTITUIÇÃO Art. 5º As seguintes grandezas devem ser apuradas pelo sistema de medição para cada unidade consumidora: I Tensão: valor eficaz instantâneo; Art. 5º As seguintes grandezas devem ser apuradas pelo sistema de medição para cada unidade consumidora: I. Tensão: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da 1) Entendemos que a Nota Técnica n 0109/2009 SRD/ANEEL foi elaborada através do estudo das melhores práticas sendo executadas a nível mundial. Acreditamos que o Brasil precisa, no

2 II Energia elétrica ativa: registro do valor para fins de faturamento do consumo, em cada posto horário; III Energia elétrica reativa indutiva: registro do valor, em cada posto horário, apenas na freqüência nominal da tensão e da corrente (sessenta hertz). Art. 6º Adicionalmente às grandezas descritas no artigo anterior, as seguintes funcionalidades complementares devem ser apuradas para cada unidade consumidora: I Interrupções de curta duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de curta tensão monofásica e, para os casos polifásicos, também da tensão entre fases; II. Corrente: valor eficaz instantâneo de módulo e fase da corrente por fase; III. Energia elétrica ativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; IV. Energia elétrica reativa: valores integralizados para fins de faturamento do consumo; V. Demanda ativa: valor instantâneo da demanda ativa monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda ativa máxima durante o ciclo de faturamento; VI. Demanda reativa: valor instantâneo da demanda reativa monofásica ou polifásica para fins de consumo, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência da demanda reativa máxima durante o ciclo de faturamento; VII. Fator de potência: valor instantâneo do fator de potência, devendo registrar data e hora do instante de ocorrência dos fatores de potência mínimo e máximo durante o ciclo de faturamento; VIII. Freqüência: valor instantâneo da freqüência da corrente por fase. Art. 6º Adicionalmente às grandezas descritas no artigo anterior, as seguintes funcionalidades complementares devem ser apuradas para cada unidade consumidora: I Interrupções de curta duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de curta duração; II Interrupções de longa duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada mínimo, seguir os padrões já utilizados internacionalmente, e sempre que possível, inovar em pró do melhor custo/benefício para todos os envolvidos. 2) A sugestão do retorno à leitura das oito grandezas sugeridas incialmente na nota técnica 0109/2009 SRD/ANEEL, implica somente na maximização do custo/benefício dos Medidores Inteligentes. Todas estas funcionalidades já fazem parte das features da grande maioria dos componentes utilizados comercialmente (ex. Analog Devices, Texas Instruments,...). 3) Uma vez adotada a utilização de Medidores Inteligentes, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software (firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida. 1) Entendemos que a Nota Técnica n 0109/2009 SRD/ANEEL foi elaborada através do estudo das melhores práticas sendo executadas a nível mundial. Acreditamos que o Brasil precisa, no mínimo, seguir os padrões já utilizados internacionalmente, e sempre que possível, inovar em pró do melhor custo/benefício para todos os envolvidos. 2

3 duração; II Interrupções de longa duração: devem ser registradas data e hora de início e fim de cada interrupção de longa duração, para efeito de cálculo da Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão FIC, da Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão DIC e da Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão DMIC; III Duração de transgressão de tensão: devem ser apurados os parâmetros para efeito de cálculo de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária DRP e de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica DRC; IV Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, devendo ser programáveis o início e o fim de cada posto. interrupção de longa duração, para efeito de cálculo da Freqüência de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão FIC, da Duração de Interrupção Individual por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão DIC e da Duração Máxima de Interrupção Contínua por Unidade Consumidora ou por Ponto de Conexão DMIC; III Duração de transgressão de tensão: devem ser apurados os parâmetros para efeito de cálculo de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Precária DRP e de Duração Relativa da Transgressão de Tensão Crítica DRC; IV Postos tarifários: deve haver capacidade de aplicação de tarifas diferenciadas, no mínimo, em 4 (quatro) postos horários, tendo os parâmetros valor, início e o fim de cada posto sendo programáveis remotamente. V Pré pagamento: deve haver capacidade de operação do medidor em modo de pré pagamento VI Armazenamento de dados: as informações relativas às grandezas medidas e funcionalidades adicionais devem permanecer armazenadas por um período mínimo no medidor ou no concentrador de dados, a critério da distribuidora. VII Operação em 4 Quadrantes: deve haver capacidade para medição da demanda de energia devolvida ao sistema de transmissão; 2) Pré Pagamento e Operação em 4 Quadrantes: Uma vez adotada a utilização de Medidores Inteligentes, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software(firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida. Tanto a modalidade pré paga como a venda de energia sazonal para rede, são necessidades já latentes no mercado, que certamente, logo farão parte do dia a dia de muitos usuários do Grupo B. Entendemos que para um melhor aproveitamento dos custos envolvidos na substituição e manutenção dos novos medidores, a agregação das principais funcionalidades em um único equipamento é essencial. Reduzindo assim o número de técnicos e especializações necessárias para dominar todas as tecnologias envolvidas. 3) Armazenamento de Massa de Dados: Requisito mínimo para confiabilidade e segurança de todo o sistema. Com a 3

4 Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: I Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição; Art. 8º O sistema de medição deve contemplar a possibilidade de comunicação entre o medidor da unidade consumidora e a distribuidora, conforme a seguir: I Direção de tráfego de dados: deve haver capacidade de comunicação bidirecional entre o sistema central de gerenciamento de dados e o sistema de medição, com meio de comunicação escolhido a critério da distribuidora; II Parametrização e leitura remotas: deve haver capacidade de monitoramento e controle remoto dos parâmetros associados às grandezas medidas e funcionalidades complementares do sistema de medição; III Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota; IV Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público certificado pelo INMETRO. complexidade dos processos envolvidos e a segurança necessária para garantir a fidelidade dos dados apresentados, redundância de informações é um quesito básico e indispensável. A quantidade de informações e tempo necessários para armazenamento poderia ser parametrizável. No hardware, esta feature é implementada através do uso de memórias Flash e similares, cada vez mais baratas no mercado. 1) Entendemos que seria importante a nacionalização do protocolo de comunicação, objetivando maior sintonia com as especificidades do nosso País (continental). Corroborando com as iniciativas da ABINEE, projeto SIBMA 2) Mesmo sendo adotado um protocolo internacional, sugerimos que seja público e certificado pelo IMETRO, pois somente assim será garantida a interoperabilidade de equipamentos de fabricantes diferentes. 4

5 III Atuação remota: deve haver capacidade de suspensão e religação do fornecimento de energia de forma remota; IV Protocolo de comunicação: deve ser adotado protocolo público. Art. 11. É facultada à distribuidora a instalação de equipamentos de medição com sistema de pré pagamento, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica Art. 11. É facultada à distribuidora a utilização dos equipamentos de medição no modo de pré pagamento, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica 1) Sugerimos que a funcionalidade já esteja disponível nos medidores. Garantindo um melhor aproveitamento dos investimentos efetuados durante a substituição dos medidores. A ativação, seria facultativa, executada remotamente. Uma vez adotada a utilização de Medidores Inteligentes, e não um arranjo de tecnologias acopladas a um medidor passivo, simulando certa inteligência, essas e muitas outras features são dependentes apenas de Software(firmware), ou seja, geram impacto zero no custo por unidade produzida. A modalidade pré paga é uma necessidade já latente no mercado, que certamente, logo fará parte do dia a dia de muitos usuários do Grupo B. 2) Entendemos que para um melhor aproveitamento dos custos envolvidos na substituição e manutenção dos novos medidores, a agregação das principais funcionalidades em um único 5

6 Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução. Art. 14. A distribuidora não pode imputar ônus ou taxas ao consumidor em função de eventuais adequações nos padrões de medição decorrentes do uso do sistema de medição de que trata esta Resolução, exceto serviços e produtos adicionais e opcionais. equipamento é essencial. Reduzindo assim o número de técnicos e especializações necessárias para dominar todas as tecnologias envolvidas. 1) Uma vez realizada a substituição dos medidores atuais, as Distribuidoras podem oferecer uma nova gama de serviços e produtos em software e hardware que gerem comodidade, conforto e praticidades adicionais e opcionais. E a partir da nova estrutura inteligente, as Distribuidoras poderiam cobrar taxas adicionais nos serviços porventura contratados. 2) Exemplificando: venda de acessórios para carga de veículo elétrico; interfaces com entradas de energias sazonais painel fotovoltaico, turbina eólica; energia pré paga e outros. 6

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