MODELO PARA ENVIO DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº43/2010. (Especificar Nome/Tipo, nº e data, caso existam)

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1 MODELO PARA ENVIO DE CONTRIBUIÇÕES REFERENTE À AUDIÊNCIA PÚBLICA Nº43/2010 NOME DA INSTITUIÇÃO: General Electric Energy do Brasil Ltda. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA ANEEL ATO REGULATÓRIO: (Especificar Nome/Tipo, nº e data, caso existam) EMENTA (Caso exista):

2 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; 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 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 A GE apoia a resolução de que o medidor deve medir e armazenar os parametros acima. Adicionalmente, recomendamos que o medidor também registre energia reativa nos quatro quadrantes e potência aparente. A GE compreende os requerimentos mencionados e apoia completamente a necessidade do medidor suportar 4 postos tarifários, como identificado no Artigo 6o. 2

3 Art. 7º Observada a prudência dos investimentos e a modicidade tarifária, fica facultado à distribuidora a adoção de sistemas de medição com requisitos adicionais aos estabelecidos nesta Resolução. 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. A GE concorda plenamente que o medidor deve suportar comunicação de duas vias para permitir a aquisição de dados de medição, parametrização remota do medidor e conexão e desconexão remota do cliente. Entretanto, pede-se avaliar a possibilidade de que protocolos abertos reconhecidos internacionalmente devam ser considerados para o mercado brasileiro - i.e. DLMS Cosem (IEC ). Sua adoção, além de proporcionar um protocolo já provado e testado em campo, também contribuirá com a competitividade do mercado. 3

4 Art. 9º Devem ser disponibilizadas ao consumidor as informações relativas aos seguintes itens: I Energia elétrica ativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica ativa consumido por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; II Energia elétrica reativa: deve estar disponível o valor de energia elétrica reativa registrado por posto horário até o momento no ciclo de faturamento vigente, assim como o valor total consumido por posto horário no ciclo anterior; III Postos tarifários: deve haver possibilidade de identificação do posto tarifário corrente; IV Continuidade do fornecimento: deve estar disponível a quantidade total e a duração total das interrupções consideradas para efeito de cálculo dos indicadores FIC, DIC e DMIC da unidade consumidora no mês corrente e nos dois últimos meses de apuração dos referidos indicadores; V Visualização das informações: as informações devem estar acessíveis por meio de mostrador existente no próprio medidor e, no caso de medição centralizada, ser apresentadas em dispositivo na unidade consumidora. A GE apoia plenamente o estabelecido no Artigo 9. De toda forma, sugere-se que a comunicação entre o medidor e o consumidor, particularmente em instalações externas, sejam baseadas em nós Zigbee RF. Da mesma forma, recomenda-se que um protocolo aberto padrão seja utilizado para a transferência de dados, como o Smart Energy Profile. 4

5 Notas técnicas 46 A A exigência de comunicação bidirecional não implica na obrigatoriedade de uso dessa funcionalidade. Ou seja, os sistemas de medição devem ser capazes de se comunicar, mas cabe à distribuidora definir que solução tecnológica será adotada para a comunicação do medidor com seu sistema central de gerenciamento de dados, assim como quando efetivamente utilizá-la. Como a visão é de longo prazo, a falta desta capacidade de comunicação poderia levar à necessidade de troca ou adaptação de equipamentos no curto prazo. A GE reconhece que a tecnologia AMI está emergindo e que está sendo provada em instalações reais. Para assegurar a evolução dos ativos, a recomenda-se que quaisquer medidores instalados no curto prazo ofereçam uma abordagem modular para suportar a troca da tecnologia de comunicação do AMI. Este módulo deve ter sido projetado para estar separado/independente do lacre metrológico e deve suportar trocas sem necessidade de interrupção do fornecimento de energia ao cliente. Notas técnicas - 50 Neste contexto, também optou-se por não estabelecer critérios para a utilização de memória de massa. Entretanto, são esperadas contribuições a respeito da necessidade de regulamentação de mais este aspecto. A GE recomenda que os medidores ofereçam memória de massa suficiente para o armazenamento de informação do perfil de carga equivalente à um ano. 5

6 Notas Técnicas 523 Com relação à classe de exatidão dos medidores, fica mantida a definição contida no Módulo 5 (Sistemas de Medição) do PRODIST que estabelece classe A para o Grupo B. Apesar da manutenção do critério na proposta submetida, são incentivadas contribuições acerca, principalmente, do custo e da necessidade de estabelecimento de uma melhor classe de exatidão. Sobre o local de instalação do medidor, fica mantida a permissão à distribuidora de instalação em local externo à unidade consumidora, incluindo sistema de medição centralizada, desde que também sejam respeitados os critérios e procedimentos definidos em regulamentação específica (REN nº 414/2010). Recomenda-se que o medidor mantenha uma precisão de, ao menos, Classe A. Tal requerimento requisito é comum em países fora do mercado ANSI e é mais do que suficiente para uso em instalações residenciais. 6

7 Notas Técnicas 58 Ponto para discussão: Incentiva-se o envio de contribuições acerca da proposta sobre os consumidores abrangidos, particularmente a respeito da efetividade da exclusão dos consumidores residenciais de baixa renda sobre os objetivos do plano. A proposta sugerida nesta Nota Técnica e na minuta de Resolução abrange as concessionárias e as permissionárias de distribuição. Nessa linha, incentiva-se também o envio de contribuições acerca deste item. Em referência à audiência pública 120/2010 e, pensando na universalização dos serviços, em uma maior precisão no faturamento de energia, bem como na redução das perdas não-técnicas, a GE entende que a ANEEL deveria considerar uma implementação massiva de medidores inteligentes para todo o sinal econômico de baixa tensão. 7

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