A aplicação de técnicas de Inteligência artificial em sistemas elétricos de potência permite a resolução de problemas onde soluções tradicionais não mostram bons resultados. Por exemplo, após a ocorrência de uma falta, um sistema automatizado toma todas as medidas necessárias para proteger o sistema e assumir um estado seguro de operação. Nessa ocasião, cabe aos operadores verificar todas as mensagens e dados disponíveis, selecionando aquelas relevantes, para então chegar a uma conclusão sobre o evento ocorrido. Apenas após esse diagnóstico, com base em seu conhecimento, o operador pode ordenar o restabelecimento do sistema ou sua manobra para outro estado. Esse processo é lento e passível de falhas, pois as informações são usualmente conflitantes e confusas, devido à avalanche de eventos, alarmes e alertas decorrentes. Diante desta dificuldade, é interessante dispor de uma ferramenta automática de diagnóstico e apoio na tomada de decisão que torne essa tarefa mais ágil e com menores riscos. Este trabalho aborda a integração e a interoperabilidade de equipamentos de uma subestação elétrica em conformidade com a norma IEC 61850, e a utilização de sistemas inteligentes com lógica Fuzzy executados em um controlador programável moderno. O sistema proposto faz uso de recursos de comunicação da IEC 61850, com mensagens prioritárias padrão GOOSE incluindo valores analógicos de corrente de falta, além de mensagens no padrão TCP/IP MMS. Essas informações, alarmes e eventos, são processadas de forma automática por um motor Fuzzy que permite aproximar a decisão computacional à decisão humana, incluindo zonas de incerteza e lógica ponderada, permitindo respostas mais abstratas do que algo puramente binário. O sistema proposto foi submetido a um grande número de eventos com um simulador em tempo real, com equipamentos reais, tais como IEDs e um controlador programável de alto desempenho. Além disso o sistema usou um esquema de comunicação inovador para o módulo do processador de dados em tempo real (RTDP), inteiramente baseado nos protocolos da IEC 61850. / The application of artificial intelligence techniques in electric power systems allows solving problems where traditional solutions do not show good results. For example, in electric power systems, after the occurence of a fault, an automated system takes all necessary measures to protect the system and assume a safe state of operation. On this occasion, it is for operators to review all messages and data available, selecting those relevant to then come to a conclusion about the event that occurred. Only after this diagnosis, based on his knowledge the operator may order the restoration of the system or their operation to another state. This process is therefore slow and subject to failure, because the information is usually conflicting and confusing because of the avalanche of events, alarms and warnings arising. Faced with this difficulty, it is interesting to have an automatic diagnostic tool and support in decision making that makes this task quicker and with less risk. This paper addresses the integration and interoperability of an electrical substation equipment in accordance with IEC 61850, and the use of intelligent systems Fuzzy logic running on a modern programmable controller. The proposed system makes use of the IEC 61850 communication resources with priority GOOSE messages including standard analog values of fault current, as well as messages on standard TCP / IP MMS. This information, alarms and events, are processed automatically by a fuzzy engine that allows the computational approach to human decision making, including areas of uncertainty and weighted logic, allowing more abstract answers than purely binary. The proposed system has undergone a large number of events with a simulator in real time with actual equipment such as a programmable controller IEDs and high performance. In addition the system used an innovative communication scheme for the module\'s real-time data processor ( RTDP ), based entirely on the IEC 61850 standard protocols such as MMS and GOOSE messages.

REIN JR., O. UM MODELO DE INTEGRAÇÃO ENTRE OS PADRÕES IEC 61850 E IEC 61970 (CIM/XML). 2006. 98 p. Dissertação Mestrado – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo. A troca de informação entre os vários sistemas de gerenciamento e outros sistemas de informação de uma empresa do setor elétrico não é apenas desejada, mas, na maioria dos casos, necessária. Dois padrões internacionais surgiram, um relacionado à troca de dados nas subestações (IEC 61850) e outro relacionado à troca de informações entre os centros de controle (IEC 61970), sendo ambos publicados pelo comitê técnico 57 (TC57) do IEC, cujo tema é o gerenciamento e a troca de informação associados aos sistemas de potência. Contudo, apesar da similaridade em seu domínio de aplicação, cada um tem seu próprio modelo de objetos. O presente trabalho tem por objetivo investigar como a integração dos dados pertencentes aos sistemas de controle da subestação e do centro de controle pode ser alcançada, de maneira a permitir que a topologia de uma determinada subestação possa ser conhecida pelo EMS/SCADA. Vale, ainda, ter em conta que a verificação de tal análise demanda a implementação de um protótipo simulando a arquitetura de integração proposta. Logo, o estudo contempla as anotações que refletem os passos dessa implementação, bem como o registro dos testes exigidos pelos trabalhos, os quais compreenderam informações sobre a configuração de uma subestação contidos num arquivo SCL, informações de tempo real obtidas a partir de dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), e a gravação desses dados em uma base de dados relacional modelada de acordo com o Common Information Model (CIM) contido na IEC 61970-301. / REIN JR., O An integration model between the IEC 61850 and IEC 61970 standards. 2006. 98 p. Dissertação Mestrado – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo. The exchange of information among several management systems and other information systems of an electric utility company is not only desired but in most cases needed. Two international standards have emerged, one related to the data exchange of substations (IEC 61850) and another related to the exchange of information among control centers (IEC 61970), both published by the IEC technical committee 57 (TC57) that deals with the management and exchange of information on power systems. Nevertheless, in spite of the similarity in its application domain, each standard has its own object model. This work intends to investigate how to achieve the integration of data belonging to the substation control and control center systems, thus allowing a specific substation topology to be known by the EMS/SCADA. It is important to emphasize that the verification of such analysis required the implementation of a prototype to simulate the proposed integration architecture. Therefore, this work includes notes describing the implementation steps, as well as the record of the tests that have been done, encompassing substation configuration information within a SCL file, real-time information obtained from intelligent electronic devices (IEDs) and data recording in a relational database modeled according to the Common Information Mode (CIM) comprised in the IEC 61970-301.

A aplicação de técnicas de Inteligência artificial em sistemas elétricos de potência permite a resolução de problemas onde soluções tradicionais não mostram bons resultados. Por exemplo, após a ocorrência de uma falta, um sistema automatizado toma todas as medidas necessárias para proteger o sistema e assumir um estado seguro de operação. Nessa ocasião, cabe aos operadores verificar todas as mensagens e dados disponíveis, selecionando aquelas relevantes, para então chegar a uma conclusão sobre o evento ocorrido. Apenas após esse diagnóstico, com base em seu conhecimento, o operador pode ordenar o restabelecimento do sistema ou sua manobra para outro estado. Esse processo é lento e passível de falhas, pois as informações são usualmente conflitantes e confusas, devido à avalanche de eventos, alarmes e alertas decorrentes. Diante desta dificuldade, é interessante dispor de uma ferramenta automática de diagnóstico e apoio na tomada de decisão que torne essa tarefa mais ágil e com menores riscos. Este trabalho aborda a integração e a interoperabilidade de equipamentos de uma subestação elétrica em conformidade com a norma IEC 61850, e a utilização de sistemas inteligentes com lógica Fuzzy executados em um controlador programável moderno. O sistema proposto faz uso de recursos de comunicação da IEC 61850, com mensagens prioritárias padrão GOOSE incluindo valores analógicos de corrente de falta, além de mensagens no padrão TCP/IP MMS. Essas informações, alarmes e eventos, são processadas de forma automática por um motor Fuzzy que permite aproximar a decisão computacional à decisão humana, incluindo zonas de incerteza e lógica ponderada, permitindo respostas mais abstratas do que algo puramente binário. O sistema proposto foi submetido a um grande número de eventos com um simulador em tempo real, com equipamentos reais, tais como IEDs e um controlador programável de alto desempenho. Além disso o sistema usou um esquema de comunicação inovador para o módulo do processador de dados em tempo real (RTDP), inteiramente baseado nos protocolos da IEC 61850. / The application of artificial intelligence techniques in electric power systems allows solving problems where traditional solutions do not show good results. For example, in electric power systems, after the occurence of a fault, an automated system takes all necessary measures to protect the system and assume a safe state of operation. On this occasion, it is for operators to review all messages and data available, selecting those relevant to then come to a conclusion about the event that occurred. Only after this diagnosis, based on his knowledge the operator may order the restoration of the system or their operation to another state. This process is therefore slow and subject to failure, because the information is usually conflicting and confusing because of the avalanche of events, alarms and warnings arising. Faced with this difficulty, it is interesting to have an automatic diagnostic tool and support in decision making that makes this task quicker and with less risk. This paper addresses the integration and interoperability of an electrical substation equipment in accordance with IEC 61850, and the use of intelligent systems Fuzzy logic running on a modern programmable controller. The proposed system makes use of the IEC 61850 communication resources with priority GOOSE messages including standard analog values of fault current, as well as messages on standard TCP / IP MMS. This information, alarms and events, are processed automatically by a fuzzy engine that allows the computational approach to human decision making, including areas of uncertainty and weighted logic, allowing more abstract answers than purely binary. The proposed system has undergone a large number of events with a simulator in real time with actual equipment such as a programmable controller IEDs and high performance. In addition the system used an innovative communication scheme for the module\'s real-time data processor ( RTDP ), based entirely on the IEC 61850 standard protocols such as MMS and GOOSE messages.

REIN JR., O. UM MODELO DE INTEGRAÇÃO ENTRE OS PADRÕES IEC 61850 E IEC 61970 (CIM/XML). 2006. 98 p. Dissertação Mestrado – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo. A troca de informação entre os vários sistemas de gerenciamento e outros sistemas de informação de uma empresa do setor elétrico não é apenas desejada, mas, na maioria dos casos, necessária. Dois padrões internacionais surgiram, um relacionado à troca de dados nas subestações (IEC 61850) e outro relacionado à troca de informações entre os centros de controle (IEC 61970), sendo ambos publicados pelo comitê técnico 57 (TC57) do IEC, cujo tema é o gerenciamento e a troca de informação associados aos sistemas de potência. Contudo, apesar da similaridade em seu domínio de aplicação, cada um tem seu próprio modelo de objetos. O presente trabalho tem por objetivo investigar como a integração dos dados pertencentes aos sistemas de controle da subestação e do centro de controle pode ser alcançada, de maneira a permitir que a topologia de uma determinada subestação possa ser conhecida pelo EMS/SCADA. Vale, ainda, ter em conta que a verificação de tal análise demanda a implementação de um protótipo simulando a arquitetura de integração proposta. Logo, o estudo contempla as anotações que refletem os passos dessa implementação, bem como o registro dos testes exigidos pelos trabalhos, os quais compreenderam informações sobre a configuração de uma subestação contidos num arquivo SCL, informações de tempo real obtidas a partir de dispositivos eletrônicos inteligentes (IEDs), e a gravação desses dados em uma base de dados relacional modelada de acordo com o Common Information Model (CIM) contido na IEC 61970-301. / REIN JR., O An integration model between the IEC 61850 and IEC 61970 standards. 2006. 98 p. Dissertação Mestrado – Escola Politécnica, Universidade de São Paulo, São Paulo. The exchange of information among several management systems and other information systems of an electric utility company is not only desired but in most cases needed. Two international standards have emerged, one related to the data exchange of substations (IEC 61850) and another related to the exchange of information among control centers (IEC 61970), both published by the IEC technical committee 57 (TC57) that deals with the management and exchange of information on power systems. Nevertheless, in spite of the similarity in its application domain, each standard has its own object model. This work intends to investigate how to achieve the integration of data belonging to the substation control and control center systems, thus allowing a specific substation topology to be known by the EMS/SCADA. It is important to emphasize that the verification of such analysis required the implementation of a prototype to simulate the proposed integration architecture. Therefore, this work includes notes describing the implementation steps, as well as the record of the tests that have been done, encompassing substation configuration information within a SCL file, real-time information obtained from intelligent electronic devices (IEDs) and data recording in a relational database modeled according to the Common Information Mode (CIM) comprised in the IEC 61970-301.

A geração de energia elétrica é importante para todos os ramos de atividades econômicas e tem demanda crescente. Isso implica constantes melhorias dos sistemas secundários, entre eles os sistemas de automação, que evoluíram muito nos últimos anos. Em várias usinas hidrelétricas esses sistemas estão obsoletos e apresentam outros problemas, portanto, carecem de atualizações tecnológicas. O objetivo desta tese é responder às principais questões relacionadas às modernizações dos sistemas de automação de unidades geradoras hidráulicas de grande porte: por que, quando e como modernizá-los? Para isso, foram estudados a evolução desses sistemas, o estado da arte, as modernizações já realizadas e planejadas. Os dados foram obtidos da bibliografia e diretamente de especialistas, através de pesquisa de campo envolvendo as principais concessionárias brasileiras. Baseando-se nos estudos, foram elaborados critérios para tomar a decisão por modernizar, foram escolhidas a forma de modernização e de realização mais adequadas para grandes usinas e foi criado um modelo de sistema de automação usando o estado da arte. Esse modelo é totalmente digital, utiliza uma única rede de comunicação em todos os níveis (incluindo o controle central), é à prova de futuro e fundamenta-se na norma IEC 61850. Todos os componentes e características do sistema foram examinados. Por fim, foi proposto um método para especificação e projeto do novo sistema incluindo todas as etapas. Concluiu-se que, um conjunto de indicadores quantitativos pode decidir a necessidade de modernização dos sistemas de automação de grandes unidades geradoras e, tomada a decisão por modernizar, a melhor solução é a substituição total de uma só vez (uma parada) usando o modelo criado. Os métodos e o sistema propostos podem ser usados como referências no setor elétrico para facilitar as atualizações tecnológicas e garantir resultados efetivos uniformes, com longo tempo de vida e independência dos fornecedores. / The generation of electricity is important to all branches of economic activities and faces a growing demand. This implies constant improvements of the secondary systems, including the automation systems, which have evolved a great deal in recent years. At several hydroelectric power plants these systems are obsolete and present other problems, therefore, technological upgrades are required. The objective of this thesis is to answer the key questions related to the modernizations of automation systems of large hydraulic generating units: why, when and how to modernize them? To this effect, studies were undertaken about the evolution of these systems, the state of the art, the modernizations already introduced and those planned. The data were obtained from the bibliography and directly from experts, through a field survey involving the major Brazilian utilities. Based on these studies, criteria to support the modernization decision were developed, the most suitable manner of modernization and of its implementation in large power plants were chosen and an automation system model using state of the art was created. This model is fully digital, uses only one communication network at all levels (including the central control), is future proof and is based on the IEC 61850 standard. All components and features of the system were examined. Finally, a method including all stages for specification and design of the new system was proposed. It was concluded that, a set of quantitative indicators can decide the need for modernization of the automation systems of large generating units and, once the decision to modernize is taken, the best solution is the total replacement during a single unit shut-down using the model created. The methods and system proposed can be used as references in the electricity sector to facilitate the technological upgrades and to ensure effective uniform results, with the prospect of a long service life and independence from the suppliers.

Na primeira década deste século os equipamentos de proteção com tecnologia digital sinalizaram um novo paradigma para a composição dos sistemas de proteção. É fato também que essa tecnologia convive com suas antecessoras, que por força de sua longa predominância ainda exercem alguma influência sobre o pensamento, concepção e operação dos sistemas de proteção. Esses novos equipamentos multifunções, em geral, estão subutilizados, sendo o seu potencial ainda não empregado ou explorado em profundidade. Os relés digitais possuem grande capacidade para resolver alguns dos problemas intrínsecos aos sistemas elétricos de potência, seja do ponto de vista das funções de medição, supervisão, controle, análise de eventos (registros seqüenciais e oscilografias), proteção e comunicação. Como fato, tem-se que uma das vantagens associadas à utilização da capacidade de controle e automação dos relés digitais está em seu potencial de simplificar a concepção dos painéis que compõem as instalações de potência. Isso diminui os tempos de construção, comissionamento e manutenção, além de agregar maior confiabilidade e flexibilidade ao controle. Como proposta fundamental deste trabalho, pretende-se investigar como utilizar adequadamente as capacidades de programação de usuário dos relés digitais de proteção para compor soluções de controle, supervisão e intertravamento para alguns elementos constituintes dos sistemas elétricos de potência. Um conjunto de situações reais foi utilizado como base de estudo para concepção de soluções baseadas nos dispositivos mencionados. Após o desenvolvimento, implementação e ensaio das soluções desenvolvidas, pode-se dizer que tais equipamentos, como um todo, são adequados e convenientes para compor soluções de controle e supervisão em Bays de subestação, sejam eles de concessionárias de energia ou de indústrias em geral. Por fim, o protocolo IEC 61850 foi avaliado de forma qualitativa para confecção das soluções em estudo, apresentando-se como uma alternativa atraente para sua composição, pois modifica significativamente o circuito funcional de uma subestação, tornando-o singelo e com maior confiabilidade, uma vez que o número de conexões elétricas envolvidas é diminuído drasticamente. / In the first decade of this century, a new paradigm for protection systems has been indicated considering the protection equipment with digital technology. A relation between the current and the former technology was proved as well as its influence on the thought, conception and operation of protection systems. In general, this new multifunction equipment is underused, and its potential needs to be more profoundly explored. The electrical power systems have some intrinsic problems which are solved using the vast capacity of digital relays, such as: measurement, supervision and control capabilities, analysis of events (sequential registers and oscillography), protection and communication skills. The capacity to simplify panels, as part of the electrical substations, certainly is one of the advantages associated with digital relays in their capacity of automation. Thus, the time spent in construction, commissioning and maintenance is reduced, adding reliability and flexibility to the control of substations. The development of appropriate programming capabilities to final users of digital relays is the main proposal of this work, considering requirements for control solutions, supervision and interlocking of some components of the electrical power system. A set of real situations, supported by the respective equipment, were used as a background to the conception of solutions. Considering the development and implementation based on practical solutions, this equipment is capable to indicate control solutions and supervision in substation Bays, used at electrical utilities as well as at industries in general. At last, the IEC 61850 protocol was quantitatively analyzed, appearing as a very good alternative to modify the functional substation circuit. As a result, the number of electrical connections has been drastically reduced, improving the reliability of the proposed functional circuit.

Os sistemas de comunicação de dados sempre foram considerados um fator crítico na operação em tempo real do sistema elétrico de potência, devido a necessidade de decisões rápidas e precisas em pontos geograficamente distribuídos, desde usinas geradoras de energia até interfaces de usuários. Com a tecnologia digital, as medições, sinalizações e comandos são encapsulados em pacotes de dados que trafegam na rede da subestação, utilizando protocolos que estabelecem os formatos, as regras, os métodos, negociando e concordando no uso de parâmetros, que assegurem o transporte de informações entre dois ou mais dispositivos do sistema de automação da subestação. Uma vez que o número de protocolos de comunicação tem se tornado um desafio para usuários e fabricantes, criando ilhas de informação, o padrão IEC-61850 busca harmonizar a diversidade de equipamentos e fabricantes, e possibilitar a integração de dados para que o máximo dos benefícios possa ser extraído. Como proposta que principia esta dissertação, ambiciona-se expor a implementação no Laboratório de Sistemas de Energia Elétrica, da Universidade de São Paulo, de uma infra-estrutura de comunicação de dados e redes de computadores, Intranet, que possibilita experimentação, medição, analise e avaliação da interoperabilidade de informações, e intercambialidade de equipamentos com supervisão, controle e proteção, essencialmente, reles digitais comerciais, aqui denominados equipamentos eletrônicos inteligentes. Com o intuito de desenvolver aplicações focadas ao estudo da automação de subestações entre os níveis de processo e bay, utilizando a infraestrututa supracitada, apresenta-se neste trabalho uma lógica para controle de um bay típico de saída de linha, dispondo de meios de comunicação de dados, e uma lógica para comutação entre fontes de alta tensão em uma subestação industrial. Estes casos oportunizaram a realização de testes quanto a troca de informações adotando o padrão IEC-61850 como protocolo de comunicação, e a rede Ethernet em substituição a fiação paralela, freqüentemente utilizada como canal de comunicação, alem da intercambialidade entre dispositivos eletrônicos inteligentes de fabricantes distintos. Houve em 100% dos casos evidenciados, correta recepção dos comandos via fiação paralela ou mensagens GOOSE. Através dos resultados obtidos, percebeu-se a estabilidade e eficiência das lógicas implementadas e uma redução nos tempos necessários para troca de informações após migração para o padrão IEC-61850. Neste ínterim, busca-se avaliar o comportamento no tempo de mensagens do tipo GOOSE, Generic Object Oriented Substation Event, em condições distintas de trafego e de configuração da topologia lógica da rede de comunicação, monitorando um possível extravio entre as mensagens geradas por um emissor e aquelas recebidas por um ou mais destinatários. Em todas as aplicações foi utilizada uma metodologia para especificar a automação das lógicas discretas mediante emprego do padrão IEC-61850, caracterizando conceitos, como, por exemplo, a especificação funcional das aplicações, o mapeamento das informações enviadas e recebidas, a definição do tipo de no lógico utilizado, a configuração do serviço de mensagens GOOSE e, a atribuição da estrutura de dados de cada no lógico aos pontos pertinentes dentro das lógicas preestabelecidas. Os resultados obtidos refletiram no ambiente laboratorial demandas reais solicitadas pelo sistema elétrico de potência. / Data communication has always been considered as a critical factor in real time operation of electric power systems. This is due to the need for fast and accurate decisions at different locations, from power generation to the user interfaces. With the digital technology, measurement, signals and commands are encrypted into data packets that travels on the substation network, using protocols that provide the format, rules, methods, dealing with parameters which ensure the traffic of information between two or more devices in the substation automation system. Since the number of communication protocols has become a challenge for users and manufacturers, creating islands of information, the IEC-61850 standard seeks for harmonization of the different equipment and manufacturers, enabling the integration of data for maximum performance. The proposal of this work is the actual implementation, at the Energy Systems Laboratory from the University of Sao Paulo, of an infrastructure of data communication network, which allows experimentation, measurement, analysis and assessment of information, interoperability and interchangeability of supervision, control and protection equipment, especially Intelligent Electronic Devices (IEDs). In order to develop applications focused on the study of automation of substations between the process and bay levels, using the infrastructure mentioned above, a logic to bay control using data communication, as well as a logic for high voltage source switching are presented. These situations test information exchange using the IEC-61850 standard as a communication protocol, and the Ethernet network replacing parallel wiring. It also tests the interchangeability amongst IEDs from different manufacturers. There were in 100% of the cases tested, correct reception of commands using parallel wiring or GOOSE messages. From the results, the stability and efficiency of the implemented logic can be observed as well as a reduction in time required to exchange information in the system. Moreover, a behavior evaluation in time of GOOSE messages was implemented for different traffic and topology conditions, monitoring possible loss of messages. In all applications a methodology to specify the automation of discrete logic using the standard IEC-61850 was implemented, featuring concepts, such as the functional specification of the applications, data mapping, the definition of the type of logic node used, the configuration of GOOSE, as well as the allocation of data structure for each logical node. The results reflects in the laboratory environment the demands requested by an actual electric power system.

Com a tecnologia digital, as redes de comunicação têm sido de fundamental importância para o bom funcionamento das subestações de energia elétrica. Criado em 2002, o padrão IEC 61850 busca harmonizar a diversidade de equipamentos e fabricantes, e possibilitar a integração de dados para que o máximo de benefícios possa ser extraído. Nesse contexto, o protocolo GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), pertinente ao padrão IEC 61850, é um datagrama multicast concebido para funcionar na rede local ou de longa distância que interliga as subestações de energia elétrica. Nos ambientes de longa distância, o tráfego de dentro para fora, e vice-versa, deveria passar por um firewall. Porém, a tecnologia de firewall atual não é capaz de inspecionar as mensagens GOOSE reais ou originadas a partir de um ataque, e afeta o tempo de transferência das mesmas, que, no enlace de comunicação, não deve exceder 5ms. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é desenvolver um firewall em hardware reconfigurável, por meio da plataforma NetFPGA, de modo que o incremento no tempo de propagação de uma mensagem GOOSE, Tipo 1A (Trip), ao transpor o dispositivo de segurança, não ultrapasse 20% do tempo total destinado ao enlace de comunicação. Por ter a capacidade de ser um acelerador, construído por meio de hardware reconfigurável FPGA (Field Programmable Gate Array), a NetFPGA conduz enlaces Gigabit, e torna possível examinar e estabelecer regras iniciais de autorização ou negação para o tráfego de mensagens GOOSE, manipulando os campos do quadro ISO/IEC 8802-3. O incremento no tempo máximo de propagação de uma mensagem com 1518 bytes foi de 77,39 μs, com 77,38 μs de tempo médio. Um algoritmo de criptografia e outro de autenticação também foram testados e mensagens falsas não conseguiram transpor o firewall. No momento atual da pesquisa, concluiu-se que o firewall em NetFPGA, pertinente ao conjunto de recursos de hardware e software destinados a garantir a segurança de uma rede, é capaz de rejeitar mensagens GOOSE falsas e fornecer segurança aos dispositivos ativos de uma subestação, sem atrasos adicionais superiores a 1ms. / With the digital technology, the communication networks have been of fundamental importance for the good performance of power substations. Created in 2002, the IEC 61850 standard seeks for harmonization of the different equipment and manufacturers, enabling the integration of data for maximum performance. In this context, the GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) message, concerning the IEC 61850 standard, is a multicast datagram, designed to operate in LAN or WAN that connects power substations. In the long-distance environment, the propagation time in the communication link must not exceed 5ms. The current firewall technology is not able to differ true GOOSE messages from the ones originated from an attack, and it affects the transfer time of messages. The objective of this research is to develop a reconfigurable firewall hardware, using the NetFPGA platform, so that the increase in propagation time of a GOOSE message, Type 1A (Trip), does not exceed 20% of the total time allocated to the link communication. Due to the ability of NetFPGA of being an accelerator, and having been built by using reconfigurable FPGA (Field Programmable Gate Array) leading to Gigabit links, it was possible to examine and establish initial rules of authorization or denial of GOOSE messages by manipulating some of the fields from the table ISO/IEC 8802-3. The increase in the maximum propagation time of a message of 1518 bytes was 77.39 μs, with the average of 77.38 μs. Fake messages failed to cross the firewall. Results from a process of authentication and encryption were also presented. At the present study, it has been concluded that the firewall using NetFPGA, concerning the hardware and software in order to ensure the security of a network, is able to reject false GOOSE messages and provide security to devices of a power substation without time increments greater than 1ms.

Com a tecnologia digital, as redes de comunicação têm sido de fundamental importância para o bom funcionamento das subestações de energia elétrica. Criado em 2002, o padrão IEC 61850 busca harmonizar a diversidade de equipamentos e fabricantes, e possibilitar a integração de dados para que o máximo de benefícios possa ser extraído. Nesse contexto, o protocolo GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event), pertinente ao padrão IEC 61850, é um datagrama multicast concebido para funcionar na rede local ou de longa distância que interliga as subestações de energia elétrica. Nos ambientes de longa distância, o tráfego de dentro para fora, e vice-versa, deveria passar por um firewall. Porém, a tecnologia de firewall atual não é capaz de inspecionar as mensagens GOOSE reais ou originadas a partir de um ataque, e afeta o tempo de transferência das mesmas, que, no enlace de comunicação, não deve exceder 5ms. Dessa forma, o objetivo deste trabalho é desenvolver um firewall em hardware reconfigurável, por meio da plataforma NetFPGA, de modo que o incremento no tempo de propagação de uma mensagem GOOSE, Tipo 1A (Trip), ao transpor o dispositivo de segurança, não ultrapasse 20% do tempo total destinado ao enlace de comunicação. Por ter a capacidade de ser um acelerador, construído por meio de hardware reconfigurável FPGA (Field Programmable Gate Array), a NetFPGA conduz enlaces Gigabit, e torna possível examinar e estabelecer regras iniciais de autorização ou negação para o tráfego de mensagens GOOSE, manipulando os campos do quadro ISO/IEC 8802-3. O incremento no tempo máximo de propagação de uma mensagem com 1518 bytes foi de 77,39 μs, com 77,38 μs de tempo médio. Um algoritmo de criptografia e outro de autenticação também foram testados e mensagens falsas não conseguiram transpor o firewall. No momento atual da pesquisa, concluiu-se que o firewall em NetFPGA, pertinente ao conjunto de recursos de hardware e software destinados a garantir a segurança de uma rede, é capaz de rejeitar mensagens GOOSE falsas e fornecer segurança aos dispositivos ativos de uma subestação, sem atrasos adicionais superiores a 1ms. / With the digital technology, the communication networks have been of fundamental importance for the good performance of power substations. Created in 2002, the IEC 61850 standard seeks for harmonization of the different equipment and manufacturers, enabling the integration of data for maximum performance. In this context, the GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) message, concerning the IEC 61850 standard, is a multicast datagram, designed to operate in LAN or WAN that connects power substations. In the long-distance environment, the propagation time in the communication link must not exceed 5ms. The current firewall technology is not able to differ true GOOSE messages from the ones originated from an attack, and it affects the transfer time of messages. The objective of this research is to develop a reconfigurable firewall hardware, using the NetFPGA platform, so that the increase in propagation time of a GOOSE message, Type 1A (Trip), does not exceed 20% of the total time allocated to the link communication. Due to the ability of NetFPGA of being an accelerator, and having been built by using reconfigurable FPGA (Field Programmable Gate Array) leading to Gigabit links, it was possible to examine and establish initial rules of authorization or denial of GOOSE messages by manipulating some of the fields from the table ISO/IEC 8802-3. The increase in the maximum propagation time of a message of 1518 bytes was 77.39 μs, with the average of 77.38 μs. Fake messages failed to cross the firewall. Results from a process of authentication and encryption were also presented. At the present study, it has been concluded that the firewall using NetFPGA, concerning the hardware and software in order to ensure the security of a network, is able to reject false GOOSE messages and provide security to devices of a power substation without time increments greater than 1ms.

Na primeira década deste século os equipamentos de proteção com tecnologia digital sinalizaram um novo paradigma para a composição dos sistemas de proteção. É fato também que essa tecnologia convive com suas antecessoras, que por força de sua longa predominância ainda exercem alguma influência sobre o pensamento, concepção e operação dos sistemas de proteção. Esses novos equipamentos multifunções, em geral, estão subutilizados, sendo o seu potencial ainda não empregado ou explorado em profundidade. Os relés digitais possuem grande capacidade para resolver alguns dos problemas intrínsecos aos sistemas elétricos de potência, seja do ponto de vista das funções de medição, supervisão, controle, análise de eventos (registros seqüenciais e oscilografias), proteção e comunicação. Como fato, tem-se que uma das vantagens associadas à utilização da capacidade de controle e automação dos relés digitais está em seu potencial de simplificar a concepção dos painéis que compõem as instalações de potência. Isso diminui os tempos de construção, comissionamento e manutenção, além de agregar maior confiabilidade e flexibilidade ao controle. Como proposta fundamental deste trabalho, pretende-se investigar como utilizar adequadamente as capacidades de programação de usuário dos relés digitais de proteção para compor soluções de controle, supervisão e intertravamento para alguns elementos constituintes dos sistemas elétricos de potência. Um conjunto de situações reais foi utilizado como base de estudo para concepção de soluções baseadas nos dispositivos mencionados. Após o desenvolvimento, implementação e ensaio das soluções desenvolvidas, pode-se dizer que tais equipamentos, como um todo, são adequados e convenientes para compor soluções de controle e supervisão em Bays de subestação, sejam eles de concessionárias de energia ou de indústrias em geral. Por fim, o protocolo IEC 61850 foi avaliado de forma qualitativa para confecção das soluções em estudo, apresentando-se como uma alternativa atraente para sua composição, pois modifica significativamente o circuito funcional de uma subestação, tornando-o singelo e com maior confiabilidade, uma vez que o número de conexões elétricas envolvidas é diminuído drasticamente. / In the first decade of this century, a new paradigm for protection systems has been indicated considering the protection equipment with digital technology. A relation between the current and the former technology was proved as well as its influence on the thought, conception and operation of protection systems. In general, this new multifunction equipment is underused, and its potential needs to be more profoundly explored. The electrical power systems have some intrinsic problems which are solved using the vast capacity of digital relays, such as: measurement, supervision and control capabilities, analysis of events (sequential registers and oscillography), protection and communication skills. The capacity to simplify panels, as part of the electrical substations, certainly is one of the advantages associated with digital relays in their capacity of automation. Thus, the time spent in construction, commissioning and maintenance is reduced, adding reliability and flexibility to the control of substations. The development of appropriate programming capabilities to final users of digital relays is the main proposal of this work, considering requirements for control solutions, supervision and interlocking of some components of the electrical power system. A set of real situations, supported by the respective equipment, were used as a background to the conception of solutions. Considering the development and implementation based on practical solutions, this equipment is capable to indicate control solutions and supervision in substation Bays, used at electrical utilities as well as at industries in general. At last, the IEC 61850 protocol was quantitatively analyzed, appearing as a very good alternative to modify the functional substation circuit. As a result, the number of electrical connections has been drastically reduced, improving the reliability of the proposed functional circuit.