Infraestruturas avançadas de medição

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1 Rogério Botteon Romano *, Paulo Eduardo Sípoli Faria Este artigo apresenta sucintamente o conceito básico, os benefícios, a análise técnica das principais funcionalidades e as expectativas da ANEEL sobre a infraestrutura avançada de medição para a rede elétrica inteligente smart grid. Adicionalmente, é apresentada uma visão geral das AMIs que estão sendo testadas, com a participação do CPqD, nas principais concessionárias distribuidoras de energia elétrica no Brasil: Cemig-D, Eletrobras, Celpe, Eletropaulo e Light. Palavras-chave: AMI. Medição inteligente. Prova de conceito em AMI. Introdução Basicamente, a infraestrutura avançada de medição (Advanced Metering Infrastructure AMI) pode ser considerada um sistema composto por medidores de energia elétrica com inteligência computacional embarcada e providos de portas de comunicação de dados e demais periféricos. Tal sistema é suportado por uma infraestrutura de tecnologia da informação (telecomunicação, software e hardware) que permite tanto a aquisição de dados em intervalos de tempo como o envio de informações e comandos de forma remota. É importante observar que a introdução de uma solução AMI nas redes de distribuição brasileiras irá permitir a obtenção de informações individuais e precisas sobre consumo de energia elétrica que, apresentadas de modo inteligível, irão possibilitar que o cliente exerça um efetivo controle sobre seu consumo. Em alguns dos projetos existentes em AMI, estão sendo avaliados os displays diretos e indiretos, que permitem aos consumidores acessar as informações de consumo de energia elétrica. Todos os dados que trafegam na AMI necessitarão, em uma de suas extremidades, de uma plataforma de medição (Meter Data Management MDM), que permitirá à concessionária de energia elétrica realizar operações de medição remota (leituras e comandos), analisar e processar dados mediante integração com os sistemas corporativos da respectiva concessionária, e efetuar a gestão de perdas. Em decorrência dos cenários regulatórios no Brasil e da disponibilidade técnica de fornecedores de sistemas de medição inteligente, os testes com as soluções AMI, que estão sendo implementados experimentalmente e avaliados através de projetos de P&D ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), são compostos por produtos comerciais com protocolos de comunicação proprietários e abertos para o atendimento de cenários diferenciados, mas representativos das respectivas áreas de concessão. Neste artigo, serão apresentados os benefícios da AMI, tanto para os consumidores como para as concessionárias e a ANEEL. Além disso, este artigo apresenta uma abordagem geral sobre os principais projetos de P&D em AMI, que foram ou estão sendo realizados no território nacional. 1 Benefícios da AMI Uma solução AMI deveria abranger as seguintes funcionalidades: a) leitura remota dos medidores unidirecionais e bidirecionais de energia; b) balanço energético para combate às perdas; c) corte e religamento a distância; d) tarifação diferenciada; e) levantamento da curva de consumo dos clientes; f) monitoramento de carga pelo usuário; g) monitoramento das condições dos transformadores. Com essa solução AMI, deve ser possível a disponibilidade das seguintes facilidades: a) controle de perdas (técnicas e não técnicas); b) interação com o consumidor; c) implementação da tarifa branca (tarifação diferenciada); d) implementação de microgeração distribuída incentivada para consumidores do grupo B; e) disponibilização de informações mais detalhadas para os processos da distribuição (por exemplo, Faturamento e Perdas). As principais evoluções previstas com a instalação em massa de AMIs na área de concessão serão: a) um consumidor com display direto ou indireto poderá controlar melhor o consumo de suas instalações; b) os consumidores poderão se adaptar à *Autor a quem a correspondência deve ser dirigida: [email protected]. Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013

2 tarifação diferenciada, visando obter uma redução da conta de energia elétrica; c) um consumidor com microgeração distribuída poderá reduzir o consumo de energia elétrica proveniente da concessionária; d) o trabalho do leiturista, que efetua a leitura de energia elétrica mensalmente, deixará de ser necessário; e) as leituras de consumo de energia poderão ser feitas a qualquer momento pela concessionária; f) as operações de corte e religamento da energia elétrica não serão efetuadas localmente por uma equipe de campo designada pela concessionária; g) a falta de energia elétrica em um medidor será detectada antes que o respectivo consumidor entre em contato com o call center da concessionária; h) a resposta a uma reclamação de falta de energia feita pelo consumidor será mais precisa no que diz respeito à causa da ocorrência e ao retorno às condições normais; i) as áreas da concessionária com perdas serão detectadas mais rapidamente. Adicionalmente, os benefícios de uma AMI para as concessionárias podem ser os seguintes: a) redução de custos operacionais; b) melhoria do fator de carga, com a redução do pico de demanda; c) potencial postergação de investimentos de expansão; d) gerenciamento de informações sobre o sistema e sobre os consumidores em tempo real e de forma remota. 2 Análise das principais funcionalidades da AMI As três principais funcionalidades/aplicações da AMI que podem ser destacadas são as seguintes: 2.1 Telemedição Trata-se da transmissão de dados de consumo de energia elétrica através da implementação de uma rede de comunicação entre o medidor localizado no cliente e o Centro de Medição. É possível relacionar os seguintes resultados desta aplicação: Redução do custo de leitura este resultado é obtido através da automatização do processo operacional, em que o leiturista é substituído pela interface de comunicação que transmite o valor do consumo do medidor. Redução de erros operacionais este resultado decorre diretamente da automatização do processo de medição e aumenta consideravelmente a produtividade e a qualidade dos serviços prestados pela concessionária. Consistência e integridade da base de leitura este resultado é obtido através da capacidade integral e automatizada de leitura de toda a planta de medidores, quase em tempo real, permitindo o armazenamento, a verificação de consistência e a integridade dos dados e o respectivo processamento para as demais funções associadas ao negócio da concessionária. Redução do tempo gasto com a contabilidade do consumo este resultado impacta diretamente o ganho financeiro da concessionária, permitindo a rápida contabilidade, de forma automatizada, das faturas correspondentes à medição realizada. 2.2 Corte e religamento remoto Esta aplicação é realizada através do disparo de comandos vindos dos sistemas de faturamento da concessionária e encaminhados aos medidores eletrônicos, acionando bobinas e disjuntores internos para o corte e o religamento de energia. Os resultados desta aplicação são relacionados a seguir: Redução da inadimplência com a automatização da coleta e da análise da situação de pagamento do cliente, e após tentativas de cobrança, a concessionária pode rapidamente efetuar o corte do fornecimento da energia elétrica por meio da rede de comunicação e do medidor eletrônico, assim como pode efetuar o religamento quando da quitação do montante devido. Tais recursos estimulam um maior comprometimento por parte do consumidor para com o pagamento em dia da fatura de energia. Redução de custos operacionais a partir do comando de corte de energia do domicílio, o medidor eletrônico é responsável por efetuar o corte da energia e por seu posterior religamento, evitando o deslocamento da equipe de campo até o endereço do consumidor. 2.3 Balanço energético Esta aplicação é realizada através da diferença entre o total de energia fornecida no secundário do transformador de distribuição e o somatório dos consumos registrados nos medidores da 38 Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013

3 respectiva área de atendimento do respectivo transformador. A seguir, são relacionados os resultados desta aplicação: Determinação de perdas técnicas e comerciais este resultado é obtido a partir da realização de cálculo e análise da citada diferença, observando-se a ocorrência de perdas técnicas, principalmente no transformador e nos condutores, e a ocorrência de perdas comerciais, possibilitando a identificação, por exemplo, de roubo de energia ( gatos ). Redução de roubo / furto de energia é resultado da implementação de medidas coercitivas, mediante amparo legal, a saber: eliminação de fiações ilegais e implementação da realização de balanço energético no medidor eletrônico, no qual se registram o valor da energia entregue ao consumidor e o valor pago pelo consumidor, identificando furto da energia na residência. Redução de custos operacionais a partir de indícios/constatação da fraude mediante a realização de balanço energético no medidor eletrônico, é possível deslocar uma equipe de inspeção diretamente para a área do domicílio do fraudador, evitando-se o deslocamento de múltiplas equipes de inspeção de campo para identificar a área de fraude. 3 Expectativas da ANEEL sobre AMI A ANEEL espera obter como resultados técnicos da implantação de AMIs no Brasil: a) menor assimetria de informações; b) monitoramento de novos parâmetros de qualidade da energia elétrica; c) tarifa refletirá o custo da energia em tempo real. Em resumo, outros resultados esperados pela ANEEL são os seguintes: a) mudança de hábitos dos consumidores residenciais e maior interatividade com a concessionária; b) aprimoramento da qualidade do produto e serviço prestado pelas concessionárias; c) viabilização técnica da prestação de novos serviços pela concessionária; d) uso mais eficiente do insumo energia elétrica. Entretanto, a ANEEL considera necessário agir com certa precaução em relação aos investimentos para a obtenção de AMIs. Alguns aspectos devem ser analisados criteriosamente, a saber: a) disposição da sociedade em investir agora para contabilizar benefícios no futuro; b) relação custo/benefício; c) consumidores com diferentes capacidades de pagamento. É importante salientar que a ANEEL considera importante o estudo do reconhecimento dos investimentos e seus impactos sobre a modicidade tarifária. A resolução 502 da ANEEL (2012) estabelece os requisitos mínimos dos sistemas de medição de energia elétrica instalados em unidades consumidoras do grupo B classificadas no subgrupo B1 Residencial, não enquadradas como Baixa Renda, e no subgrupo B3. 4 Projetos AMI nas principais concessionárias do Brasil O CPqD está ou esteve participando dos principais projetos de P&D em AMI no Brasil. A seguir, estão descritos de maneira sucinta os projetos da Cemig-D, Celpe, Eletrobras, Eletropaulo e Light. 4.1 Cemig-D Neste item, é apresentado um breve descritivo da Prova de Conceito (PoC) de AMI do Projeto Smart Grid da Cemig-D, que está sendo realizada na região de Sete Lagoas (MG). O escopo da PoC prevê, entre outras atividades, a avaliação de soluções de medição avançada e de relacionamento e interação com o consumidor, além da avaliação da infraestrutura de telecomunicações bidirecional necessária para suportar essas soluções. Ademais, estão previstos também o desenho e a execução de testes da aplicação de tarifas diferenciadas em um conjunto selecionado de consumidores. A região de Sete Lagoas foi escolhida para abrigar a PoC por ser representativa no universo de consumidores da Cemig-D, uma vez que nas áreas selecionadas há tanto consumidores residenciais urbanos quanto rurais, comerciais e industriais. Essa região é composta de vinte e quatro alimentadores, distribuídos em três subestações que atendem a treze municípios. A solução AMI será composta por ferramentas computacionais (software) e equipamentos comerciais e/ou protótipos em desenvolvimento, conforme indicado na Figura 1. Essa solução é responsável pela medição do consumo de energia, em tempo real ou em intervalos regulares, conforme solicitação do Centro de Medição ou diretamente do consumidor. As informações são enviadas para o centro de gerenciamento de medições (Meter Data Management MDM), que armazena e processa os dados de medição, fornecendo informações consolidadas para os sistemas de operação da concessionária e para os clientes. As medidas são coletadas por medidores inteligentes, que possuem funcionalidades como coleta de dados Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun

4 sobre a qualidade da energia, notificação de falhas e instabilidades, violações no medidor, corte e religamento remotos e balanceamento energético. Para garantir um melhor aproveitamento das informações providas pelo medidor e auxiliar no combate a fraudes e na operação do sistema, será utilizada uma ferramenta de georreferenciamento que apresenta informações consolidadas das medições e alarmes provenientes do Centro de Medição, permitindo análises espaciais para auxiliar na formulação de ações preventivas e soluções para os problemas apontados. Figura 1 Solução AMI para a PoC Cemig-D Figura 2 Áreas de implantação da solução AMI para a PoC Cemig-D 40 Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013

5 A Figura 2 apresenta as áreas de interesse para implantação da PoC de AMI (ROMANO et al., 2011) na região de Sete Lagoas (MG): a) Sete Lagoas (zonas urbana e rural) b) Prudente de Morais c) Jequitibá d) Baldim e) Funilândia f) Santana do Pirapama g) Santana do Riacho Até o momento, a Cemig-D está instalando o primeiro lote de medidores em Sete Lagoas (zona urbana), conforme mostra Figura Primeira implantação de AMI A primeira implantação da PoC de AMI no Projeto Cemig-D apresenta as seguintes características: a) cidade de Sete Lagoas no entorno da UniverCemig; b) alimentador 06 da Subestação Sete Lagoas 1; c) tecnologias escolhidas: RF Mesh para a NAN (Neighborhood Area Network) na faixa de 900 MHz (Figura 4); ZigBee para a HAN (Home Area Network) na faixa de 2,4 GHz. d) possibilidade de aplicação de TOU (Time of Use) na baixa tensão (BT); e) dados integrados ao Centro de Medição; f) necessidade de roteadores para transmitir os dados de medição até a UniverCemig e um concentrador de dados; g) software de gestão para integração com o sistema do Centro de Medição MECE da Senergy; h) a instalação está sendo realizada pelo serviço de campo da Cemig-D, que recebeu treinamento e acompanhamento. O processo de aquisição do primeiro lote AMI teve três licitantes e o pregão foi vencido pelo fornecedor Landis+Gyr. Este lote inicial teve: a) medidores de energia para BT Todos os medidores do primeiro lote devem dispor de placa ZigBee (com protocolo Smart Energy Profile) com o IHD (In-Home Display); b) 140 conjuntos de transformadores; c) módulos de comunicação correspondentes; d) 05 roteadores; e) 01 concentrador de dados. Figura 3 Área de cobertura da solução RF Mesh na PoC de AMI em Sete Lagoas (MG) Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun

6 Figura 4 Configuração da solução RF Mesh em Sete Lagoas (MG) 4.2 Eletrobras Descrição O Projeto Eletrobras, que está sendo desenvolvido na cidade de Parintins (AM), planejou substituir todos os medidores de energia elétrica dos consumidores do grupo B, de modo a oferecer tarifas diferenciadas ao longo do dia, estimulando o consumo fora dos horários de pico de demanda. Todos os medidores serão digitais, o que possibilita maior confiabilidade do serviço de energia elétrica. A cidade, com cerca de medidores, foi inicialmente dividida em quatro grandes áreas para receber diferentes tecnologias, permitindo assim que o projeto possa avaliar quais dessas tecnologias seriam promissoras para a disseminação do sistema nas concessionárias do grupo Eletrobras. Uma solução AMI pode utilizar diferentes tecnologias de comunicação de dados. A tecnologia a ser empregada dependerá das distâncias entre os medidores e o ponto de concentração de dados, do relevo do local, da quantidade de grandezas a serem medidas e também do desempenho do sistema Áreas e quantitativo Através de um estudo desenvolvido neste projeto (OLIVEIRA et al., 2012), foi possível construir um mapa que representasse quais áreas serão atendidas e por qual tecnologia (Figura 5) Adequações realizadas Projetos grandes de AMI possuem alguns desafios, como, por exemplo, a integração entre sistemas, opção por protocolos, escala de produção dos medidores e riscos de segurança da informação, entre outros. Durante o desenvolvimento deste projeto de P&D, foi possível notar que o uso da frequência de 450 MHz seria inviável em virtude das taxas cobradas pela ANATEL para a utilização dessa frequência. A frequência foi descartada, pois tornaria o custo de manutenção do sistema de medição muito alto para a Eletrobras. A partir disso, optou-se pelo uso da frequência de 900 MHz. A frequência de 2,4 GHz é a que mais sofre interferência na cidade de Parintins. Assim mesmo, é possível a utilização dessa opção. Entretanto, o fator decisivo para que a frequência de 2,4 GHz também fosse descartada foi a grande quantidade de concentradores necessária para a perfeita cobertura dos medidores, o que inviabiliza sua utilização/manutenção. Tendo em vista os dados citados, as áreas de cobertura de Parintins foram alteradas para: a) área 1 Mesh b) área MHz c) área 4 Aguardando definição pelo PLC ou tecnologia RF. 42 Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013

7 Legenda: área 1: 450 MHz / área 2: 2,4 GHz / área 3: 900 MHz /área 4: PLC Figura 5 Proposta inicial da divisão de Parintins (AM) Além desses problemas relacionados às frequências a serem utilizadas, também foram encontradas algumas dificuldades durante a implantação, entre elas: a) caixas de instalação dos medidores com diversos padrões e tamanhos; b) ramais de energia sem condições de uso; c) necessidade de padronização de ramais, caixas e instalações; d) logística de entrega de materiais complicada; e) falta de cabos concêntricos para ramais de energia no mercado; f) poucos fornecedores de medidores inteligentes certificados Definição para a rede PLC A rede PLC ainda permanece indefinida quanto à sua utilização. Como uma das premissas do teste para a rede PLC seria a multiplicação para áreas rurais com longas linhas de média tensão, a área 4 se mostrou aquém das necessidades do projeto. Portanto, a aplicação ou não do lote com tecnologia PLC em Parintins ficou pendente de definição Considerações finais sobre a implantação do campo de testes A implantação do campo de testes em Parintins teve como principais benefícios: o conhecimento das tecnologias existentes para AMI; a oferta do medidor eletrônico, que é considerado de última geração; e o conhecimento do modo de atuação da ANATEL com relação às frequências licenciadas. 4.3 Celpe A PoC de AMI no Projeto Redes Inteligentes da Celpe (ROMANO et al., 2012) está sendo implantada na ilha de Fernando de Noronha, em 831 consumidores do grupo B, conforme a Figura 6. Os medidores inteligentes serão de três fornecedores: ZIV, Landis+Gyr e Sagemcom. A solução oferecida por esses fornecedores apresenta as seguintes vantagens: Estar suportada por um protocolo de dados DLMS (Device Language Message Specification), que é aberto e possui uma aliança ativa que sustenta sua evolução. Estar suportada por um padrão de comunicação aberto, normalizado pela IEC (International Electrotechnical Commission), e suportado pela PRIME Alliance (PoweRline Intelligent Metering Evolution) (2013). Esta aliança está focada no desenvolvimento de uma solução de telecomunicações aberta, pública e não proprietária, o que deve permitir a interoperabilidade entre os medidores e concentradores desses fabricantes. Ter vários fornecedores para os equipamentos, com dois deles instalados no Brasil (ZIV e Landis+Gyr), um terceiro que atualmente está homologando o medidor no Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun

8 ITE (Instituto Tecnológico de la Energia Espanha), a GE (General Electric), e um quarto, a Elster, também instalada no Brasil, que está homologando seu medidor na PRIME Alliance. Entretanto, a solução tem alguns pontos que devem ser avaliados por este projeto, a saber: Como os medidores não estão homologados, o sistema de medição atual terá que ser mantido, com a nova medição instalada em série com a atual, sendo necessário que a medição para tarifação em Fernando de Noronha seja totalmente manual. Também a falta de homologação dos medidores impedirá os testes de faturamento real com base na tarifa branca. De um modo geral, não existe nenhum medidor homologado para a tarifa branca, pois não existe regulamento técnicometrológico do Inmetro para essa modalidade de tarifa. A RN 502/2012 (ANEEL, 2012) estabelece um prazo de 18 meses para essa adequação. Os medidores não possuem solução de display direto para informação do consumidor. O desconhecimento da existência de ruído interferente para o PLC nas linhas de baixa tensão representa um risco para a instalação de medição eletrônica em todos os consumidores de Fernando de Noronha. 4.4 Eletropaulo Objetivo O objetivo do projeto de AMI da Eletropaulo era implementar soluções de medição remota integradas a outras soluções de automação, autorrecuperação, detecção de falhas e controle de carga; sendo que o sistema era suportado por uma infraestrutura de comunicação baseada em tecnologias avançadas. A região escolhida foi o Bairro Ipiranga, atendido pela Subestação Comandante Taylor, em São Paulo (SP). Essa região contém prédios residenciais típicos, que se mesclam com prédios comerciais, residências antigas e algumas pequenas indústrias, o que contribui para a diversificação dos problemas que foram encontrados Piloto para PoC O circuito escolhido pela Eletropaulo foi o CTA-102, por conta dos clientes e das características elétricas demonstradas abaixo: Alimentador: 13,8 kv Circuitos secundários: 39 Extensão: 4,38 km Câmara subterrânea: 1 Tipo: aéreo e subterrâneo Clientes de baixa tensão: Clientes de média tensão: 6 A arquitetura do Projeto Eletropaulo está mostrada na Figura 7. O sistema é composto por uma infraestrutura de telecomunicações em Mesh para a rede de medição, corte/religa e balanço energético. Ele se comunica com o Backhaul, que, por sua vez, envia os dados via GPRS (fornecedor: Elster) ou Mesh (fornecedor: GE) para os prédios da Eletropaulo, e então, via rede IP (Internet Protocol), esses dados são inseridos na rede corporativa da empresa, se integrando com os sistemas já existentes, como: SCADA, ATENDE e SGE. 4.5 Light Na busca de resultados sustentáveis, está em implantação na Light o Projeto Novas Tecnologias, cujo escopo é o seguinte: a) implantação de balanço energético; b) instalação de medidores eletrônicos; c) ampliação do Centro de Controle da Medição; d) blindagem da rede. Os benefícios esperados pela Light podem ser resumidos nos seguintes itens: a) redução das perdas; b) implantação dos serviços remotos; c) aumento da satisfação dos clientes. O Centro de Controle da Medição (CCM) monitora em tempo real os consumidores através da telemedição. O principal objetivo do CCM é gerir o Sistema de Telemedição, operando remotamente os equipamentos de medição, de forma a garantir o controle e a efetividade das ações de campo no combate às perdas comerciais. Na Light, planeja-se a utilização de dois sistemas de medição: a) o Sistema de Medição Individual (SMI) deve ser utilizado nas áreas do tipo 1 Condomínios horizontais de classe alta e do tipo 2 Renda média bem urbanizada; b) o Sistema de Medição Centralizada (SMC) deve ser utilizado em três áreas: tipo 3: renda baixa urbanizada; tipo 4: renda baixa de urbanização precária; tipo 5: conjuntos habitacionais. 44 Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013

9 Rede VSAT MDM (Recife) Consumidores com Medidor com PLC-NB Figura 6 Configuração da arquitetura da AMI em Fernando de Noronha Figura 7 Configuração da arquitetura do Projeto Eletropaulo Conclusão É esperado que o ritmo das experimentações práticas em AMI, com o uso de verbas provenientes de programas de P&D subsidiados e associados com investimento pelas empresas, seja incrementado, de forma a gerar e/ou aumentar o universo de informações e o nível de conhecimento sobre o assunto para subsidiar tanto as decisões técnicas quanto a necessária regulamentação para o setor. Finalmente, ficam algumas questões que desafiam o futuro da AMI: Quais tecnologias estão prontas para receber investimento agora, e quais devem ser postergadas? Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun

10 Que métodos são necessários para encorajar projetos comerciais de grande porte? Qual é o esquema regulatório correto para recuperação de investimentos (curto e longo prazo)? Como os consumidores vão aceitar e interagir com essas aplicações? Que tarifas e oferta de serviços são necessárias para máxima participação dos consumidores? Como as normas vão conduzir às inovações, mantendo segurança e confiabilidade? É fundamental considerar sempre que a interoperabilidade e a normatização (padrões aceitos) serão vitais para a completa integração da AMI aos outros sistemas corporativos das concessionárias. Agradecimentos Os trabalhos com as empresas Cemig-D, Eletrobras, Celpe, Eletropaulo e Light foram executados com recursos de P&D ANEEL. Referências AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL). Resolução Normativa n. 502 (RN 502), Brasília, DF, 07 ago p. OLIVEIRA, C. H. R. et al. Projeto Piloto Smart Grid de Parintins. PD A.0005A/RT-16- AA. Campinas: CPqD, nov (Relatório técnico). PRIME ALLIANCE Disponível em < Acesso em: abr ROMANO, R. B. et al. Proposição dos Cenários das Provas de Conceito - PoC e Análise Regulatória para PoC. PD A.0044A/RT- 05-AB. Campinas: CPqD, ago (Relatório técnico). ROMANO, R. B. et al. Elaboração de uma Arquitetura Preliminar de Infraestrutura Avançada de Medição. PD A.0008A/RT-03-AB. Campinas: CPqD, maio (Relatório técnico). Abstract This article summarizes the basic concept, benefits, technical analysis of the main features and expectations of ANEEL on AMI - Advanced Metering Infrastructure - for the Smart Grid. Additionally, is presented an overview of the AMI's being tested, with the participation of the CPqD, in the main electricity distribution companies in Brazil: Cemig-D, Eletrobras, Celpe, Eletropaulo and Light. Key words: AMI. Smart Metering. AMI Proof of Concept. 46 Cad. CPqD Tecnologia, Campinas, v. 9, n. 1, p , jan./jun. 2013