Sérgio Granato de Araújo e José Gonçalves Vieira, Consultores Smart Grid publicam o tutorial inédito “Automação da Distribuição e a Smart Grid” (parte 2), descrevem o Sistema Elétrico de Potência, a Automação da Distribuição e as principais funções agregadas aos conceitos inseridos no contexto das Redes Elétricas Inteligentes. “a Rede Elétrica Inteligente, ou Rede de Energia Inteligente (Smart Grid) é um complexo sistema fim-a-fim composto de múltiplos subsistemas de energia interconectados e inter-relacionados entre si através de múltiplos protocolos contendo múltiplas camadas de tecnologias (energia, comunicações, controle/automação e TI)…” [ref.: entrevista Dr. Cláudio Lima].

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AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO E A SMART GRID

PARTE 1:

1. CONCEITUAÇÃO: SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA E AUTOMAÇÃO

2. AUTOMAÇÃO DA DISTRIBUIÇÃO (DA): PRINCIPAIS FUNÇÕES

PARTE 2:

3. PADRÕES E TECNOLOGIAS DE COMUNICAÇÃO

PARTE 3:

4. BENEFÍCIOS E DESAFIOS

5. CONCLUSÕES

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PARTE 2

3. PADRÕES E TECNOLOGIAS DE COMUNICAÇÃO

A seleção de padrões e de tecnologias de comunicação é um dos principais desafios na concepção de uma Smart Grid, uma vez que é necessário considerar a convergência de diversas aplicações. A questão se torna ainda mais emblemática em aplicações de DA, pois estas exigem especificações mais rigorosas, como p. ex. maior disponibilidade de rede e menor tempo de resposta na decisão de eventos críticos, como em situações de interrupções de fornecimento de EE.

Os protocolos e padrões significativos à DA são aqueles que implementam os sistemas SCADA que vem sendo tradicionalmente aplicados aos SEPs. Dentre os mais importantes, podem ser citados o DNP3, IEC 60870-5-101/104, MODBUS, IEC 61850, ICCP (IEC 60870-6/TASE.2) e IEC 62351 Parts 1-8 (padrão de segurança em operações de controle).

DNP3

O DNP3 (Distributed Network Protocol version 3) é um padrão de comunicação “de facto” em suporte à automação do setor elétrico, com utilização tanto na Distribuição quanto na Transmissão. Referenciado como IEEE 1815-2010, o DNP3 surgiu em 1990 e passou ao domínio público em 1993, tornando-se um padrão aberto, com o desmembramento do padrão IEC 60870-5-1, adaptando-o às exigências norte-americanas (figura 11). O DNP3 define um conjunto de procedimentos para a implementação de enlaces de comunicação SCADA entre estações mestres e Remote Terminal Units (RTUs) ou Intelligent Electronic Devices (IEDs) (**). O padrão é administrado por uma organização independente, o DNP3 User Group (www.dnp.org), e suas aplicações, oriundas do setor elétrico, atualmente se estendem às utilities de gás, água e saneamento.

Figura 11: Origem do DNP3 como Padrão Aberto e do IEC 60870-5-101.

(**) RTUs são dispositivos eletrônicos microprocessados que atuam como “interfaces” de equipamentos de EE para comunicação com sistemas de controle distribuídos (sistemas SCADA), transmitindo dados de telemetria de equipamentos ao servidor e alterando o estado desses equipamentos utilizando mensagens de comando enviadas pelo servidor. IEDs são dispositivos eletrônicos microprocessados que “controlam” equipamentos de EE. IEDs típicos são “load tap changer controllers”, “digital protective relays”, “circuit breaker controllers”, “capacitor bank switches”, “recloser controllers” e “voltage regulators”. A figura 12 mostra uma disposição típica de RTUs e IEDs em aplicação SCADA.

Figura 12 [14]: Disposição Típica de RTUs e IEDs em Aplicação SCADA.

O DNP3 é um protocolo disposto em camadas, baseado na Enhanced Performance Architecture (EPA), modelo de três camadas (física, enlace e aplicação) do IEC (figura 13). Com implementação de funções predominantemente de camada 2 (relativa ao modelo OSI), foi projetado para operações SCADA a baixas taxas de transmissão em ambientes hostis como os encontrados no SEP. A rigor, o DNP3 implementa quatro camadas (uma “pseudo camada” de transporte é inserida entre as camadas de enlace e de aplicação) para prover funções complementares, como fragmentação de mensagens da camada de aplicação.

A camada de aplicação provê um mecanismo de priorização de eventos através da atribuição de classes: classe 1 (maior prioridade), 2 e 3 (a classe 0 não indica evento, e sim reportagem de dados). O DNP3 utiliza, tipicamente, interface física serial (DNP3 Serial: RS-232, RS-485) fazendo uso de variados meios de transmissão (par trançado, fibra, rádio, satélite). No entanto, implementações com conexões ethernet (DNP3 LAN) têm sido utilizadas em aplicações recentes.

Como fator restritivo, o DNP3 não dispõe de atributos necessários para uso em uma “full” Smart Grid. Então, deve-se considerar formas de aproveitamento visando a integração com equipamentos da rede legada (equipamentos DNP3), p. ex. através do estabelecimento de mapeamentos deste com padrões mais alinhados à Smart Grid, como é o caso do IEC 61850 [ref. NIST PAP 12: “DNP3 Mapping to IEC 61850 Objects”]. Assim como o IEC 61850, o DNP3 utiliza arquivos XML (Extensible Markup Language: padrão para a estruturação de dados em forma “machine-readable”, facilitando a leitura por aplicativos distintos) para configuração, embora esses arquivos contenham diferentes tipos de informação. Ainda, pelo fato do DNP3 utilizar semântica menos específica que o IEC 61850, o mapeamento entre os dois será apenas aproximado. Por fim, a integração de ambos (DNP3 e IEC 61850) deve ocorrer através da inserção de gateways (módulos de software) nos lados mestre/cliente.

O DNP3 é utilizado na automação de dispositivos em subestações ou em circuitos alimentadores, assim como na comunicação entre Centros de Controle e subestações. É o protocolo de comunicação mais popular nas utilities dos EUA e da América do Sul, além de ser padrão nacional para utilities de água na Austrália e no Reino Unido. De acordo com o Newton-Evans Survey de 2004, 75% das utilities dos EUA estão utilizando ou planejam utilizar o DNP3 em suas aplicações SCADA.

IEC 60870-5-101/104

O IEC 60870-5 é o padrão internacional desenvolvido pelo IEC para telecontrole e teleproteção, isto é, voltado a aplicações de DA, provendo funcionalidades similares ao DNP3 (pode ser considerado o DNP3 “Europeu”). O padrão IEC 60870-5-101 (1995) é um “Companion Standard” (padrão contendo detalhes e aspectos específicos da aplicação) especificando um protocolo de três camadas (modelo EPA, figura 13) para comunicação serial, com variadas habilitações, como p. ex. o envio de mensagens de reconhecimento (ACKs) e o registro do histórico de eventos na estação mestre.

Figura 13 [ref. IEC 60870-5 Standard]: Modelo EPA do IEC.

Assim como o DNP3, o IEC 60870-5-101 permite sincronização de tempo, definição de dados com diferentes níveis de prioridades (alta ou classe 1 e baixa ou classe 2) e reportagem espontânea de dados sem solicitação da estação mestre (“unsolicited reporting” – no IEC 60870-5-101 esta função é restrita à configuração ponto-a-ponto), característica essencial em aplicações de DA que ficam inertes por longos períodos de tempo, mas que devem informar a falha ao mestre imediatamente após a sua ocorrência.

O IEC 60870-5-101 é um padrão aberto amplamente utilizado na Europa, sendo raramente encontrado nas Américas devido a difusão do DNP3 nessas regiões. O padrão IEC 60870-5-104 é uma extensão do IEC 60870-5-101 com extensões para permitir acesso a uma “true network” (conexão a LANs e a roteadores, permitindo acesso a WANs). O padrão IEC 60870-5-103 foi projetado especificamente para comunicação com dispositivos de proteção.

MODBUS

O Modbus é um protocolo de comunicação aberto, proposto pela Modicon em 1979 para uso em Controladores Lógicos Programáveis (CLPs) (Programmable Logic Controllers: PLCs) implementado comunicação serial (nos formatos ASCII ou RTU, este último com codificação binária). Robusto, caracteriza-se como padrão de comunicação “de facto” na indústria, interligando grande número de pequenos dispositivos. Suas versões incluem interface serial, grande parte utilizando RS-485, e ethernet, assim como interface para outras redes que suportam o protocolo IP.

Como fator restritivo, o Modbus não dispõe de um método para representar “time stamps” (etiquetas de tempo) e tão pouco sincronizar tempos em resoluções de milissegundos, o que dificulta a construção de registros com seqüências de eventos (históricos) que poderiam ser utilizados para seguir falhas e proceder a restauração da rede. No entanto, algumas aplicações de DA não serão afetadas por estas restrições, como p. ex. o controle de bancos de capacitores. O Modbus continua a ser utilizado tanto em subestações quanto na rede de distribuição (circuitos alimentadores) em várias regiões do mundo, principalmente em casos onde as demandas por taxas de transmissão sejam baixas.

O Modbus apresenta uma extensão para acesso a um “true network”, o Modbus TCP/IP (conhecido como Modbus-TCP). Já o Protocolo Modbus Plus (ou Modbus+, MB+, MBP) possui vários recursos adicionais de roteamento, diagnóstico, endereçamento e consistência de dados. Esta versão é mantida sob domínio da empresa Schneider Electric devendo, portanto, ser implantada apenas sob licença. A tabela 6 apresenta uma comparação entre atributos do DNP3 e do Modbus “aberto”, onde notam-se grandes vantagens do DNP3.

Tabela 6 [15]: Comparação entre os Padrões DNP3 e Modbus.

IEC 61850

O IEC 61850 (Communications Networks and Systems in Substations) é um padrão internacional desenvolvido pelo IEC TC 57 suportando comunicação relacionada à automação, propondo uma solução unificada para aplicações “dentro” de subestações (em sua primeira edição). Apresentando-se como uma evolução dos padrões UCA 2.0 e IEC 60870, o IEC 61850, cuja primeira publicação é de 2002 (embora tenha iniciado os trabalhos na década de 90), pavimenta o caminho para a Smart Grid ao integrar sistemas como controle, medição, monitoramento e proteção. O IEC 61850 divide-se em partes, sendo o IEC 61850-5 (Communication Requirements for Functions and Device Models) o padrão que estabelece requisitos de comunicação. A figura 14 mostra as partes componentes do IEC 61850, destacando as consideradas “partes básicas” do padrão (“Primary Parts”: Parts 6-10).

Figura 14 [16]: Composição do Padrão IEC 61850.

O IEC 61850 foi criado a partir da Utility Communications Architecture version 2.0 (UCA 2.0), defendendo o conceito de automação a partir de um conjunto de funções distribuídas, em alternativa aos sistemas SCADA centralizados. Uma de suas principais características é a capacidade de representação de dados orientada a objeto, possibilitando (i) facilitar a aplicações de terceiros o acesso a informações de IEDS de múltiplos fornecedores, garantindo a interoperabilidade entre dispositivos de diferentes fabricantes, (ii) minimizar o esforço do desenvolvedor de aplicação, que não terá mais que se preocupar com representações individuais de fabricantes e (iii) permitir a auto-reconfiguração de partes de interfaces e aplicações.

No modelo de dados definido pelo padrão IEC 61850 o Server é o componente mais alto da hierarquia, agindo como ponto de ligação com dispositivos físicos (figura 15). Teoricamente, um IED pode abrigar uma ou mais instâncias do Server, embora na prática apenas uma instância execute no IED, que pode conter um ou mais pontos de acesso. Cada Server hospeda um ou mais arquivos ou Logical Devices (que é a correspondência lógica de um dispositivo físico), cada qual constituído de um grupo de Logical Nodes (LNs). Cada LN contém um ou mais Data Objects, compostos por atributos (Data Attributes).

Múltiplas instâncias de diferentes LNs tornam-se componentes de diferentes funções da subestação, como p. ex. proteção, controle e monitoramento. O IEC 61850 define classes padronizadas de LNs para a maioria dos dispositivos básicos encontrados em sistemas de automação de subestações.

Figura 15 [17][18]: Modelo de Dados do Padrão IEC 61850.

Os modelos de dados definidos pelo IEC 61850 podem ser mapeados em diversos perfis de comunicação visando a troca de dados entre dispositivos (IEDs) e aplicações. Em especial, são mapeados no Generic Object Oriented Substation Events (GOOSE), com comunicação horizontal, e no Manufacturing Message Specification (MMS: ISO/IEC 9506-1: Service Specification; ISO/IEC 9506-2: Protocol Specification), com comunicação vertical, como pode ser observado na figura 16.

Diferentemente de mensagens MMS, que utilizam camadas intermediárias (p. ex. TCP/IP) adicionando retardo à comunicação, as mensagens GOOSE podem ser inseridas diretamente em pacotes ethernet e transmitidas no bus da subestação (daí a transmissão horizontal), criando um mecanismo no qual dados de dispositivos/sistemas são agrupados e transmitidos rapidamente (dentro de 4 ms). O GOOSE se baseia no mecanismo de comunicação conhecido por “publisher-subscriber”, onde o nó emissor (editor) insere (publica) mensagens na rede (em “multicast”) e os nós receptores (assinantes ou subscritores) extraem apenas aquelas de seus interesses, em um esquema de interação que elimina o tráfego de informação de “setup” ou negociação, acelerando o processo de comunicação. O desacoplamento entre editores e assinantes proporciona um sistema mais expansível, assim como maior dinamicidade de topologia de rede.

Figura 16 [ref. IEC 61850 Part 8.1 Standard]: Pilha de Protocolos do Padrão IEC 61850.

O (i) GOOSE faz parte do Generic Substation Events (GSE), que define transferências de dados de eventos de forma rápida e confiável em modo “peer-to-peer”. Além do GOOSE, o GSE também define os mecanismos (ii) Sampled Values (SV) (IEC 61850-9), quando valores de grandezas elétricas (dados de medição) são amostrados e transmitidos na rede, e (iii) Generic Substation State Events (GSSE), uma extensão do mecanismo de transferência do UCA 2.0 onde, em contraponto ao GOOSE, somente dados de “status” podem ser trocados. O GSSE é transmitido sobre o ISO/IEC 8802-2 LLC (camada de enlace) e o ISO/IEC 8802-3 (camada física) (figura 16). A tabela 7 descreve os “tipos” de mensagens que podem ser trocadas, suportadas pelo Padrão IEC 61850. O capítulo 4 da referência [19] fornece exemplos de aplicações do mecanismo de controle GOOSE.

Tabela 7 [ref. IEC 61850-5 Standard]: Tipos de Mensagens do Padrão IEC 61850.

O IEC 61850 estabelece um padrão aberto “future-proof”, permitindo salvaguardar investimentos relacionados aos fornecedores, absorvendo novas funções. Dentre as principais vantagens obtidas com a implantação do IEC 61850 em subestações, podem ser destacadas: (i) modelo de objetos padronizado, (ii) linguagem de configuração padronizada, (iii) dispositivos auto-descritivos, (iv) maior interoperabilidade, (v) menores custos de instalação, (vi) tempo de “setup” reduzido, (vii) esforço manual e erros reduzidos e (viii) tecnologia de rede de comunicação moderna.

O IEC 61850 é um padrão que está em contínuo desenvolvimento. Em sua primeira edição, publicada no início dos anos 2000 e que contou com mais de 1000 páginas, ele foi definido exclusivamente para a automação de subestações (SAS), incluindo aplicações de proteção. Sua segunda edição está incluindo, desde 2010-2011, novas capacitações, como mecanismos de redundância na comunicação com IEDs e o suporte a sistemas “fora” de subestações, tais como a automação de “wind farms”, hidroelétricas e recursos de energia distribuídos (ex.: energia fotovoltaica), o que confirma a importância deste padrão para a Smart Grid.

Enquanto o padrão IEC 61850 tem sido difundido principalmente na Europa, apresenta-se como alternativa relativamente menor para o mercado dos EUA. Ainda, o IEC 61850 tem tido pouca imersão em aplicações fora do setor de EE, onde o DNP3 tem boa aceitação. A figura 17 mostra a participação de padrões dentro de subestações nos EUA, onde nota-se a liderança do DNP3 serial (78%), assim como uma forte expectativa de crescimento do DNP3 LAN (12%). O DNP3 também lidera a participação “fora” de subestações, com dois terços das aplicações.

Figura 17 [20]: Padrões Utilizados Dentro de Subestações nos EUA.

ICCP

Diferentes utilities interagem entre si visando a negociação de EE nos limites de suas áreas de concessão. O ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol) define um padrão para a camada de aplicação visando a troca de dados sobre WANs entre Centros de Controle de utilities, promovendo transações entre elas informando, em tempo real, status, valores medidos, dados de contabilidade de energia e mensagens do operador. Apesar de especificado por organizações de utilities de EE, se tornando padrão internacional (IEC 60870-6/TASE.2: Telecontrol Application Service Element 2), seu uso tem sido estendido para o suporte de outros sistemas geograficamente dispersos.

IEC 62351 Parts 1-8 (Padrão de Segurança em Operações de Controle)

Para automatizar o Sistema de Distribuição, a utility deve empregar um grande número de dispositivos geograficamente dispersos interligados por uma grande variedade de tecnologias de comunicação. Então, os requisitos de segurança na DA serão bem diferentes daqueles adotados em Sistemas de Transmissão e Geração.

A segurança da troca de dados entre sistemas SCADA na rede de distribuição é especificada através da família de padrões IEC 62351, requisitos de segurança para troca de informações de controle em suporte a protocolos da série IEC TC 57, incluindo o IEC 60870-5 series (ex.: IEC 62351-5), IEC 60870-6 series e IEC 61850 series (ex.: IEC 62351-6: segurança dentro de subestações), assim como o MMS (IEC 62351-4) e protocolos baseados no TCP/IP (IEC 62351-3), este último adotando o padrão de criptografia Transport Layer Security (TLS).

Um dos principais objetivos do IEC 62531 é a autenticação da transferência de dados através de Assinatura Digital, permitindo a Certificação Digital das transações, implementando mecanismos de segurança capazes de garantir a autenticidade, confidencialidade e integridade das informações transferidas de um ponto a outro da rede.

Neste contexto, destaca-se o IEC 62351-5 que define como adicionar autenticação do usuário e do dispositivo em transações de telecontrole, assim como meios para manter a integridade de dados em protocolos derivados de IEC 60870-5, tal como o DNP3.

O DNP3 utiliza, portanto, o IEC 62351-5, permitindo ao receptor de mensagens DNP3 verificar se a mesma procedeu de usuários autorizados e não foi alterada durante o envio. O padrão IEC 62351-5 é um bom exemplo de solução “lightweight” que está entrando atualmente em uso, elevando significativamente a segurança operacional de aplicações de DA.

OUTROS PADRÕES

O padrão IEC 61970, atualmente em pleno uso, suporta a integração de aplicações desenvolvidas por diferentes fornecedores em Centros de Controle das utilities via APIs (Interfaces de Programação), interagindo com Sistemas de Geração, Distribuição e Transmissão. Já o padrão IEC 61968, ainda em desenvolvimento, visa suportar a integração entre aplicações restritas a Sistemas de Distribuição, definindo interfaces no DMS. Juntos, IEC 61970 e IEC 61968 descrevem o importante padrão aberto Common Information Model (CIM) (IEC 61970-3XX e IEC 61968-11 a 14), que define uma semântica para o gerenciamento de sistemas de energia em ambiente de TI independente de fornecedor. Enquanto o CIM propõe um modelo de informação orientado a objeto identificando o significado do dado que está sendo trocado, o Generic Interface Definition (GID) (IEC 61970-4XX) define uma interface independente dos meios de comunicação e da aplicação, ajudando a promover, ao lado do CIM, o conceito Service Oriented Architecture (SOA) em SEPs.

Dois outros padrões se assemelham ao CIM, Substation Configuration Language (SCL), linguagem baseada no XML e especificada dentro do padrão IEC 61850, e MultiSpeak. O CIM e o SCL foram desenvolvidos em paralelo por diferentes WGs do IEC TC 57, ambos suportando a troca de informação de configuração entre equipamentos. No entanto, o CIM volta-se à integração da empresa e a trocas de informação entre sistemas incluindo, mas não limitados a, EMS, DMS, planejamento e mercados da energia e medição. O SCL é restrito à troca dos dados entre equipamentos e sistemas “dentro” da subestação. Por outro lado, enquanto CIM aborda Sistemas de Geração, Distribuição e Transmissão de EE, MultiSpeak é restrito ao Sistema de Distribuição visando atender às utilities de EE dos EUA (o CIM atende a todas utilities em âmbito internacional).

A sincronização de tempo é requisito chave em processos das utilities. Aplicada a transações administrativas e operacionais da empresa, é fundamental em aplicações de DA envolvendo operações em tempo real, como procedimentos SCADA e rotinas relacionadas à segurança da informação. Assim, procedimentos para a obtenção de sincronismo entre dispositivos e sistemas dispersos na rede de EE devem ser bem definidos.

Até recentemente, a sincronização de tempo entre dispositivos eletrônicos em SEPs vinha sendo realizada através de cabeamento dedicado para distribuição de sinais GPS, IRIG-B (Inter-Range Instrumentation Group, format B) ou 1PPS (One Pulse Per Second). Com a proliferação de IEDs capazes de se comunicarem via ethernet (10/100 Mbit/s), novos métodos de sincronização de tempo baseados em protocolos de rede (“network protocols”) ficaram disponíveis, como p. ex. o Network Time Protocol (NTP) e o Simple Network Time Protocol (SNTP) (notar o posicionamento do SNTP na pilha de protocolos do IEC 61850, figura 16) e, mais recentemente, o protocolo IEEE 1588.

O padrão IEEE 1588-2008 (Standard for a Precision Clock Synchronization Protocol for Networked Measurement and Control Systems), integrante da tabela 4.1 do Roadmap Smart Grid do NIST, define um protocolo que provê sincronismos precisos entre relógios em sistemas de medição e controle implementados com tecnologias tais como redes de comunicação, processamento local e objetos distribuídos, possibilitando sincronizações com acurácia melhor que 1 nseg [ref. IEEE 1588 Standard].

O padrão IEC/TR 62357 (Power System Control and Associated Communications – Reference Architecture for Object Models, Services and Protocols) corresponde a descrição de um “framework” de padrões para SEPs e do conceito SOA. Foca na convergência de modelos de dados, serviços e protocolos para a integração de sistemas de forma eficiente e a prova de futuro.

Ressalta-se que os padrões IEC 61968, IEC 61970, IEC 61850, IEC 62351 e IEC/TR 62357 acima descritos estão listados como “core standards” no Roadmap Smart Grid do IEC (Apêndice 6.2: “Overview of IEC Standards”, pg. 109) para aplicações de DA, SA e DMS, enquanto o padrão IEC 60870-5 é descrito como “high revelance” no referido apêndice.

Por fim, na definição de topologias de redes, protocolos de comunicação, requisitos de desempenho e requisitos de segurança para se chegar a TICs adequadas à Smart Grid, é importante considerar os diversos cenários que podem ser encontrados em aplicações de DA. Esses cenários podem ser classificados de acordo com interações (i) intra-Subestação, (ii) inter-Subestações, (iii) inter-Campo e Subestação-Campo, (iv) Centro-de-Controle-Subestação, (v) intra-Centro-de-Controle, (vi) inter-Centro-de-Controle e (vii) Centro-de-Controle-Corporação. A tabela 8 lista padrões encontrados em alguns dos cenários acima descritos (nesta figura o DNP3 pode ser substituído pelo IEC 60870-5).

Tabela 8 [21]: Padrões de Comunicação em Aplicações de DA na Smart Grid.

Veja mais em: Parte 1 do Tutorial

REFERÊNCIAS

[14] Omori, J., “O Projeto de Smart Grid da COPEL”, Smart Grid Brazil Forum, São Paulo, 2010.

[15] http://www.trianglemicroworks.com/documents/Modbus_and_DNP_Comparison.pdf

[16] Zhang, J., Gunter, C., “IEC 61850 – Communication Networks and Systems in Substations: An Overview of Computer Science”, Illinois Security Lab.

[17] Liang, Y., Campbel, R., “Understanding and Simulating the IEC 61850 Standard”,

[18] Kirrmann, H., “Introduction to IEC 61850 Substation Communication Standard”, ABB, 2004.

[19] Piirainen, J., “Applications of Horizontal Communication in Industrial Power Stations”, Master in Science Thesis, Tampere University, 2010.

[20] http://www.pennenergy.com/index/power/display/351946/articles/utility-automation-engineering-td/volume-14/issue-2/features/trends-and-outlook-ems-scada-amp-dms.html

[21] Dong Wei; Yan Lu; Jafari, M.; Skare, P.; Rohde, K., “An integrated security system of protecting Smart Grid against cyber attacks,” Innovative Smart Grid Technologies (ISGT), 2010 , vol., no., pp.1-7, 19-21 Jan. 2010.

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Sérgio Granato de Araújo, Eng. Eletrônico pela UFRJ, Professor da EEEC (Escola de Eng. Elétrica e de Computação) da UFG (Universidade Federal de Goiás). Trabalhou por 8 anos na indústria de equipamentos para Telecomunicações e Tele-Automação, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG-D S.A. e Dr. em Eng. Elétrica pela COPPE UFRJ. granato@eee.ufg.br  -  sgranato1@gmail.com

José Gonçalves Vieira, Eng. Eletricista / Eletrônico, Diretor Técnico-Comercial da CELGTELECOM e Diretor de Inovações Tecnológicas da APTEL

vieira@aptel.com.br  -  vieirajg@gmail.com

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Os autores agradecem ao trabalho de revisão de Cláudio Lima (*), Domingos Sávio Leal (**), Celso Antônio Ferreira Maia, Victor Hugo de C. Melo (Celso e Victor são funcionários da CELG-D), Prof. Antônio Melo e Profs. do Grupo Smart Grid da EEEC/UFG e a Funcionários da CELG-D relacionados com o Projeto de P&D Local em Smart Grid ANEEL/CELG-D/UFG.

(*) Claudio Lima has Pos-Phd in Electronic Engineering, serves as the Vice-Chair, Author and Member of the Writing Group of the IEEE P2030 Smart Grid Standards, as Member of the IEEE Smart Grid Steering Committee (SGC), as a Member of the NIST-SGIP Smart Grid Architecture Council (SGAC). He’s currently actively involved in Smart Grid Communications and IT Strategy, Next Generation Smart Grid Architectures and Advanced Smart Grid Technologies. He is also a contributor Member of Digital Europe Smart Grid WG and Member of the CEN/CENELEC. crlima10@hotmail.com

(**) Sávio é Eng. Aeronáutico pelo ITA, Consultor pela Integradores Soluções em Tecnologia, Consultor / Assessor da Superintendência de Novos Negócios e Telecomunicações da CELG-D S.A e participante do Projeto de P&D Local em Smart Grid CELG-D/UFG.

savio.leal@integradores.com.br