BR112021004932A2 - método, sistema e produto de software para identificar instalações com tendência a apresentar uma não conformidade elétrica - Google Patents

Abstract

"MÉTODO, SISTEMA E PRODUTO DE SOFTWARE PARA IDENTIFICAR INSTALAÇÕES COM TENDÊNCIA A APRESENTAR UMA NÃO CONFORMIDADE ELÉTRICA". A presente invenção refere-se a um método, um sistema e um produto tangível e um programa de computador não transitório que são fornecidos para identificar, automaticamente, as instalações elétricas em um sistema de distribuição elétrica que tendem a exibir uma não conformidade elétrica (ENC). O método exige apenas os perfis elétricos coletados dos medidores e ferramentas de IT, sem precisar de qualquer outro equipamento de submedição. O método inclui as etapas de recuperação de perfis elétricos gerados pelos medidores; aplicação de processamento algorítmico associado aos indicadores de uma ENC aos perfis; e identificação de instalações elétricas que tendem a exibir uma ENC, de acordo com os indicadores que correspondem às suas condições alvo. O método pode incluir a recuperação de dados meteorológicos locais e dados nominais relacionados com as instalações elétricas para confirmar ou negar que as instalações elétricas identificadas tendem a estar em não conformidade.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO, SISTEMA E PRODUTO DE SOFTWARE PARA

IDENTIFICAR INSTALAÇÕES COM TENDÊNCIA A APRESENTAR UMA NÃO CONFORMIDADE ELÉTRICA". Pedido de Prioridade

[0001] Esse pedido reivindica a prioridade do pedido Canadense Nº. 3.020.432, depositado em 11 de outubro de 2018, que é incorporado aqui por referência. Campo da Invenção

[0002] A presente invenção refere-se a um sistema e método de detecção de instalações elétricas com tendência a exibir uma não conformidade elétrica (ENC), através da aplicação do processamento algorítmico a perfis elétricos produzidos por medidores de nova geração (NGM). Contexto

[0003] A maior parte das companhias de energia elétrica substituiu ou está no processo de substituição de medidores eletromecânicos por NGMs. Esses medidores transmitem, automaticamente, os parâmetros medidos para um sistema central de aquisição de dados em intervalos de tempo regulares.

[0004] O desenvolvimento em grande escala de NGMs disponibiliza grandes quantidades de informação referentes a várias cargas (instalações elétricas de cliente) conectadas à rede de distribuição elétrica (energia, voltagem, corrente, etc.). Essa informação abre uma faixa de novas oportunidades, entre outras coisas, para o controle e planejamento da grade, conhecimento do cliente e identificação de ENCs na grade.

[0005] Com o desenvolvimento em grande escala de NGMs, a leitura de medidor é, agora, realizada remotamente ou automaticamente. Dessa forma, a presença de leitores de medidor no campo está se tornando cada vez mais rara. Essa nova forma de operação priva os gerenciadores de rede de uma fonte importante de reporte NGM em potencial.

[0006] Essa situação, portanto, cria uma nova necessidade de se identificar automaticamente as instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC. Sumário

[0007] De acordo com um primeiro aspecto da invenção, um método é proposto para se identificar automaticamente as instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC em uma rede de distribuição elétrica. As instalações elétricas sendo conectadas aos medidores. O método inclui as etapas de: a. recuperar os perfis elétricos associados às instalações elétricas, os perfis sendo gerados pelos ditos medidores desenvolvidos por companhias de energia elétrica para fins de cobrança, os perfis sendo escalonados com o tempo; b. aplicar, com ferramentas de IT, o processamento algorítmico associado aos indicadores de uma ENC, determinada de acordo com as condições alvo, aos perfis elétricos coletados na etapa (a), para obter dados indicativos de tipos diferentes de ENC; c. identificar, a partir dos dados obtidos na etapa (b), as ditas instalações elétricas que apresentam tendência a uma ENC, quando as condições alvo são correspondidas.

[0008] Vantajosamente, o método desenvolvido exige apenas perfis elétricos recuperados de medidores e ferramentas IT para identificar instalações elétricas com tendência à não conformidade, sem recurso de qualquer outro equipamento de submedição.

[0009] Sem estar limitado pelo escopo da presente invenção, o método pode incluir uma etapa de recuperação de dados nominativos que caracterizam as instalações elétricas, e uma etapa de conformidade ou negação de que as instalações elétricas identificadas na etapa (c) apresentam uma tendência, de fato, à ENC, por referência cruzada da dita informação nominativa com os indicadores de ENC que corresponderam às suas condições alvo.

[00010] Os dados nominativos podem incluir pelo menos uma dentre a informação a seguir para cada instalação elétrica: a natureza da instalação elétrica, fase única ou múltiplas fases; a taxa à qual a instalação elétrica está submetida; a finalidade dos edifícios associados à instalação elétrica (residencial, comercial, institucional ou industrial); e a fonte principal da energia utilizada para aquecer os edifícios.

[00011] O método também pode incluir uma etapa para selecionar todos ou parte dos indicadores de ENC a serem aplicados aos perfis, com base na informação contida nos dados nominativos.

[00012] O método também pode incluir a recuperação de dados meteorológicos, e confirmar ou negar que as instalações elétricas identificadas apresentam uma tendência a exibir uma ENC, por referência cruzada dos ditos dados meteorológicos com os indicadores de ENC que corresponderam às suas condições alvo. Os dados meteorológicos podem incluir, por exemplo, a temperatura externa local, data e hora determinados no momento em que os perfis elétricos foram gerados.

[00013] O método inclui, preferivelmente, uma etapa de identificação da natureza das instalações elétricas, fase única ou múltiplas fases, com base nos perfis e/ou na informação nominativa coletados. Os perfis elétricos de instalações unifásicas e bifásicas incluem pelo menos perfis de voltagem (em V) e energia ativa (em kWh). Para instalações elétricas de múltiplas fases, os perfis coletados incluem a energia ativa (em kWh)

total e por fase elétrica (A, B, C), uma medição da energia aparente (em kVAh) total e por fase elétrica, uma medição da energia reativa (em kVARh) total e por fase elétrica, uma medição de voltagens (em V) por fase e uma medição da corrente (em A) por fase.

[00014] A validação de uma ENC é realizada de acordo com a existência de indicadores que correspondem à sua condição alvo e a seus valores. Para determinados tipos de indicadores, quando o grau de certeza é alto (probabilidade de 100%, por exemplo), é possível se interromper automaticamente o suprimento de eletricidade para uma instalação determinada, o grau de certeza sendo relacionado ao número, à ocorrência e ao tipo de indicadores de ENC tendo correspondido às suas condições alvo.

[00015] Parte dos indicadores ENC pode ser de indicadores independentes e outros indicadores podem ser indicadores relacionais. Um indicador de ENC é considerado autônomo se seu processamento algorítmico envolver apenas dados de perfis analisados da instalação. De sua parte, os indicadores relacionais envolvem os perfis de instalações vizinhas, isso é, que são conectadas ao mesmo transformador de distribuição, à mesma fase elétrica, à mesma linha elétrica ou à mesma estação de distribuição.

[00016] Preferivelmente, parte do processamento algorítmico está associada a uma primeira classe de indicadores de ENC chamados de indicadores de estado. Dependendo do método, um ou mais dos indicadores de estado podem ser computados, incluindo uma taxa de captura de dados de energia; uma taxa de captura de dados de voltagem; um desequilíbrio de voltagem; um desequilíbrio de corrente; e a razão de energia aparente e ativa. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, com base nos indicadores de estado calculados, a probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00017] Parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma segunda classe de indicadores de ENC chamados de indicadores de posicionamento. Nesse caso, as ferramentas de IT determinam, com os indicadores de posicionamento calculados, se uma instalação elétrica determinada está localizada na linha de energia analisada, mas é conectada a outro transformador que não o definido nos dados nominativos; ou se uma determinada instalação não está conectada à linha analisada. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, a partir do indicador de posicionamento calculado, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00018] Parte do processamento algorítmico também pode ser associada a uma terceira classe de indicadores de ENC, isso é, indicadores de perda não técnica. Diferentes processamentos algorítmicos estão associados às subclasses da classe de indicadores de perda não técnica. Dessa forma, o processamento algorítmico está associado a uma primeira subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais um ou mais indicadores de manipulação de medidor ou medidores defeituosos são calculados, incluindo os indicadores de alteração de espiral de voltagem; dados de energia idêntica, dados de voltagem idêntica; resistência em série em um transformador de corrente; e corrente trifásica zero com consumo diferente de zero. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, com base nos dados de indicador de perda não técnica calculada, a probabilidade de as instalações elétricas, identificadas na etapa (c), serem instalações em não conformidade. Por exemplo, o indicador de "alteração de espiral de voltagem" permite a identificação de medidores com um espiral modificado.

[00019] Outra parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma segunda subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais um ou mais indicadores das anomalias por comparação são calculados, incluindo, por exemplo: um indicador de consumo noturno; um indicador de desvio de voltagem de valor médio de fase única; um indicador de desvio de voltagem de valor médio interfase; um indicador de desvio de voltagem de valor médio intercliente; um indicador de desvio de voltagem de valor médio de transformador de múltiplas fases; um indicador de nível de voltagem de consumo zero; um indicador de razão de corrente; ou um indicador de perda e retorno de voltagem não sincronizado. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, com base nos dados indicativos de anomalias, por comparação, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00020] Outra parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma terceira subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais um indicador de conexões ou componentes de medidor inadequados é calculado; incluindo, por exemplo, um indicador de falta de corrente; um indicador de falta de voltagem; um indicador de dados de energia negativa; ou um indicador de voltagem zero com corrente. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, com base nos dados indicativos de conexões ou componentes de medidor inadequados, a probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00021] Outra parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma quarta subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais um indicador de aberrações transientes é calculado,

identificando os grandes desvios de voltagem nos perfis analisados. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, a partir dos dados indicativos de aberrações transientes, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00022] Outra parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma quinta subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais uma ou mais formas não padronizadas de indicadores de operação são calculadas, incluindo, por exemplo, um indicador de aquecimento de energia dupla; um indicador de energia de pico não padronizada; um indicador de voltagem média não padronizada, uma indicação de um transformador de conexão singular; um fator de determinação discrepante; uma validação da energia ativa consumida; uma voltagem não padronizada com corrente. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, com base nos dados indicativos da forma não padronizada de operação, a probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00023] Finalmente, outra parte do processamento algorítmico pode ser associada a uma sexta subclasse de indicadores de perda não técnica, para os quais um ou mais indicadores de carga elétrica cíclica em não conformidade são computados, incluindo, por exemplo, a aplicação de uma Transformação Fourier aos dados de perfil e um indicador de voltagem cíclica sem demanda por energia. As ferramentas de IT, dessa forma, validam, a partir dos dados indicativos de cargas cíclicas em não conformidade, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00024] O método inclui, preferivelmente, uma etapa de geração de uma estrutura de resultados incluindo os dados indicativos de tipos diferentes de ENCs em potencial identificados para cada instalação elétrica e uma etapa de geração de gráficos que representam visualmente as ENCs em potencial identificadas. É possível, também, se gerar, através de um aplicativo de software, solicitações por inspeção de instalações elétricas identificadas como apresentando tendências a exibirem uma ENC em potencial. As ferramentas de IT também podem designar uma prioridade para as instalações elétricas identificadas como apresentando uma tendência a exibir uma ENC, de acordo com um grau de certeza quanto à existência de uma ENC para uma instalação determinada, o grau de certeza sendo relacionado ao número, à ocorrência e ao tipo de indicadores de ENC tendo correspondido às condições alvo.

[00025] O método desenvolvido automaticamente é particularmente eficiente quando as medições dos perfis elétricos dos medidores são realizadas pelo menos uma vez por hora.

[00026] Em uma modalidade opcional, o método inclui uma etapa de interromper automaticamente o suprimento de eletricidade para pelo menos algumas das instalações elétricas identificadas na etapa (c), por exemplo, pelo envio de uma solicitação de abertura de um elemento de controle localizado em um medidor relacionado à instalação elétrica identificada como em não conformidade.

[00027] De acordo com outro aspecto da invenção, um sistema para identificação automática das instalações elétricas que apresentam uma tendência a exibir uma ENC em uma rede de distribuição elétrica também é proposto. O sistema inclui pelo menos uma unidade de processamento algorítmico possuindo um processador e memória em comunicação com o processador. A memória inclui instruções que podem ser executadas pelo processador para realizar as etapas descritas acima. O sistema também pode incluir uma ou mais bases de dados para salvar os indicadores de ENC calculados; os perfis elétricos gerados pelos medidores; e identificadores singulares associados às instalações elétricas da rede que apresentam tendência a exibir uma ENC. Dados meteorológicos e dados nominativos também podem ser salvos aqui. A topologia da rede de distribuição também pode ser salva aqui.

[00028] De acordo com uma modalidade preferida, o sistema pode incluir meios para enviar uma solicitação de abertura de um elemento de controle localizado no medidor conectado à instalação elétrica identificada como estando em não conformidade.

[00029] Finalmente, de acordo com outro aspecto da invenção, um produto de programa de computador não transitório e tangível é fornecido para identificar automaticamente as instalações com tendência a exibir uma ENC em uma rede de distribuição elétrica. O produto inclui instruções que podem ser executadas por um ou mais processadores para a realização das etapas descritas acima.

[00030] O método desenvolvido e descrito em maiores detalhes abaixo pode ser aplicado às linhas de energia (artérias elétricas), subestações ou até mesmo regiões específicas agrupando um ou mais clientes. Esse grupo de clientes é, aqui, referido como o "escopo elétrico" do processamento. Breve Descrição dos Desenhos

[00031] Uma descrição detalhada da invenção será fornecida abaixo com referência aos desenhos a seguir:

[00032] A Figura 1 ilustra uma representação de uma infraestrutura de medição avançada na qual o método é integrado para detectar automaticamente as instalações elétricas com tendências a exibir uma ENC.

[00033] A Figura 2 ilustra um diagrama, em um alto nível, do processo geral no qual o método de identificação de instalações que apresentam a probabilidade de exibição de uma ENC, de acordo com a modalidade preferida.

[00034] A Figura 3 ilustra de forma esquemática o fluxo de dados e informação associado ao processo de identificação de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC, de acordo com uma modalidade preferida.

[00035] A Figura 4 ilustra uma classificação de indicadores utilizados no método de detecção de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC.

[00036] A Figura 5 ilustra um exemplo de um gráfico gerado para uma ENC em uma instalação de múltiplas fases, onde um desequilíbrio dos perfis atuais é observado.

[00037] A Figura 6 ilustra uma pluralidade de perfis de consumo de energia, um dos quais possui valores negativos, indicando uma alta probabilidade de conexões inadequadas.

[00038] A Figura 7 ilustra uma pluralidade de perfis de consumo de energia, um dos quais possui valores superiores ao valor máximo normalizado. Descrição Detalhada

[00039] No contexto da descrição a seguir, um perfil elétrico ou simplesmente "perfil" é definido como uma série em tempo de uma entrada elétrica. Essa entrada pode ser um consumo de energia ativo, um consumo de energia aparente, um consumo de energia reativo, uma voltagem, uma corrente ou qualquer outra variável de uma natureza elétrica. Os perfis elétricos das instalações de fase singular ou duas fases, incluem pelo menos perfis de voltagem (em V) e de energia ativa (em kWh), enquanto que para as instalações elétricas de múltiplas fases, os perfis coletados incluem energia ativa total (em kWh) e por fase elétrica (A, B, C), uma medição da energia aparente total (em kVAh) e por fase elétrica, uma medição da energia reativa (em kVARh) total e por fase elétrica, uma medição de voltagens (em V) por fase e uma medição de correntes (em A) por fase.

[00040] No contexto da descrição a seguir, os perfis utilizados são produzidos por um medidor. Um medidor é um componente de medição elétrica integrado a uma infraestrutura de medição avançada que produz, entre outras coisas, perfis elétricos a partir de uma instalação elétrica conectada a uma rede de baixa voltagem (por exemplo, uma rede na qual a voltagem nominal entre as fases não excede 750 V) ou rede de voltagem média (por exemplo, onde a voltagem nominal entre as fases é superior a 750 V e inferior a 44.000 V). Esses medidores, cuja função principal é a medição de energia para fins de cobrança, são, algumas vezes, referidos como medidores elétricos, medidores inteligentes, medidores de comunicação, ou medidores de próxima geração (NGMs).

[00041] No contexto da descrição a seguir, os perfis produzidos pelos medidores são processados por ferramentas de IT, incluindo algoritmos, possibilitando a identificação de instalações elétricas que apresentam a tendência de exibir uma não conformidade elétrica (ENC). O termo "ferramentas de IT" é compreendido como significando computadores e/ou servidores, bases de dados e aplicativos de software capazes de aplicar o processamento algorítmico aos perfis elétricos. Os computadores e/ou servidores incluem uma ou mais unidades de processamento algorítmico, incluindo um ou mais processadores e um ou mais meios de gravação (memória). As ferramentas de IT podem ser centralizadas ou distribuídas. O termo "ENC" é compreendido como significando anomalias relacionadas com a posição elétrica dos medidores, desvios dos padrões operacionais estabelecidos pelas companhias de energia elétrica e anomalias associadas ao processo de medição. A última categoria é chamada "perdas não técnicas" e inclui furto de energia. Essas ENCs podem ser associadas às instalações elétricas de clientes cuja natureza de conexão pode ser de fase singular ou múltiplas fases.

[00042] No contexto da descrição a seguir, o termo "cliente" é compreendido como significando cada um dos usuários conectados à rede elétrica de baixa voltagem ou média voltagem. Essa conexão é criada através de uma instalação elétrica. Uma instalação elétrica é compreendida como significando os componentes elétricos necessários para se suprir uma carga elétrica para o cliente. Sem estar limitado pelo escopo da presente invenção, a maior parte das instalações possui pelo menos um medidor adaptado à natureza e magnitude da carga, e um ou mais painéis de distribuição também adaptados à natureza e magnitude da carga. Os painéis elétricos permitem a distribuição da eletricidade para o equipamento elétrico de vários clientes.

[00043] A maior parte das soluções existentes para detecção da presença de ENCs, que pode ser indicativa de furto de energia, envolve a adição de equipamento de submedição à rede de distribuição elétrica. Esse equipamento, tal como os medidores ou sensores de corrente, é instalado a montante das instalações elétricas do cliente e possibilita o equilíbrio de energia ou corrente em uma célula elétrica ou em um nó de corrente (lei de Kirchhoff). A infraestrutura de submedição adicionada dessa forma, em adição aos medidores existentes associados às instalações elétricas do cliente (medidores NGM descritos acima), envolve custos substanciais, relacionados à sua aquisição, desenvolvimento e manutenção. A invenção descrita nos parágrafos a seguir se refere a um método, a um sistema e a um produto de programa de computador tangível para a identificação ou detecção de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC, sem recorrer à adição de equipamento de submedição.

[00044] O sistema e método propostos diferem das soluções existentes visto que só utilizam dados de medidores associados às instalações elétricas do cliente e a partir de ferramentas de IT desenvolvidas. Os dados transmitidos pelos medidores e recuperados na forma de perfis são condicionados a fim de aplicar um processamento algorítmico diferente, cada um desses processamentos sendo relacionado a um indicador de ENC determinado. Os valores gerados pelos indicadores também possibilitam a especificação da natureza e importância de uma ENC. Os resultados do processamento algorítmico diferente são comparados com as condições alvo, variando de um indicador para outro. As instalações elétricas que apresentam uma tendência a uma ENC são identificadas utilizando-se indicadores que corresponderam ou preencheram suas condições alvo. Alguns dos indicadores são especializados para instalações elétricas de fase única, enquanto outros são utilizados para uma detecção de ENC em instalações elétricas de múltiplas fases. Os indicadores também podem ser autônomos ou relacionais por natureza. Um indicador de ENC é considerado "autônomo" se seu processamento algorítmico envolver apenas dados de perfis de instalação analisada. No caso de o processamento algorítmico de um indicador de ENC exigir dados de perfis de instalações eletricamente vizinhas, esse indicador é considerado "relacional". Instalações eletricamente vizinhas, referidas aqui como "instalações vizinhas", são compreendidas como significando todas as instalações que são conectadas ao mesmo transformador de distribuição, ou à mesma fase elétrica ou à mesma linha elétrica ou até mesmo à mesma estação de distribuição.

[00045] A Figura 1 ilustra os vários componentes necessários para se realizar o método permitindo a identificação de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC, incluindo os componentes, em um estágio inicial do processo. O mesmo ilustra uma rede de distribuição elétrica simplificada (100), que inclui uma pluralidade de instalações elétricas de fase única (110), e instalações elétricas de múltiplas fases (112). Apesar de poucas instalações elétricas serem ilustradas na Figura 1, deve-se notar que uma rede de distribuição elétrica pode apresentar vários milhares ou até mesmo vários milhões de instalações elétricas. As instalações elétricas são conectadas aos transformadores (116), que são conectados às linhas elétricas ou artérias da rede de distribuição (100). A última converge na direção de estações de distribuição, não ilustradas na Figura 1.

[00046] Cada instalação elétrica (110, 112 e 120) é conectada a um transformador de distribuição (116). Cada contador (120) compreende meios de medição e meios de transmissão de dados. As medições realizadas pelo medidor (dados e perfis) são, dessa forma, direcionadas a um sistema de gerenciamento de dados (170), comumente chamado de "MDMS", que é uma abreviação de Sistema de Gerenciamento de Dados de Medidor. Cada medidor também inclui meios de controle para interromper o suprimento de energia para a instalação elétrica à qual está conectado. Esses meios podem ser ativados pelo envio de um sinal do sistema de monitoramento e gerenciamento central (solicitação de abertura de um elemento de controle localizado no medidor), para o medidor. Dessa forma, é possível, utilizando-se as ferramentas desenvolvidas para a presente invenção, se interromper o suprimento de eletricidade enviando-se uma solicitação de abertura de um elemento de controle localizado no medidor conectado à instalação elétrica determinada como estando em não conformidade.

[00047] MDMS (170) inclui uma base de dados (172) para armazenar os dados brutos transmitidos pelos medidores. MDMS (170) e a base de dados (172) podem estar localizados em um ou mais servidores, localizados no mesmo edifício, ou podem ser distribuídos, entre vários servidores, em locais diferentes, por exemplo, em uma infraestrutura de dados em nuvem.

[00048] Como ilustrado na Figura 1, os medidores não se comunicam diretamente com MDMS. Os medidores podem retransmitir informação entre si ou enviar a mesma diretamente para um roteador (115). Os roteadores comunicam com os coletores (130), que por sua vez transmitem a informação para MDMS (170) através de uma Rede de Área Ampla (WAN) (140). Os dados coletados pelos medidores são, então, direcionados para um sistema de aquisição de dados de extremidade dianteira (160) e, então, para o MDMS (170). Um sistema de segurança tipo firewall (150) é utilizado para proteger os dados de medidor. Obviamente, outras configurações de rede também podem ser consideradas.

[00049] A implementação do método de identificação de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC é realizada utilizando-se ferramentas de IT, incluindo um aplicativo de software especializado. Esse aplicativo é desenvolvido em um sistema de computador (180) que pode incluir uma unidade de processamento algorítmico, incluindo um ou mais processadores e uma memória de armazenamento central ou distribuído. O sistema (180) também pode incluir um ou mais servidores e uma base de dados (182). A última é utilizada para armazenar, entre outras coisas, os perfis elétricos de MDMS, os dados de topologia de rede de distribuição (a partir do Sistema de Informação Geográfica, GIS, da companhia de energia elétrica), dados nominativos relacionados com um medidor e uma instalação elétrica (também chamados de "vetores de cliente") e dados meteorológicos indicativos de condições climáticas locais. A base de dados também pode armazenar outra informação descrita em maiores detalhes abaixo, incluindo, por exemplo, indicadores de ENC calculados e identificadores singulares associados às instalações elétricas.

[00050] A Figura 2 ilustra o processo global no qual o método de detecção automática de instalações elétricas que tendem a exibir uma ENC através da aplicação de vários processamentos algorítmicos associados a vários indicadores de uma ENC. Esse processo é segmentado em etapas diferentes. A primeira etapa consiste (200) da recuperação dos perfis elétricos. Essa etapa também pode incluir a extração de dados adicionais, incluindo, por exemplo, dados nominativos, a topologia da rede de distribuição elétrica, os dados meteorológicos, e outros dados utilizados para a aplicação do processamento algorítmico. De acordo com uma modalidade preferida, é possível se selecionar a extensão do processamento em termos elétricos e temporais. A partir de um ponto de vista elétrico, o processamento pode ser realizado no nível do transformador, uma fase, uma linha ou uma estação de distribuição. De um ponto de vista temporal, o período de processamento pode variar de algumas horas a vários dias, ou até mesmo alguns meses, dependendo do nível de precisão e do tipo de informação necessária.

[00051] A segunda etapa (210), que é opcional, permite a seleção de indicadores a serem calculados além do nível de limites diferentes a serem aplicados para as condições alvo. Um indicador de ENC é o resultado de um processamento algorítmico aplicado a pelo menos um perfil elétrico e que pode ser comparado com uma condição alvo a fim de identificar uma ENC. De acordo com uma modalidade preferida, é possível que o usuário selecione, através de uma aplicação especializada, apenas parte (um subconjunto) dos indicadores de ENC a ser aplicado a perfis analisados, e isso de acordo com a natureza da instalação elétrica do cliente ou de acordo com o tipo de pesquisa desejada. A aplicação especializada também possibilita a modificação das condições alvo, pelo ajuste de valores padrão de diferentes limites e restrições (voltagem, corrente, período de tempo, número de ocorrências, etc.) permitindo, assim, o gerenciamento do comportamento e sensibilidade do processamento algorítmico associado aos indicadores. O ajuste dos limites pode, por exemplo, ser realizado seguindo inspeções de campo, confirmando ou negando as não conformidades. Para se aumentar ou reduzir a sensibilidade de determinados indicadores, limites podem ser ajustados de forma retroativa, dependendo dos resultados de inspeção. Pode ser possível também se ajustar os limites por região ou estação de distribuição.

[00052] A terceira etapa (220) possibilita a aplicação, aos perfis de cada uma das instalações incluídas na faixa elétrica selecionada (200), das operações de processamento algorítmico específicas para cada um dos indicadores selecionados (210). Para cada um dos indicadores calculados, uma verificação é realizada com relação às condições alvo. Quando pelo menos um dos indicadores corresponde às suas condições alvo, a instalação elétrica, a partir da qual os perfis em estudo se originam, é considerada como apresentando tendência a uma ENC e um registro é adicionado ao arquivo de resultados ou a uma base de dados.

[00053] A quarta etapa (230) consiste em uma análise de indicadores que corresponderam às suas condições alvo a fim de identificar as instalações elétricas que apresentam tendência a exibir uma ENC. Dependendo do número de indicadores, da ocorrência e do tipo, um grau de certeza de que uma ENC é exibida pode ser avaliado. De acordo com uma modalidade preferida e em determinados casos específicos, a análise pode resultar diretamente na interrupção do suprimento de energia para a instalação (260), desde que o grau de certeza da presença de uma ENC seja razoavelmente alta. Do contrário, uma análise detalhada de dados da instalação elétrica pode ser realizada a fim de se confirmar ou negar a ENC em potencial. A identificação de uma instalação elétrica que apresenta tendência a exibir uma ENC não é baseada apenas na detecção de um indicador singular observado em um momento específico, mas, em vez disso, em um conjunto de indicadores e/ou uma determinada recorrência de indicadores. Quando a ENC em potencial é mantida, uma solicitação de inspeção é automaticamente emitida (240) e uma inspeção (250) das instalações elétricas é realizada. Finalmente, para casos de uma ENC validada por uma inspeção, uma restauração da conformidade das instalações é realizada (270), precedida, ou não, por uma interrupção no suprimento de energia (260), e isso de acordo com o resultado da inspeção e da natureza da ENC.

[00054] A Figura 3 ilustra o fluxo de dados e informação associado ao processo de identificação de instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC, de acordo com uma modalidade preferida. Apesar de essas entradas e saídas serem ilustradas na forma de arquivos (csv, txt, docx ou jpg), as mesmas podem assumir várias outras formas, por exemplo, as provenientes de ou suprindo uma base de dados.

[00055] De acordo com uma modalidade preferida, é possível se selecionar, através da interface de usuário de um aplicativo especializado (300), todos os parâmetros de controle de processamento. Sem estar limitado ao escopo da presente invenção, esses parâmetros podem corresponder, entre outras coisas, à extensão elétrica e temporal do processamento a ser aplicado, aos indicadores a serem calculados e aos limites e restrições associados a cada um dos mesmos.

[00056] Os perfis elétricos (310) correspondem a medições elétricas geradas pelos medidores. Os perfis podem ser priorizados para se adicionar a topologia da rede de distribuição elétrica por referência cruzada dos dados de perfil com os dados de topologia de rede a partir de GIS da companhia de energia elétrica. A topologia de rede permite se conhecer os links galvânicos diferentes que conectam as instalações elétricas de cliente à estação de distribuição, isso é, transformador, fase, artéria. Alguns links galvânicos podem ser questionados através do cálculo de indicadores de posicionamento.

[00057] Dados normativos, algumas vezes referidos como "vetores de cliente" (311) contêm dados para caracterizar as instalações elétricas de cliente. Os vetores de cliente incluem pelo menos uma informação a seguir: a natureza da instalação elétrica (fase singular ou múltiplas fases); a cobrança à qual a instalação elétrica está sujeita; o uso do edifício (residencial, comercial, institucional ou industrial) ou a fonte principal de energia utilizada para o aquecimento do edifício. Esses dados podem ser utilizados para selecionar o processamento algorítmico a ser aplicado aos perfis elétricos da instalação ou para validar as ENCs em potencial. O processamento algorítmico pode, então, realizar a referência cruzada dos indicadores de ENC que corresponderam às suas condições alvo com os dados nominativos para confirmar ou negar que as instalações elétricas identificadas na etapa (c) apresentam uma tendência a exibir uma ENC. Por exemplo, é possível que uma instalação elétrica possa consumir muito pouca energia, mesmo durante o inverno, se o tipo de aquecimento do cliente for madeira ou gás, em comparação com as instalações vizinhas que utilizam aquecimento elétrico.

[00058] Os dados meteorológicos (312) incluem pelo menos um perfil de temperatura externa local correspondendo ao período de estudo (data e hora para especificar a faixa temporal). Os dados meteorológicos podem ser utilizados no processamento algorítmico associado a determinados indicadores ou podem ser utilizados para confirmar ou negar uma ENC em potencial. Novamente, um pico de consumo das instalações em uma determinada região pode ser explicado por um período de frio extremo. Dessa forma, uma ENC detectada na etapa (c) pode ser validada com dados adicionais (nominativos e meteorológicos).

[00059] No final do processamento, utilizando uma modalidade preferida, os resultados são compilados em uma estrutura de dados ou estrutura de resultados, também conhecida como um "cubo" (330). A estrutura de dados inclui, no mínimo, para cada instalação com tendência à exibição de uma ENC, a lista de indicadores que corresponderam às suas condições alvo, o valor dos indicadores, e um ou muitos identificadores singulares para distinguir entre as instalações em um sistema de distribuição elétrica. O identificador singular pode incluir, por exemplo, o endereço postal ou número de série do medidor associado à instalação. Parte da informação dos dados nominativos (311) também pode ser adicionada à estrutura de resultados para facilitar a produção das solicitações por inspeção. A estrutura dos resultados também pode incluir Figuras ou gráficos possibilitando a ilustração de indicadores de ENC que corresponderam às condições alvo, tal como os ilustrados nas Figuras 5, 6 e 7. O conteúdo da estrutura pode ser exportado em diferentes formatos de arquivo ou salvo diretamente em uma base de dados. Os resultados podem ser agrupados por linhas, estações de distribuição ou regiões, dependendo da extensão elétrica do processamento.

[00060] No caso de nenhuma análise ou informação adicional estar disponível para se negar uma ENC em potencial associada a uma instalação elétrica de cliente, uma solicitação de inspeção (350) para a dita instalação elétrica é automaticamente gerada pelo sistema, utilizando aplicativo de software especializado. O uso de um gabarito pré-formatado (320) permite a geração automática de uma solicitação de inspeção. Essa solicitação contém a informação necessária para inspeção, isso é, a informação mínima, a informação pessoal do cliente, a natureza do ENS suspeito e o nível de prioridade de inspeção designado automaticamente. A prioridade pode ser determinada de acordo com o grau de certeza da existência da ENC para a dita instalação. Uma Figura ou um gráfico (340) ilustrando a circunstância que levou à identificação da ENC em potencial também pode ser adicionado à solicitação de inspeção. É a inspeção de uma instalação que fornecerá a confirmação final e inequívoca da presença de uma ENC.

[00061] Com base nos resultados da inspeção obtidos, o retorno dos valores padrão dos limites e restrições dos indicadores de ENC pode ser determinado a fim de se aumentar o desempenho total do método de detecção. Esse desempenho, expresso como um percentual, é definido como a razão do número de casos de ENC confirmados para o número total de casos de ENC que foram inspecionados ou suprimentos de energia interrompidos.

[00062] A Figura 4 ilustra uma classificação de diferentes indicadores de ENC, de acordo com uma modalidade preferida do método proposto (400). O primeiro nível de classificação possibilita a distinção entre os indicadores de ENC aplicados às instalações elétricas de fase única (410) e múltiplas fases (450). Sob esses níveis, três classes de indicadores podem ser definidas: uma primeira classe de indicadores chamada de "indicadores de posicionamento elétrico" (420); uma segunda classe de indicadores chamados de "indicadores de estado" (430 e 460); e uma terceira classe de indicadores chamados de "indicadores de perda não técnica" (440 e 470). Essa última classe agrupa anomalias que afetam a medição de energia elétrica e inclui várias subclasses de indicadores.

[00063] Os "indicadores de posicionamento elétrico" (420), específicos das instalações de fase única, possibilitam, através da análise estatística e elétrica, se confirmar ou negar a precisão do link galvânico que conecta a instalação elétrica do cliente (120 na Figura 1) a seu transformador de distribuição (116 na Figura 1) e seu pertencimento à linha sendo analisada. Desde que o link galvânico seja validado, nenhuma atribuição particular é dada à instalação elétrica. Do contrário, se os indicadores de posicionamento ilustrarem que a instalação de cliente ainda parece pertencer à linha de energia sob análise, então, a instalação recebe a característica de "instalação ou cliente localizado incorretamente". Se, ao contrário, os indicadores mostrarem que a instalação do cliente não parece pertencer à linha de energia sendo analisada, então, a instalação recebe a condição de "FORA", isso é, a instalação não pertence à linha sendo analisada. O método também pode incluir uma etapa de validação, a partir dos dados de posicionamento indicativos calculados, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade.

[00064] "Indicadores de estado" (430 e 460) são indicadores que fornecem uma melhor compreensão sobre as condições operacionais elétricas da instalação de um cliente. Esses indicadores, considerados individualmente, ou como um todo, podem confirmar ou negar a existência de uma ENC em potencial. A presença de um indicador de estado na estrutura de resultados pode resultar, diretamente e após análise, na existência de uma ENC. Por exemplo, um indicador de situação pode destacar uma falta não padronizada de dados nos perfis de voltagem ou de consumo de uma instalação de fase singular ou ilustrar um desequilíbrio de voltagem ou corrente em uma instalação de múltiplas fases. Os indicadores de estado podem incluir um ou mais dos indicadores a seguir: taxa de captura de dados de energia; taxa de captura de dados de voltagem; desequilíbrio de voltagem; desequilíbrio de corrente; razão de energia aparente e ativa. Como com os indicadores de posicionamento, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa (c) serem instalações em não conformidade pode ser validada a partir dos dados de indicador de estado calculados.

[00065] "Indicadores de perda não técnica" (440 e 470) são os que revelam, utilizando a execução de algoritmos, as anomalias elétricas em potencial que afetam a medição da energia elétrica consumida. Essa classe pode ser subdividida em subclasses. Na representação na Figura 4, seis (6) subclasses foram estabelecidas. É especificado que outras subclasses de indicadores de ENC possam ser definidas.

[00066] As várias subclasses de indicadores de perda técnica incluem: a detecção de violação de medidor ou de um medidor defeituoso (441 e 471); a detecção de anomalias pela comparação de perfis elétricos (442 e 472); a detecção das conexões de medidor ou componentes de medidor inadequados (443 e 473); a detecção de aberrações transientes em perfis elétricos (444 e 474); a detecção de uma forma não padronizada de operação (445 e 475); e a detecção de cargas elétricas cíclicas em não conformidade (446 e 476).

[00067] Os parágrafos a seguir descrevem em maiores detalhes as subclasses diferentes de indicadores de perda não técnica. É importante notar que um indicador pode ser encontrado em uma ou mais subclasses. Esse é o caso, por exemplo, do indicador que detecta os valores negativos em perfis de consumo ativos. A existência de valores negativos pode ser atribuída à subclasse "detecção de violação de medidor ou medidor defeituoso", enquanto também faz parte da subclasse de indicadores que revelam uma operação não padronizada.

[00068] Com referência a uma primeira subclasse "detecção de uma manipulação de medidor ou um medidor defeituoso" (441 e 471), essa subclasse agrupa todos os indicadores cujo resultado do processamento algorítmico pode ser explicado por uma manipulação de medidor ou um mau funcionamento do medidor. Por exemplo, um dos indicadores autônomos nessa subclasse analisa o perfil de voltagem de uma instalação de fase única. Se esse perfil ilustrar uma voltagem média da ordem de 50% da voltagem nominal, se torna razoável acreditar que o medidor está defeituoso ou que uma manipulação das conexões de espiral de voltagem foi realizada intencionalmente. Por outro lado, se o nível de voltagem for variável como o tempo e, portanto, arbitrário, pode-se suspeitar de um mau funcionamento do medidor. Sem estar limitado ao escopo da presente invenção, os indicadores nessa subclasse podem incluir: alteração do espiral de voltagem; dados idênticos de energia; dados idênticos de voltagem; resistência em séries no transformador de corrente, e corrente trifásica igual a zero com consumo diferente de zero.

[00069] A segunda subclasse chamada "detecção de anomalias por comparação com perfis elétricos" (442 e 472) compreende indicadores ENC do tipo "relacional" para instalações de fase única e do tipo "relacional" ou "autônomo" para instalações elétricas de múltiplas fases. Em geral, nessa subclasse, o processamento algorítmico de indicadores tem por objetivo identificar as diferenças entre os vários perfis provenientes de instalações eletricamente vizinhas.

[00070] Por exemplo, um dos indicadores relacionais de fase única dessa subclasse analisa os perfis de voltagem média das instalações elétricas através de um determinado período de tempo. No caso de a diferença máxima entre os níveis de voltagem média das instalações ser maior do que um determinado limite e nenhum parâmetro elétrico justificar tal fato, uma ENC em potencial será designada para a instalação sendo analisada.

[00071] Outro exemplo é um indicador, chamado de razão de corrente, que analisa os perfis de corrente de cada uma das fases de suprimento de uma instalação de múltiplas fases. Esse indicador pode ser utilizado para identificar medidores de múltiplas fases em que pelo menos um dos perfis de corrente possui um nível médio diferente de outros medidores, enquanto possui um perfil quase idêntico. Como ilustrado na Figura 5, esse indicador utiliza, em seu processamento algorítmico, as noções estatísticas de inclinações (mAB, mBC, mCA) e fatores de determinação (R2AB, R2BC, R2CA) aplicados aos pares de valores de perfil de corrente diferentes. Quando o valor do fator de determinação está próximo da unidade e a inclinação está fora dos limites, uma ENC em potencial é designada para a instalação sendo analisada. Os três gráficos no topo da Figura 5 ilustram um caso de uma instalação elétrica trifásica para a qual os perfis de corrente são similares para as fases A, B e C. No entanto, esses mesmos gráficos também ilustram um nível de corrente inferior na fase C. Esses gráficos ilustram que pode haver uma ENC em potencial nos componentes de medição da instalação elétrica. A Figura 5 também ilustra um exemplo de um gráfico que pode ser gerado automaticamente (imagem inferior) ilustrando os valores estatísticos diferentes utilizados. Sem estar limitado ao escopo da presente invenção, os indicadores para essa segunda subclasse podem incluir: consumo noturno; desvio de voltagem de valores médios de fase única; desvio de voltagem de valores médios interfase; desvio de voltagem de valores médios intercliente; desvio de voltagem de valores médios sob um transformador de múltiplas fases; nível de voltagem com consumo zero; razão de corrente; e perda e retorno de voltagem não sincronizada.

[00072] Uma terceira subclasse chamada de "detecção das conexões de medidor ou componentes inadequados" (443 e 473) é utilizada para detectar as instalações elétricas com uma conexão elétrica inadequada ao medidor (instalação de fase única) ou a um componente da instalação de medição (instalação de múltiplas fases). Um exemplo de um indicador encontrado nessa subclasse é um que tem por objetivo detectar, sob condições específicas, valores negativos nos perfis de consumo das instalações. A existência desses valores nos perfis de consumo é, com uma alta probabilidade, decorrente de uma inversão ou meia inversão das conexões de medidor (instalação de fase única) ou a uma inversão dos subcomponentes de medição (instalação de múltiplas fases). Deve-se notar aqui que sob determinadas condições, é possível que os valores de energia negativos possam ser encontrados nos perfis de consumo das instalações elétricas dos produtores, transportadores ou distribuidores de eletricidade. Por essa razão, os últimos são excluídos desse tipo de análise. A Figura 6 ilustra os perfis de consumo de energia de algumas instalações de cliente de fase única sob o mesmo transformador de distribuição. Uma dessas instalações ilustra valores negativos através de todo o período de análise, o que é impossível e, portanto, indicativo de uma anomalia. Outros indicadores dessa subclasse incluem: uma ausência de corrente, uma ausência de voltagem, ou voltagem zero com corrente.

[00073] Uma quarta subclasse chamada "detecção de aberrações transientes em perfis elétricos" (444 e 474) inclui indicadores de uma súbita e momentânea mudança em uma variável elétrica que não pode ser explicada por outras variáveis elétricas, locais ou próximas, ou pela informação de vetor de cliente. Essa subclasse inclui o indicador para a identificação de grandes variações de voltagem. Por exemplo, o processamento algorítmico relacionado com as grandes variações de voltagem pode incluir etapas para se calcular variações de voltagem, para um determinado perfil, entre dois períodos de medição consecutivos; para retar as variações que estão acima ou abaixo dos limites predeterminados, para calcular a energia estimada necessária para essas variações, e, então, para se comparar as mesmas com os valores de energia medidos para esses períodos. Uma não conformidade de "grande desvio de voltagem" é detectada para as instalações com variações de voltagem que não correspondem à demanda por energia que deve ser associada às mesmas.

[00074] Uma quinta subclasse é chamada de "detecção de uma forma não padronizada de operação" (445 e 475), onde os indicadores identificam, nos perfis elétricos, condições operacionais consideradas externas aos padrões operacionais específicos para cada companhia de energia elétrica. Por exemplo, o processamento algorítmico associado aos indicadores de voltagem não padronizados pode incluir etapas para se calcular a voltagem de perfil médio de perfis com um valor de corrente diferente de zero; e comparar a voltagem de perfil médio a voltagens mínimas ou máximas predeterminadas. A Figura 7 fornece um exemplo gráfico de uma instalação de fase única que, durante o pico, consome mais de 14 kWh/15 minutos, enquanto a instalação possui uma capacidade máxima de 12 kWh/15 minutos em 100% de sua carga útil (indicador de consumo de energia ativa). Essa subclasse de indicadores também possibilita a identificação de valores médios, em perfis de voltagem, que excedem os valores sob condições operacionais marginais, definidas pelos operadores do sistema de energia. Indicadores nessa categoria podem incluir um indicador de aquecimento de energia dupla; energia de pico não padronizada; voltagem média não padronizada; indicador de transformador de conexão singular; fator de determinação de discrepância; validação do consumo de energia ativa; ou voltagem não padronizada com corrente.

[00075] Finalmente, uma sexta subclasse chamada "detecção de cargas elétricas cíclicas em não conformidade" (446 e 476) inclui indicadores que identificam, através da análise dos perfis de voltagem e energia, a presença de cargas cíclicas em não conformidade. Por cargas cíclicas em não conformidade, se compreende todas as cargas cíclicas que não são corretamente medidas pelo medidor ou seus componentes, através de uma alteração dos últimos ou do ambiente. Sem estar limitado ao escopo da presente invenção, o processamento algorítmico relacionado com esse tipo de indicadores pode, entre outras coisas, incluir o cálculo da Transformação Fourier Rápida (FFT), o cálculo da correção e autocorrelação dos perfis, o cálculo de determinadas ocorrências, a análise e o processamento de perfis de voltagem e energia. O processamento algorítmico dos indicadores dessa subclasse é realizado para períodos considerados ideais para a busca específica por uma ENC na rede de distribuição.

[00076] Independentemente da classificação, é importante se notar que a aplicação e o gerenciamento do processamento algorítmico proposto por esse método (400) são complexos, de acordo com o grande volume de perfis a serem processados e do número de indicadores a serem calculados. Os dados de centenas de milhares, ou até mesmo de alguns poucos milhões de instalações elétricas são analisados. Obviamente, esse processamento não pode ser realizado manualmente. Um aplicativo de software especializado, consistindo em instruções que podem ser executadas por um ou mais processadores, incluindo uma ou mais ALUs (Unidades Lógicas Aritméticas), é essencial para a realização do método proposto.

[00077] Em suma, o método (400) e o sistema descrito acima, que inclui um produto não transitório e tangível de um programa de computador (aplicativo de software), possibilitam a identificação das instalações elétricas com tendência a exibir uma ENC. Como descrito acima, um indicador é o resultado da execução de um processamento algorítmico aplicado aos perfis elétrico e térmico (base de dados meteorológica). A estimativa de determinados indicadores e a validação da existência de determinadas ENCs também são possíveis através do uso de uma base de dados adicional que contém dados nominativos (ou vetores de cliente). Como saída, o aplicativo especializado permite a identificação de instalações elétricas que exigem uma inspeção de campo ou, dependendo do grau de certeza da ENC, uma interrupção automática do suprimento de energia para uma instalação.

[00078] O método e sistema propostos não exigem a instalação de quaisquer outros componentes no sistema de distribuição. A característica inovadora reduz de forma significativa os custos de desenvolvimento (aquisição) e utilização (substituição e manutenção) do método de detecção em comparação com os métodos existentes. O método e o sistema também possibilitam o processamento de grandes quantidades de perfis, associados a uma pluralidade de instalações elétricas, de uma forma automatizada, com pouca ou nenhuma intervenção humana. O método e sistema propostos automatizam o processo de detecção e identificação das instalações elétricas com tendência a exibir ENC, a partir da coleção de perfis, da seleção de indicadores a serem aplicados, dos cálculos algorítmicos associados, da identificação de instalações elétricas, e até a interrupção automática (se necessário) de energia para as instalações elétricas confirmadas como estando em não conformidade.

[00079] Apesar dos conceitos, fluxos de dados e métodos associados à invenção e dos resultados terem sido ilustrados nos desenhos em anexo e descritos acima, será aparente aos versados na técnica que modificações podem ser realizadas a essas conquistas sem se distanciar da invenção.

Claims (30)

REIVINDICAÇÕES

1. Método de identificação automática de instalações elétricas que podem exibir uma não conformidade elétrica (ENC) em um sistema de distribuição elétrica, as instalações elétricas sendo conectadas a medidores, o método sendo caracterizado pelo fato de compreender as etapas de: a) recuperar perfis elétricos associados a instalações elétricas, os perfis sendo gerados pelos ditos medidores desenvolvidos pelas companhias elétricas para fins de cobrança, os perfis sendo escalonados com o tempo; b) aplicar, com as ferramentas de IT, o processamento algorítmico associado aos indicadores de ENC determinados de acordo com as condições alvo, aos perfis elétricos coletados na etapa a), a fim de obter dados indicativos de tipos diferentes de ENC; c) identificar, a partir dos dados obtidos na etapa b), as ditas instalações elétricas que tendem a apresentar uma ENC, quando as condições alvo são correspondidas; o dito método exigindo apenas perfis elétricos coletados a partir de medidores e ferramentas de IT para identificar as instalações elétricas que tendem a apresentar não conformidade, sem o uso de qualquer outro equipamento de submedição.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender uma etapa de recuperação de dados nominativos caracterizando as instalações elétricas, e uma etapa de confirmação ou negação de que as instalações elétricas identificadas na etapa c) apresentam, de fato, uma tendência a exibir uma ENC, por referência cruzada da dita informação nominativa com os indicadores de uma ENC tendo correspondido a suas condições alvo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de os dados nominativos incluírem pelo menos uma dentre as seguintes informações, para cada uma das instalações elétricas: natureza da instalação elétrica dentre a fase única ou múltiplas fases; tarifa à qual a instalação elétrica está sujeita; finalidade dos edifícios associados à instalação elétrica, dentre uma finalidade residencial, uma finalidade comercial, uma finalidade institucional ou uma finalidade industrial; e a fonte principal de energia utilizada para aquecer o(s) edifício(s).

4. Método, de acordo com a reivindicação 2 ou 3, caracterizado pelo fato de incluir uma etapa de seleção de indicadores de ENC a serem aplicados aos perfis com base na informação contida nos dados nominativos.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de compreender uma etapa de recuperação de dados meteorológicos, e uma etapa de confirmação ou negação de que as instalações elétricas identificadas apresentam, de fato, a tendência em exibir uma ENC, por referência cruzada aos ditos dados meteorológicos com os indicadores de ENC tendo correspondido a suas condições alvo.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de os dados meteorológicos incluírem pelo menos uma dentre as informações a seguir: uma temperatura externa local; uma data; uma hora determinada no momento em que os perfis foram gerados.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 2 a 6, caracterizado pelo fato de incluir uma etapa de identificação da natureza das instalações elétricas como fase única ou múltiplas fases, com base nos perfis coletados e/ou na informação nominativa.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de os perfis elétricos das instalações de fase única e duas fases incluírem pelo menos perfis de voltagem (em V) e de energia ativa (em kWh).

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de, para instalações elétricas de múltiplas fases, os perfis recuperados compreenderem a energia ativa total (em kWh) e por fase elétrica (A, B, C), uma medição da energia aparente total (em kVAh) e por fase elétrica, uma medição de energia reativa (em kVARh) total e por fase elétrica, uma medição de voltagens (em V) por fase e uma medição de corrente (em A) por fase.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 9, caracterizado pelo fato de uma parte dos indicadores de ENC ser composta de indicadores independentes, isso é, cujo processamento algorítmico envolve apenas dados dos perfis da instalação analisada.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 10, caracterizado pelo fato de uma parte dos indicadores de ENC ser composta de indicadores relacionais, isso é, os que envolvem os perfis da instalação vizinha, conectados ao mesmo transformador de distribuição, fase elétrica, linha de energia ou estação de distribuição.

12. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 11, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associada a uma primeira classe de indicadores de ENC chamados de indicadores de posicionamento, o método sendo constituído de uma ação de cálculo de pelo menos um indicador de posicionamento, e determinando se: uma determinada instalação elétrica está localizada na linha de energia sendo analisada, mas estando conectada a um transformador além do definido nos dados nominativos; ou uma determinada instalação não está conectada à linha analisada; o método também inclui uma etapa para validar, a partir dos indicadores de posicionamento calculados, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 12, caracterizado pelo fato de na etapa b) uma parte do processamento algorítmico ser associada a uma segunda classe de indicadores de ENC chamados de indicadores de estado, o método incluindo uma ação para computar pelo menos um dos indicadores de estado a seguir: taxa de captura de dados de energia; taxa de captura de dados de voltagem; desequilíbrio de voltagem; desequilíbrio de corrente relatórios de energia aparente e ativa; o método também inclui uma etapa de validação, com base nos dados calculados a partir dos indicadores de estado, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 13, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associada à primeira subclasse dos indicadores de perda não técnica, o método incluindo uma ação de computação, pelo menos um indicador de uma manipulação contrária ou um contador defeituoso dentre: alteração de espiral de voltagem; dados de energia idênticos; dados de voltagem idênticos; resistência em série no transformador de corrente; e corrente trifásica igual a zero com consumo diferente de zero;

o método também inclui uma etapa de validação, com base nos dados indicativos das perdas não técnicas calculadas, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 14, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associado a uma segunda subclasse de indicadores de perda não técnica, o método incluindo uma ação de se calcular pelo menos um indicador de anomalia por comparação entre: consumo noturno; desvio de voltagem a partir de valores médios de fase única; desvio de voltagem dos valores médios interfase; desvio de voltagem dos valores médios intercliente; desvio médio de valores médios de um transformador de múltiplas fases; nível de voltagem com consumo líquido igual a zero; razão de corrente; perda e retorno de voltagem não sincronizada; e o método também inclui uma etapa para validar, com base nos dados indicativos das anomalias por comparação, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 15, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associadaetapa 9 a uma terceira subclasse de indicadores de perda não técnica, o método constituído de uma ação para se calcular pelo menos um indicador de conexão de medição ou componentes inadequados dentre: falta de corrente; falta de voltagem;

dados de energia negativa; voltagem zero com corrente; o método compreendendo adicionalmente a etapa de validação, a partir de dados indicativos de uma conexão de medição ou seus componentes inadequados, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

17. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 16, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associada a uma quarta subclasse de indicadores de perda não técnica, o método incluindo uma ação para se calcular um indicador de aberrações de transiente pela identificação de grandes desvios de voltagem nos ditos perfis, o método incluindo uma etapa para validar, com base nos dados indicativos das aberrações transientes, uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

18. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 17, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associada a uma quinta subclasse de indicadores de perda não técnica, o método incluindo uma ação para se calcular pelo menos uma forma não padronizada de operação do indicador dentre: indicador de aquecimento de energia dupla; energia de pico não padronizada; voltagem média não padronizada; transformador de conexão única; fator de determinação de discrepância; validação do consumo de energia ativa; voltagem não padronizada com corrente;

o método também inclui uma etapa de validação, com base nos dados indicativos de uma forma não padronizada de operação, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

19. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 18, caracterizado pelo fato de na etapa b), uma parte do processamento algorítmico ser associada a uma sexta subclasse de indicadores de perda não técnica, o método incluindo uma ação para se calcular pelo menos um indicador de detecção de carga elétrica cíclica em não conformidade dentre: a Transformação Fourier aplicada às medições de voltagem e energia para determinados períodos (ciclos); a presença de voltagem cíclica sem demanda por energia; o método compreendendo uma etapa de validação, com base nos dados indicativos de cargas cíclicas em não conformidade, de uma probabilidade de as instalações elétricas identificadas na etapa c) serem instalações em não conformidade.

20. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 19, caracterizado pelo fato de ser constituído de uma etapa de geração de uma estrutura de resultados incluindo dados indicativos de diferentes tipos de ENCs em potencial identificados para cada instalação elétrica, e uma etapa de geração de gráficos que representam visualmente os indicadores de ENCs que corresponderam às condições alvo.

21. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 20, caracterizado pelo fato de incluir uma etapa de geração, através de um aplicativo de software, de solicitações para inspeção de instalações elétricas identificadas como apresentando tendência a exibir uma ENC.

22. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 21, caracterizado pelo fato de incluir uma etapa de designação de prioridade para as instalações elétricas identificadas como apresentando tendência a exibir uma ENC, com base em um grau de certeza quanto à existência de uma ENC para uma determinada instalação, o grau de certeza sendo relacionado ao número, ocorrência e tipo de indicadores de uma ENC tendo correspondido às condições alvo.

23. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 22, caracterizado pelo fato de as medições, que constituem os perfis elétricos dos medidores, serem realizadas pelo menos uma vez a cada hora.

24. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 23, caracterizado pelo fato de incluir uma etapa de interrupção automática do suprimento de eletricidade para pelo menos algumas das instalações elétricas identificadas na etapa c).

25. Método, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de a etapa de interrupção do suprimento de energia envolver o envio de uma solicitação de abertura de um elemento de controle localizado no medidor com relação à instalação elétrica determinada como não estando em conformidade.

26. Sistema para identificar automaticamente as instalações elétricas que tendem a exibir uma não conformidade elétrica (ENC) em uma rede de distribuição elétrica, o sistema caracterizado pelo fato de ser constituído de pelo menos uma unidade de processamento algorítmico que possui um processador e uma memória em comunicação com o processador, a memória constituída de instruções que podem ser executadas pelo processador para se realizar as etapas de: a) recuperar os perfis elétricos associados às instalações elétricas, os perfis sendo gerados pelos ditos medidores desenvolvidos pelas companhias de energia elétrica para fins de cobrança, os perfis sendo escalonados em tempo; b) aplicar o processamento algorítmico associado aos indicadores de ENC determinados de acordo com as condições alvo, aos perfis elétricos coletados na etapa a), para obter dados indicativos de tipos diferentes de ENC; c) identificar, a partir dos dados obtidos na etapa b), as ditas instalações elétricas que tendem a exibir uma ENC, quando as condições alvo são correspondidas; o dito sistema exigindo apenas os perfis recuperados a partir dos medidores e pelo menos uma unidade de processamento algorítmico para identificar as instalações elétricas que tendem a estar em não conformidade, sem o uso de qualquer outro equipamento de submedição.

27. Sistema, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de incluir uma ou muitas bases de dados para salvar: indicadores de ENC calculados; perfis elétricos gerados pelos medidores; e identificadores singulares associados às instalações elétricas na grade que apresentam uma tendência a exibir uma ENC.

28. Sistema, de acordo com a reivindicação 27, caracteri- zado pelo fato de compreender pelo menos um monitor conectado, direta ou indiretamente, a pelo menos uma das unidades de processamento, a memória constituída de instruções executáveis pelo processador para exibir, na tela, uma interface de usuário para seleção dos indicadores de ENC a serem aplicados aos perfis elétricos, para selecionar todos, ou parte, dos perfis aos quais o processamento algorítmico associado aos indicadores selecionados deve ser aplicado, e para exibir os identificadores singulares das instalações elétricas identificadas como apresentando uma tendência a estarem em não conformidade.

29. Sistema, de acordo com a reivindicação 28, caracterizado pelo fato de compreender meios para enviar uma solicitação para a abertura de um elemento de controle localizado no medidor relacionado com a instalação elétrica determinada como não estando em conformidade.

30. Produto tangível e não transitório de um programa de computador para identificar automaticamente as instalações que tendem a exibir uma ENC em uma rede de distribuição elétrica, caracterizado pelo fato de conter instruções executáveis por um processador para realizar as etapas de: a) recuperar perfis elétricos associados a instalações elétricas, os perfis sendo gerados pelos ditos medidores desenvolvidos pelas companhias de energia elétrica para fins de cobrança, os perfis sendo escalonados com o tempo; b) aplicar, com as ferramentas de IT, o processamento algorítmico associado aos indicadores de ENC determinados de acordo com as condições alvo, a perfis elétricos recuperados na etapa a), para obter dados indicativos de diferentes tipos de ENC; e c) identificar, a partir dos dados obtidos na etapa b), as ditas instalações elétricas que tendem a exibir uma ENC, quando as condições alvo são correspondidas.