Medição Eletrônica de Eletricidade: Iniciativas e Tendências

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1 1 Medição Eletrônica de Eletricidade: Iniciativas e Tendências Murilo Larroza Fonseca, Lucas Torri, Marcelo Götz e Carlos Eduardo Pereira Resumo As Redes Elétricas Inteligentes podem ser entendidas como o uso intensivo de tecnologias de informação e comunicação nas redes elétricas, permitindo um fluxo bidirecional de informações e eletricidade pela rede, de forma a obter uma infraestrutura capaz de automaticamente monitorar, proteger e otimizar a operação de seus elementos. A modernização da infraestrutura elétrica nesse sentido é inevitável e embora a tecnologia necessária para essa modernização já exista a um custo razoável, ainda restam várias questões que devem ser resolvidas, principalmente em relação aos padrões a serem adotados que formarão a Infraestrutura Avançada de Medição, responsável pela distribuição de informações altamente precisas sobre eletricidade, gás e água. Em alguns países essa infraestrutura já está sendo implementada, porém no Brasil isso ainda é um assunto relativamente novo. Assim, este trabalho busca esclarecer esse tema, apresentando algumas iniciativas e tendências. Palavras Chave Infraestrutura Avançada de Medição, Medição Eletrônica de Eletricidade, Rede Elétrica Inteligente. I. INTRODUÇÃO A Infraestrutura Avançada de Medição, do inglês Advanced Metering Infrastructure (AMI), é o meio principal para que as distribuidoras interajam com os medidores de energia instalados nos consumidores. Ela inclui uma coleção completa e integrada de dispositivos, redes, sistemas de computadores, protocolos e processos organizacionais dedicados à distribuição de informações altamente precisas sobre eletricidade, gás e água. É constituída de hardware e software de comunicação e gerenciamento de dados, que criam uma rede bidirecional entre medidores e sistemas de negócios, permitindo a coleta e distribuição de informações a todas as partes interessadas. É, portanto, um conceito amplo, que não deve ser confundido com conceitos mais restritos: Automated Metering Reading (AMR): sistema em que o medidor digital possui a capacidade de medição e registro dos consumos, além de comunicação remota (unidirecional) com o sistema de telemedição. Esse conceito foi lançado na década de 80 com foco em aperfeiçoar o processo de geração de fatura e economia de custos com os leituristas. Automated Meter Management (AMM): sistema para a gestão de grupos de medidores, em que cada medidor permite a comunicação bidirecional com o sistema de telemedição, tornando possível, de forma remota, a alteração de parâmetros, suspensão e religação do fornecimento. Murilo Larroza Fonseca, Marcelo Götz e Carlos Eduardo Pereira fazem parte do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Sul ( murilofonseca@gmail.com, mgoetz@ece.ufrgs.br, cpereira@ece.ufrgs.br). Lucas Torri faz parte do Instituto de Informática da Universidade Federal do Rio Grande do Sul ( lucastorri@gmail.com). Automated Meter Management with Multi-Utility (AMM + MU): sistema com características do AMM e com integração com medidores de outros tipos de serviços (e.g., água, gás). A AMI é considerada por muitos como a base fundamental das Redes Elétricas Inteligentes [1], pois: (i) provê o elo fundamental entre a rede e os consumidores, permitindo a participação dos mesmos de uma forma ativa; (ii) permite a monitoração e controle de opções de geração e armazenamento de energia dos consumidores; (iii) propicia um ambiente para as novas práticas do mercado, desde a gestão de cargas por contratos até os diferentes tipos de comercialização de energia; (iv) integra medidores com capacidade de monitoração de qualidade da energia, possibilitando detecção, diagnóstico e resolução de problemas mais rapidamente; (v) habilita um modelo de operação distribuído; (vi) torna possível a implementação de mecanismos de auto-recuperação para os elementos da rede; (vii) provê dados necessários à melhoria de manutenção e operações da rede. A AMI será composta de tecnologias complementares que deverão coexistir com o sistema atual e permitir a inclusão de tecnologias futuras. Atualmente, há um grande esforço na substituição de medidores de energia por medidores inteligentes (Smart Meters) que fazem parte da infraestrutura básica da AMI e permitirão a introdução de várias funcionalidades na rede elétrica. Porém indefinições em relação aos padrões a serem adotados, regulamentações, segurança, privacidade e vários aspectos tecnológicos dificultam uma implementação coerente desta modernização. Assim, este trabalho busca investigar esse tema, apresentando algumas iniciativas e tendências em relação à medição eletrônica de eletricidade. Para isso, a Seção II apresenta algumas iniciativas que visam à implementação da medição eletrônica de eletricidade, enquanto que a Seção III analisa e discute algumas tendências em relação a esta modernização. A Seção IV apresenta as conclusões deste trabalho. II. INICIATIVAS A implementação da medição eletrônica exige um esforço coordenado dos setores governamentais e privados de forma a garantir a integração das diversas partes da rede elétrica e uma evolução gradativa, com o mínimo de desperdícios. Algumas iniciativas em relação à modernização nesse sentido são descritas na sequência. A. Itália A Enel, principal distribuidora do país, foi a pioneira no mundo em um plano de substituição em massa de medidores

2 2 Figura 1. Sistema Telegestore de energia em unidades de baixa tensão. Posteriormente, o órgão regulador decidiu pela substituição obrigatória de acordo com exigências funcionais mínimas estabelecidas, sendo que a prioridade da regulamentação foi massificar a medição eletrônica ao menor custo possível e como a determinação ocorreu após a aplicação da Enel, a exigência de um protocolo público implicaria substituir os medidores. Assim, na resolução não foi determinado à necessidade de protocolos públicos, sendo utilizado principalmente o sistema Telegestore (Figura 1). Recentemente, a Enel anunciou que planeja deixar seu sistema aberto ao mercado. O Telegestore é uma referência em tecnologia de medição remota, pois mais de 35 milhões de medidores através de 350 mil concentradores são geridos por esse sistema. Opera por uma rede pública de telecomunicações (GSM/GPRS (Global System for Mobile Communication/General Packet Radio Service), satélites e PSTN (Public Switched Telephone Network)) através de concentradores instalados em subestações de MT/BT (Média Tensão/Baixa Tensão), tendo um concentrador por transformador. Cada concentrador pode se comunicar com o sistema central da Telegestore pela rede pública através de TCP/IP e se comunicar com os medidores através de uma rede local DLC (Distribution Line Carrier). Na impossibilidade de acessar um medidor diretamente, poderá acessá-lo através de outros medidores [2]. Esse sistema permite leitura remota de medidores, tanto por requisição, como por agendamento, alteração remota de parâmetros contratuais, desligamento remoto e autorização do disjuntor local para religamento pelo cliente (por razões de segurança), sincronização de relógio dos nós da rede, gestão de alarmes de todos os nós da rede, atualização remota de firmware dos componentes de campo, detecção e prevenção de fraudes, suporte para os contratos pré-pagos, monitoramento da qualidade do fornecimento de serviço por cada cliente, balanços energéticos (comparação entre a energia fornecida por cada transformador de Média Tensão (MT) para Baixa Tensão (BT) e a energia total entregue aos clientes), disponibilidade, para uso do cliente, de informações sobre consumo de energia e questões técnico-comerciais. B. Portugal Em março de 2007, os governos de Espanha e Portugal decidiram pela introdução de medidores inteligentes como Figura 2. InovGrid forma de melhorar o funcionamento do Mercado Ibérico de Energia Elétrica, prevendo a aprovação pelos dois governos de um calendário harmonizado de substituição dos medidores por outros que permitam a telemetria. Em seguida, o órgão regulador publicou sua proposta de um projeto piloto seguido de implantação de medição eletrônica entre 2010 e 2015 [3]. Portugal apresenta como características um conjunto 6 milhões de consumidores que são atendidos por uma única concessionária de distribuição, a EDP - Energias De Portugal. Possui um projeto piloto na cidade de Évora, que é a primeira metrópole portuguesa a implementar a Rede Elétrica Inteligente, objetivando constituir um exemplo de sustentabilidade para todo o país. A solução tecnológica da EDP para a Rede Elétrica Inteligente é denominada InovGrid [4], sendo dividida em três níveis (Figura 2), descritos na sequência: Nível baixo: o medidor é substituído por um gateway residencial inteligente (Energy Box), que realiza a medição, gerencia as cargas internas da unidade consumidora (automação residencial, além de controle de demanda e de microgeração) e faz a suspensão e religação remota de fornecimento. Pode ainda ter seu firmware atualizado remotamente. Nível intermediário: possui um componente central de inteligência, alojado nas subestações MT/BT, que é responsável por gerenciar a comunicação com os Energy Boxes, gerir a energia distribuída e fornecer serviços (controle de transformadores e detecção de falhas). Nível superior: composto pelos sistemas de informação centrais, que abrange a administração central, dados de energia e sistemas SCADA/DMS (Supervisory Control and Data Acquisition/Distribution Management System). Esses sistemas são responsáveis pelo apoio às atividades de operação e controle de distribuição, ordem de expedição, coleta de dados, balanceamento de energia, alarmes e monitoramento de rede. C. Espanha Em 2007, juntamente com Portugal, houve a decisão do governo de substituição de medidores de energia na Espanha, sendo que todos os medidores deverão ser trocados até o fim

3 3 de Possui um cenário de 24 milhões de consumidores atendidos por inúmeras distribuidoras, sendo que a Endesa e a Iberdrola possuem 75% do mercado [3]. A Endesa irá utilizar o sistema Telegestore, com um concentrador em cada transformador de MT/BT, que irão gerir os medidores automaticamente e remotamente. A Iberdrola irá utilizar os padrões Prime PLC com DLMS/COSEM (Device Language Message Specification/Companion Specification for Energy Metering) e está desenvolvendo um projeto piloto para validação das tecnologias. O Prime PLC é uma especificação aberta e não proprietária que define as camadas inferiores de uma rede de comunicação por PLC (Power Line Communication) em banda estreita na parte de baixa tensão da rede elétrica, sendo voltada principalmente para medição eletrônica. Permite transmissões até 130 kbps, utilizando TCP/IP, modulação OFDM, com conexão mestre-escravo. Seu desenvolvimento iniciou no fim de 2007, sendo considerado um padrão imaturo, pois ainda existem questões em relação aos testes de conformidade e não existem resultados de testes em operações no mundo real. Esse padrão não é interoperável com o IEC (PLC de banda estreita), de forma que ambos não podem coexistir no mesmo segmento de rede. O DLMS/COSEM é um padrão internacional aberto para a comunicação de medidores eletrônicos. Foi desenvolvido no final da década de 1990 por concessionárias e fabricantes com o objetivo de proporcionar um meio para a troca de dados em um padrão interoperável, independente de fabricante e do tipo de energia medida, além de permitir uma série de padrões de comunicação nas camadas inferiores da rede. As funcionalidades dos medidores são mapeadas para objetos COSEM e o DLMS especifica os serviços e protocolos para fazer as mensagens que irão ser transportadas pelos canais de comunicação. É bastante flexível e escalável, havendo apenas alguns elementos obrigatórios que devem ser implementados, permitindo a construção de medidores simples ou complexos. D. França A ERDF (Électricité Réseau Distribution France) iniciou o projeto Linky, em que a fase inicial foi realizada com a implantação de 300 mil medidores e as fases seguintes envolvem a substituição de 35 milhões de medidores até o fim de Sua solução (Figura 3) utiliza PLC (IEC 61334) com interface DLMS/COSEM e Euridis (IEC ) para comunicação entre concentrador (cliente) e medidores (servidor). O concentrador é instalado em transformadores de MT/BT. A ERDF fornece as especificações técnicas utilizadas, que foram publicadas para demonstrar que o sistema é realmente público [5]. Euridis (IEC ) é uma interface padronizada para leitura remota de medidores e controle de carga. Cria uma rede local, através de par-trançado, em que todos os medidores são conectados no barramento e através de um gateway, para PLC nesse caso, os mesmos são acessados por outros sistemas. É uma solução de baixo custo, que permite leitura e escrita com segurança e confiabilidade. Sua rede chega à distância de até Figura 3. Linky 500 metros ou até 100 dispositivos, possuindo uma taxa de transmissão de 1200 Baud. E. Canadá A implementação no Canadá dependerá de cada província, pois o sistema elétrico está sob jurisdição provincial. A Hydro One é uma concessionária de transmissão e distribuição da província de Ontário que atende cerca de 1,3 milhões de consumidores e entre 2006 e 2008 substituiu mais 600 mil medidores de energia. Utiliza uma solução em mesh baseada no IEEE para conexão de medidores e WiMAX ou GSM para comunicação com a distribuidora através do concentrador (Figura 4) [6]. O Padrão IEEE especifica a camada física e o MAC (Media Access Control) para Low Rate - Wireless Personal Area Networks (LR-WPAN). Foca em baixo custo e curta distância, atingindo entre 10 e 75 metros com 250 kbps, operando ainda em 20, 40 e 100 kbps. Tem suporte para tempo real, com o armazenamento de slots de tempo e anticolisão (CSMS/CA - Carrier Sense Multiple Access with Collision Avoidance). O WiMAX (Worldwide Interoperability for Microwave Access) é uma tecnologia de acesso de banda larga sem fio (BWA - Broadband Wireless Access) baseada na série de padrões IEEE com foco em WMAN (Wireless Metropolitan Area). É constituída de estações base, que são dispositivos eletrônicos para ambientes fechados, e uma torre WiMAX. As velocidades de transmissão chegam até 75 Mbps e possui um alcance entre 5 e 7 quilômetros sem linha de visão direta, a até 50 quilômetros com linha de visão direta e antenas omni-direcionais. Apresenta-se como uma tecnologia escalável, suportando um grande número de dispositivos e um grande número de mensagens, podendo cobrir grandes áreas geográficas em diferentes demográficas, mas ainda é uma tecnologia emergente que está começando a ser aplicada em diversas áreas onde seu potencial começa a ser visualizado e seus custos começam a ser diminuídos. F. Estados Unidos da América Em Outubro de 2009, o presidente Barack Obama anunciou que o governo disponibilizaria 3,4 bilhões de dólares em

4 4 Figura 4. Solução da Hydro One Figura 5. Arquitetura do sistema da AES Eletropaulo investimentos para a modernização das redes elétricas do país, o que estima-se que vai alavancar um adicional de 4,7 bilhões de dólares em compromissos de empresas, cidades e outros parceiros com planos de instalar tecnologias buscando eficiência energética, maximização desempenho e otimização de aplicações. Isso impulsionou uma grande corrida industrial para o desenvolvimento e disponibilização de dispositivos, além de uma série de pesquisas e projetos nesse sentido. Já ao final de 2009, 135 projetos, em relação à Rede Elétrica Inteligente, foram identificados nos Estados Unidos, principalmente em relação a medidores inteligentes e gestão de energia residencial. O NIST (National Institute of Standards and Technology) estabeleceu um plano para acelerar a identificação de um conjunto inicial de normas existentes, requisitos aplicáveis, lacunas nas normas identificadas e prioridades para normalizações adicionais. Em janeiro de 2010, publicou um documento [7] em que identifica 75 normas que podem ser aplicadas e define prioridades e revisões necessárias para outras normas existentes necessárias para resolver algumas lacunas e garantir interoperabilidade, confiabilidade e segurança dos componentes da rede. Este documento também relata que há uma grande expectativa que o Internet Protocol (IP) sirva como um elemento fundamental para as redes de comunicação da Rede Elétrica Inteligente, devido a maturidade e disponibilidade de ferramentas e aplicativos, a sua utilização generalizada e em grande escala e a flexibilidade de desenvolvimento de aplicativos de maneira independente da infraestrutura de comunicação. Embora algumas distribuidoras tenham projetos pilotos de AMI, o governo trabalha para a definição dos padrões permitidos, sendo que questões relacionadas principalmente com a segurança atrasam a regulamentação desses padrões. G. Brasil No Brasil diversas ações e projetos pilotos estão sendo desenvolvidos. A ANEEL realizou a consulta pública 015/2009, em relação à definição do novo padrão do medidor eletrônico de eletricidade para unidades consumidoras do Grupo B e a audiência pública 043/2010 que teve o objetivo de definir as funcionalidades mínimas desse novo padrão do medidor. Após esse processo de definição do padrão do novo medidor, deve iniciar a discussão para o plano de substituição dos mesmos. A proposta de resolução propôs definir um conjunto mínimo de funcionalidades exigidas, como grandezas medidas, funcionalidades mínimas, aspectos de comunicação do medidor e informações ao consumidor, sendo que poderão ser implementadas funcionalidades mais complexas a critério de cada fabricante. A ANATEL regulamentou em 2009 o uso de PLC para comunicações, de forma que as distribuidoras podem utilizar essa tecnologia para atividades relacionadas à distribuição de energia elétrica, como a incorporação dos serviços de telemedição, corte e religamento à distância, supervisão do fornecimento e da qualidade da energia, controle das perdas técnicas e comerciais e monitoramento remoto das redes elétricas. Diversas distribuidoras já iniciaram projetos pilotos que buscam avaliar e definir tecnologias relacionadas com a Rede Elétrica Inteligente e principalmente com a medição eletrônica [8]. A AES Eletropaulo está desenvolvendo um projeto piloto no bairro Ipiranga em São Paulo, junto a um alimentador de 13,8kV com uma extensão de 4,38 km e cerca de 1800 clientes, integrando soluções de automação, autorecuperação, detecção de falhas, controle de carga e medição remota. A arquitetura do sistema é demonstrada na Figura 5. A Copel está desenvolvendo um projeto no município de Fazenda Rio Grande objetivando criar um local para geração e aplicação de pesquisas e desenvolvimentos relacionados com a Rede Elétrica Inteligente, possibilitando a avaliação de benefícios, retorno de investimentos, tecnologias e soluções. A Cemig está desenvolvendo um projeto piloto na cidade de Sete Lagoas, buscando validar os produtos, serviços e soluções, analisar a viabilidade técnica e econômica da cadeia de valor dessa rede e elaborar um modelo de referência para a implantação. III. TENDÊNCIAS Atualmente, o foco está na definição e avaliação de padrões e tecnologias que permitam a comunicação do medidor com a distribuidora e a inclusão de diversas funcionalidades, como a medição remota, a alteração de parâmetros, suspensão e religação do fornecimento e também a redução das perdas comerciais.

5 5 Nota-se que as soluções para a medição eletrônica irão diferir em cada nação, muito provavelmente em cada distribuidora e, em algumas situações, até mesmo dentro da mesma distribuidora em que uma solução híbrida será mais provável. Em ambientes suburbanos (transformador atende poucas casas) torna-se dispendioso a instalação de concentradores, sendo mais vantajoso a comunicação desses medidores diretamente com a distribuidora, muito provavelmente por GSM ou WiMAX. Alguns medidores já possuem comunicação por GSM, mas algumas distribuidoras no Brasil comentam que essa comunicação ainda não é confiável, já que a rede deixa de operar em algumas situações. O WiMAX compete diretamente com o GSM e tende a ser usado em soluções de AMI quando já existe uma rede WiMAX para outros fins. Nesse cenário também surgem soluções para a ligação de medidores por uma rede mesh através de rádio frequência entre os medidores, sendo que alguns podem fazer o papel de concentrador e se comunicar diretamente com a distribuidora por outro meio. A comunicação nesse caso ocorre principalmente por soluções baseadas no IEEE Em ambientes com maior densidade de medidores, o PLC será o mais indicado, devido à possibilidade de instalação de concentradores e o aproveitamento do meio físico existente para a comunicação com medidores. Atualmente, os concentradores se comunicam com os medidores principalmente pelo padrão IEC 61334, utilizando a modulação S-FSK (Spread- Frequency Shift Keying). Com a atualização do padrão para a modulação OFDM (Orthogonal Frequency-Division Multiplexing), que possui mais portadoras e consegue velocidades muito maiores, a tendência é a substituição gradual da forma de modulação, já que é possível a coexistência das duas na rede. Para comunicação com a distribuidora, os concentradores utilizam principalmente o GSM, embora alguns ainda utilizam PTSN ou satélite dependendo da localidade. Em vários locais já está ocorrendo a instalação de fibra óptica para a utilização na Rede Elétrica Inteligente, de forma que há uma grande possibilidade que a comunicação dos concentradores com a distribuidora ocorra por esse meio, havendo também essa possibilidade de comunicação para os medidores de ambientes suburbanos. O WiMAX também surge como uma solução para a comunicação entre concentradores e distribuidora. O PRIME PLC surgiu recentemente como uma tecnologia de PLC voltada para AMI, mas por ainda ser recente, encontra resistências no mercado, que ainda vê o mesmo como uma solução apenas da Iberdrola. Percebe-se ainda que há uma tendência para a implementação de protocolos públicos, que surge de órgãos reguladores, de distribuidoras e de integradores. Muitas empresas que lançaram soluções privadas, como a ENEL, já anunciaram que tornarão seus protocolos públicos. Algumas distribuidoras sugerem que a comunicação seja constituída por um módulo separado que se encaixa no medidor, permitindo assim utilizar diferentes meios de comunicação de acordo com a necessidade da distribuidora. Também ressaltam que o envio de dados continuamente pode ser bastante custoso, sendo mais indicado criar uma forma de transferência de dados acumulados durante um tempo, necessitando de memória de massa. Embora o foco atual esteja na medição de eletricidade, a AMI é muito mais abrangente e deve evoluir de forma a permitir a introdução de novas funcionalidades na rede. Em muitos lugares, há uma grande tendência de ter uma integração de diferentes tipos de medidores (e.g., eletricidade, água, gás), que embora ainda continuem como dispositivos diferentes devem compartilhar a rede AMI, requisitando e disponibilizando serviços. Percebe-se que os medidores de eletricidade têm uma maior atenção atualmente, consequentemente um maior esforço de desenvolvimento, e que muitas soluções desenvolvidas agora tenderão a ser usadas nos outros tipos de medidores. Essa integração entre diferentes tipos de medidores não deverá acontecer na primeira versão de medidores eletrônicos, mas já existem alguns padrões que visam a comunicação entre diferentes tipos de medidores, como o M-Bus (Meter Bus), que permite uma comunicação mestre-escravo entre medidores e foca em dispositivos simples, de baixo custo e alimentados por baterias. Além disso, com a substituição dos medidores, ocorrerá a introdução de tarifas de energia que variem seu valor de acordo com determinados critérios, como por exemplo, o horário do dia ou a disponibilidade de energia. Algumas pesquisas [9] indicam que a tendência central de redução do pico de consumo de energia nos Estados Unidos encontra-se entre 14% a 18%, quando os consumidores são submetidos a um custo de energia variável ao longo do dia, chegando entre 34% e 38% quando há o envolvimento de tecnologias de assistência aos consumidores. Algumas distribuidoras, como a Connecticut Light & Power nos Estados Unidos, já oferecem opções de planos em que o valor da tarifa é alterado diariamente, enquanto que alguns trabalhos acadêmicos já avaliam a possibilidade e efeitos da variação do valor da tarifa de acordo com a oferta e demanda de energia em tempo natural, de forma que seu valor varia várias vezes ao dia, sendo comunicado com um curto período de antecedência. No Brasil, a ANEEL já aprovou a introdução de uma tarifa diferenciada por horário de consumo aos consumidores de baixa tensão, possuindo três preços distintos de acordo com o período do dia. Assim, os medidores deverão se integrar com equipamentos residenciais, possibilitando a operação dos mesmos de uma forma mais econômica, de forma que será comum a utilização de um controlador residencial que deverá monitorar, controlar e coordenar a operação dos equipamentos residenciais, podendo estar integrado no próprio medidor de eletricidade ou se comunicar com ele para obter ou fornecer informações à rede externa. Nesse sentido, diversos trabalhos propõem soluções que facilitem a operação e a integração dos equipamentos residenciais de acordo com as necessidades dos usuários e condições da rede elétrica. Alguns trabalhos [10][11] apresentam uma solução em que um controlador residencial recebe informações de uma central externa, calcula um agendamento de operação para cada equipamento, usando um algoritmo específico para cada tipo de dispositivo, e realiza o controle dos mesmos. A estação central externa é responsável por agrupar as informações de um grande numero de controladores e fazer a interface

6 6 com a distribuidora, buscando através da interação com os controladores residenciais uma operação mais econômica e eficiente da rede. Outros trabalhos [12][13] preveem que a rede elétrica deve progredir no sentido que um grande número de dispositivos distribuídos e heterogêneos influenciem uns aos outros, de forma que a inteligência estará distribuída entre os diferentes elementos do sistema, que deverão interagir buscando melhores soluções de operação. Para isso, a abordagem por Sistemas Multiagentes surge como uma das principais soluções para prover os mecanismos que tornem esses sistemas possíveis. Dessa forma, os equipamentos deverão ser operados por agentes inteligentes que deverão interagir buscando atingir objetivos específicos. Nessa abordagem, o medidor de energia passa a ser um elemento capaz de fornecer o valor da tarifa e demais parâmetros da rede elétrica aos outros dispositivos, devendo possuir uma interface de comunicação para isso. Pode ainda, atuar como um elemento inteligente, que negocie energia e realize a interface da rede interna com a rede externa de energia elétrica buscando melhores preços e condições de operação. Assim, padrões de comunicação entre o medidor e os equipamentos residenciais também serão necessários, sendo que já existem diversas opções (e.g., ZigBee, KNX, BACnet, Homeplug), que eram utilizados originalmente para automação residencial e estão sendo adaptados para prover as funcionalidades requeridas pela Rede Elétrica Inteligente. Porém, ainda é necessário um esforço para a integração desses diferentes padrões, permitindo assim a interoperabilidade de diferentes equipamentos. Para isso, surgem algumas opções utilizando principalmente arquiteturas orientadas a serviços (Service- Oriented Architecture), como o DPWS (Devices Profile for Web Services), que define um conjunto mínimo de regras para a execução segura de Web Services em dispositivos com recursos limitados. Além disso, aspectos de segurança deverão se tornar o assunto principal nos próximos anos, pois definirão as tecnologias que serão utilizadas. IV. CONCLUSÃO A modernização do setor elétrico no sentido das Redes Elétricas Inteligentes é inevitável e embora a tecnologia para isso já exista a um custo razoável, diversas questões precisam ser resolvidas para que essa modernização tenha uma implementação coerente, sustentável e benéfica para toda a sociedade. A AMI, que é base fundamental para as Redes Elétricas Inteligentes, permitirá a introdução de diversos outros mecanismos e funcionalidades, como a resposta à demanda, geração distribuída, transportes elétricos, informações situacionais. A definição de como será essa infraestrutura é fundamental para o desenvolvimento das Redes Elétricas Inteligentes e diversas questões ainda estão pendentes, principalmente em relação aos padrões e tecnologias que serão utilizados, de forma que este trabalho contribui para o esclarecimento de como a medição eletrônica de energia, que é o elemento central da AMI, deverá ser implementada através da descrição de algumas iniciativas e tendências. É evidente que a AMI utilizará diversos padrões de comunicação, de acordo com as funcionalidades requeridas e diferentes relações entre os elementos que a compõe. Atualmente, há um grande esforço para a definição de padrões e tecnologias que permitam a comunicação bidirecional do medidor com a distribuidora, que poderá ser de forma direta ou indireta (através de um concentrador), existindo diversos padrões que estão sendo avaliados em diferentes projetos pilotos. Ainda, há o interesse de utilizar a rede de comunicação para outros serviços de medição, como água e gás. Além disso, a tarifa de energia elétrica também irá sofrer alterações, passando para um modelo em que assume diferentes valores em diferentes períodos do dia. Dessa forma, o medidor de energia também passará a ser um elemento importante para os consumidores, atuando ou como um controlador residencial, que busca operar os equipamentos de uma forma mais econômica, ou como um elemento capaz de fornecer informações da rede externa aos dispositivos da residência, auxiliando na redução de custos com energia dos consumidores. REFERÊNCIAS [1] NETL. (2008, Fevereiro) Advanced Metering Infrastructure. [Online]. Available: whitepapers/ami%20white%20paper%20final% %20(2) %20APPROVED_2008_02_12.pdf [2] B. Botte, V. Cannatelli, and S. 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