BRPI0923437A2 - gerenciamento de queda de malha de energia e condição de falha - Google Patents

gerenciamento de queda de malha de energia e condição de falha Download PDF

Info

Publication number
BRPI0923437A2
BRPI0923437A2 BRPI0923437-3A BRPI0923437A BRPI0923437A2 BR PI0923437 A2 BRPI0923437 A2 BR PI0923437A2 BR PI0923437 A BRPI0923437 A BR PI0923437A BR PI0923437 A2 BRPI0923437 A2 BR PI0923437A2
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
data
event
send
network
smart
Prior art date
Application number
BRPI0923437-3A
Other languages
English (en)
Inventor
Jeffrey D.Taft
Original Assignee
Accenture Global Services Limited
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=42272094&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=BRPI0923437(A2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Priority claimed from US12/378,102 external-priority patent/US8509953B2/en
Application filed by Accenture Global Services Limited filed Critical Accenture Global Services Limited
Publication of BRPI0923437A2 publication Critical patent/BRPI0923437A2/pt
Publication of BRPI0923437B1 publication Critical patent/BRPI0923437B1/pt

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D4/00—Tariff metering apparatus
    • G01D4/002—Remote reading of utility meters
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00016—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using a wired telecommunication network or a data transmission bus
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00028—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment involving the use of Internet protocols
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D2204/00—Indexing scheme relating to details of tariff-metering apparatus
    • G01D2204/20—Monitoring; Controlling
    • G01D2204/22—Arrangements for detecting or reporting faults, outages or leaks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00022—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using wireless data transmission
    • H02J13/00026—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using wireless data transmission involving a local wireless network, e.g. Wi-Fi, ZigBee or Bluetooth
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/30—Smart metering, e.g. specially adapted for remote reading
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • Y04S40/124—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using wired telecommunication networks or data transmission busses
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • Y04S40/126—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using wireless data transmission

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Control Of Transmission Device (AREA)
  • Debugging And Monitoring (AREA)
  • Power Sources (AREA)
  • Data Exchanges In Wide-Area Networks (AREA)

Abstract

GERENCIAMENTO DE CONDIÇÃO DE QUEDA DE REDE DE ENERGIA E DE FALHA. A presente invenção refere-se a um aplicativo inteligente de queda que recebe mensagens de evento indicativas de ocorrências associadas a vários dispositivos dentro de uma rede de energia. O aplicativo inteligente de queda determina um estado dos vários dispositivos com base nas mensagens de evento. Com base nas mensagens de evento, o aplicativo inteligente de queda pode determinar e confirmar uma condição de queda associada a um particular dispositivo. Um aplicativo inteligente de falha recebe dados de sincrofasor para cada fase em uma rede de energia de múltiplas fases. O sincrofasor inclui informações de magnitude de fasor e ângulo de fasor para cada fase. com base nos dados de sincrofasor, o aplicativo inteligente de falha determina a presença de uma falha que envolve uma ou mais das fases e identifica um tipo particular de falha.

Description

.: Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "GERENCIA- MENTO DE CONDIÇÃO DE QUEDA DE REDE DE ENERGIA E DE FALHA”. . ANTECEDENTES ” 1. Campo da Invenção * 5 A presente invenção refere-se de forma geral a um sistema e a um método para gerenciar uma rede de energia e de forma mais particular a um sistema e método para gerenciar condições de queda e falha em uma rede de energia.
2. Técnica Relacionada Uma rede de energia pode incluir um ou todos os seguintes: ge- ração de eletricidade, transmissão de energia elétrica e distribuição de eletri- cidade. A eletricidade pode ser gerada com uso de estações, tal como uma usina de energia térmica a carvão, uma usina de energia nuclear, etc. Para fins de eficiência, a energia elétrica gerada é graduada até uma tensão muito alta (tal como 345K Volts) e transmitida por linhas de transmissão. As linhas de transmissão podem transmitir a energia a longas distâncias, tal como a- través de linhas nacionais ou através de fronteiras internacionais, até que chegue a seu consumidor por atacado, que pode ser uma empresa que pos- sui a rede de distribuição local. As linhas de transmissão podem terminar em uma subestação de transmissão, que pode abaixar a tensão muito alta em uma tensão intermediária (tal como 138K Volts). A partir de uma subestação de transmissão, linhas de transmissão menores (tal como sublinhas de transmissão) transmitem a tensão intermediária para subestações de distri- buição. Nas subestações de distribuição, a tensão intermediária pode ser novamente diminuída a uma "tensão média" (tal como de 4K Volts a 23K Volts). Um ou mais circuitos alimentadores podem emanar a partir das sub- estações de distribuição. Por exemplo, de quatro a dez de circuitos alimen- tadores podem emanar a partir da subestação de distribuição. O circuito ali- mentador é um circuito de 3 fases que compreende 4 fios (três fios para ca- da uma das 3 fases e um fio neutro). Os circuitos alimentadores podem ser roteados tanto acima do solo (em polos) ou no subsolo. A tensão nos circui- tos alimentadores pode ser extraída periodicamente com uso de transforma-
: dores de distribuição, que diminuem a tensão de "tensão média" para a ten- são de consumo (tal como 120V). A tensão de consumo pode então ser u- . sada pelo consumidor. y Uma ou mais empresas de energia podem gerenciar a rede de ” 5 energia, incluindo gerenciar falhas, manutenção e atualizações relacionadas à rede de energia. No entanto, o gerenciamento da rede de energia é nor- malmente ineficiente e custoso. Por exemplo, uma empresa de energia que gerencia a rede de distribuição local pode gerenciar falhas que possam ocor- rer nos circuitos alimentadores ou em circuitos, chamados de circuitos late- rais, que se ramificam a partir dos circuitos alimentadores. O gerenciamento da rede de distribuição local normalmente depende de chamadas de telefone de consumidores quanto uma queda ocorre ou depende de trabalhadores de campo que analisam a rede de distribuição local. As empresas de energia têm tentado carregar a rede de energia com uso de tecnologia digital, algumas vezes chamada de "rede inteligente". Por exemplo, medidores mais inteligentes (algumas vezes chamados de "medidores inteligentes") são um tipo de medidor avançado que identifica o consumo em mais detalhes que um medidor convencional. O medidor inteli- gente pode então comunicar essas informações por meio de alguma rede de voltaparao serviço público local para fins de monitoramento e faturamento (telemedição). Embora esses recentes avanços em atualização da rede de energia sejam benefícios, mais avanços são necessários. Foi relatado que nos Estados Unidos sozinhos, metade da capacidade de geração não é u- sada, metade da capacidade da rede de transmissão de longa distância não é usada e dois terços de sua distribuição local não são usados. Sendo as- sim, existe claramente uma necessidade de aperfeiçoar o gerenciamento da rede de energia.
BREVE SUMÁRIO De acordo com um aspecto da revelação, um sistema de geren- ciamento de queda para uma rede de energia é revelado. O sistema de ge- renciamento de queda pode incluir um aplicativo inteligente de queda execu- tável em um ou mais processadores configurados para receber mensagens
. de eventos a partir de vários dispositivos e porções da rede de energia.
As mensagens de eventos podem permitir que o aplicativo inteligente de queda . determine quando condições de queda podem estar presentes para um dis- ' positivo ou porção particular da rede de energia.
O aplicativo inteligente de . 5 queda pode determinar um estado de operação para um, alguns ou todos os dispositivos e porções da rede de energia que transmitem as mensagens de evento.
O aplicativo inteligente de queda pode receber dados relacionados a condições de demanda atuais da rede de energia e configuração física da rede de energia para confirmar que uma queda associada à rede de energia está presente mediante o recebimento de uma mensagem de evento indi- cando tal coisa.
O aplicativo inteligente de queda pode notificar uma autori- dade de energia central de uma ocorrência de queda que permite a localiza- ção e correção da queda.
O aplicativo inteligente de queda pode suspender o processamento de mensagens recebidas a partir de porções da rede de energia que experimentam condições de queda com base no recebimento das mensagens de evento e pode retomar tal processamento quando as condições de queda não estiverem mais presentes.
De acordo com outro aspecto da revelação, um aplicativo inteli- gente de falha executável em ao menos um processador pode ser configu- rado para receber dados de fasor (magnitude e ângulo de fase) para identifi- car tipos de falha mediante a detecção de condições de falha de uma falha em uma rede de energia.
O aplicativo inteligente de falha pode aplicar um conjunto de critérios predeterminados aos dados fasoriais.
O aplicativo inte- ligente de falha pode aplicar várias categorias de critérios aos dados fasori- aispara eliminas sistematicamente quaisquer tipos de falha a partir de con- sideração baseada na aplicação dos critérios.
Conforme cada categoria de critérios é aplicada, os tipos de falha que não correspondem aos critérios podem ser eliminados a partir de consideração conforme o tipo de falha.
À aplicação de cada categoria pode resultar em uma redução dos tipos de fa- Ilha potenciais e pode por fim resultar em um único tipo de falha identificado como o tipo de falha.
O aplicativo inteligente de falha pode implantar restri- ções de leitura consecutivas para determinar se a falha é mais que transitó-
. ria por natureza. Uma autoridade central pode receber a identificação da fa- lha para análise e correção subsequentes. . Outros sistemas, métodos, recursos e vantagens serão ou se tornarão evidentes para aqueles versados na técnica mediante a observação - 5 das seguintes figuras e descrição detalhada. Pretende-se que todos tais sis- temas, métodos, recursos e vantagens adicionais estejam incluídos dentro desta descrição, estejam dentro do escopo da invenção e sejam protegidos pelas reivindicações que seguem.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A figura 1 é um diagrama em bloco de um exemplo da arquitetu- ra geral para uma rede de energia. A figura 2 é um diagrama em bloco do NÚCLEO INDE represen- tado na figura 1. A figura 3 é um diagrama em bloco de outro exemplo da arquite- turageral para uma rede de energia. A figura 4 é um diagrama em bloco da SUBESTAÇÃO INDE re- presentada nas figuras 1 e 3. A figura 5 é um diagrama em bloco do DISPOSITIVO INDE re- : presentado nas figuras 1 e 3. A figura 6 é um diagrama em bloco de ainda outro exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia. A figura 7 é um diagrama em bloco de ainda outro exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia. A figura 8 é um diagrama em bloco que inclui uma listagem de — alguns exemplos dos processos de observabilidade. A figura 9 ilustra um fluxograma dos Processos de Gerencia- mento de Estado de Rede & Operações. A figura 10 ilustra um fluxograma dos processos de Dados Não Operacionais. A figura 11 ilustra um fluxograma dos processos de Gerencia- mento de Evento. A figura 12 ilustra um fluxograma dos processos de Sinalização
. de Resposta de Demanda (DR). A figura 13 ilustra um fluxograma dos processos de Inteligência . de Queda. A figura 14 ilustra um fluxograma dos processos de Inteligência “ 5 derFalha A figura 15 ilustra um fluxograma dos processos de Gerencia- mento de Metadados.
A figura 16 ilustra um fluxograma dos processos de Agente de Notificação.
A figura 17 ilustra um fluxograma dos processos de Coleta de Metadados (AMI).
As figuras 18A-D são exemplos de um diagrama de relação de entidade, que pode ser usado para representar a base de dados de conecti- vidade de linha de base.
A figura 19 ilustra um exemplo de um gráfico de fluxo de pro- gresso de plano.
A figura 20 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- . cionadas a um medidor A figura 21 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- cionadas a um sensor de linha.
A figura 22 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- —cionadas aum indicador de circuito de falha.
A figura 23 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- cionadas a um banco de capacitor.
A figura 24 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- cionadas a uma seção da rede de energia.
A figura 25 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo
.: inteligente de queda configurado para determinar condições de queda rela- cionadas a um circuito alimentador. . A figura 26 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de falha configurado para identificar um tipo de falha. - 5 "DESCRIÇÃO DETALHADA DOS DESENHOS E DAS MODALIDADES
PRESENTEMENTE PREFERENCIAIS Como forma de uma visão geral, as modalidades preferenciais descritas a seguir se referem a um método e sistema para gerenciar uma rede de energia. Conforme discutido em mais detalhe a seguir, certos aspec- tos se referem à própria rede de energia (inclusive hardware e software na transmissão de energia elétrica e/ou na distribuição de eletricidade). Ade- mais, certos aspectos se referem às capacidades funcionais do gerencia- mento central da rede de energia. Essas capacidades funcionais podem ser agrupadas em duas categorias operação e aplicação. Os serviços de opera- ções permitem que os serviços públicos monitorem e gerenciem a infraestru- tura de rede inteligente (tal como aplicativos, rede, servidores, sensores, elo). Conforme discutido em mais detalhe a seguir, as capacidades de aplicação podem se referir à medição e controle da própria rede. Especi- ficamente, os serviços de aplicação permitem a funcionalidade que pode ser importante para uma rede inteligente, e pode incluir: (1) processos de coleta de dados; (2) processos de persistência e categorização de dados; e (3) processos de observabilidade. Conforme discutido em mais detalhe a seguir, Oo uso desses processos permite que uma pessoa "observe" a rede, analise osdados e derive informações sobre a rede. Descrição de Arquitetura de Alto Nível INDE Arquitetura Geral Voltando-se aos desenhos, em que numerais de referência simi- lares se referem a elementos similares, a figura 1 ilustra um exemplo da ar- — quitetura geral para INDE. Esta arquitetura pode servir como um modelo de referência que fornece para coleta ponta a ponta, transporte, armazenagem e gerenciamento de dados de rede inteligente; pode também fornecer análi-
. se e gerenciamento de análise, assim como integração dos anteriores pro- cessos e sistemas de serviços públicos. Por conseguinte, este pode ser visto como uma arquitetura coorporativa. Certos elementos, tais como gerencia- ! mento e aspectos operacionais da própria rede, são discutidos em mais de- . 5 talheaseguir.
A arquitetura representada na figura 1 pode incluir quatro barra- mentos de dados e integração: (1) um barramento de dados de sensor de alta velocidade 146 (que pode incluir dados operacionais e não operacio- nais); (2) um barramento de processamento de evento dedicado 147 (que pode incluir dados de evento); (3) um barramento de serviço de operações 130 (que pode servir para fornecer informações sobre a rede inteligente para os aplicativos de apoio do serviço público); e (4) um barramento de serviço empresarial para os sistemas de IT de apoio (mostrado na figura 1 como o barramento de ambiente de integração empresarial 114 para servir IT em- —presarial 115). Os barramentos de dados separados podem ser alcançados de uma ou mais formas. Por exemplo, dois ou mais dos barramentos de da- dos, tais como o barramento de dados de sensor de alta velocidade 146 e o barramento de processamento de evento 147, podem ser diferentes seg- mentos em único barramento de dados. Especificamente, os barramentos podem ter uma estrutura ou plataforma segmentada. Conforme discutido em mais detalhe a seguir, hardware e/ou software, tal como um ou mais comu- tadores, podem ser usados pra rotear dados em diferentes segmentos do barramento de dados.
Como outro exemplo, dois ou mais dos barramentos de dados podem estarem barramentos separados, tal como barramentos físicos sepa- rados em termos do hardware necessário para transportar dados nos barra- mentos separados. Especificamente, cada um dos barramentos pode incluir cabeamento separado entre si. Ademais, alguns ou todos os barramentos separados podem ser do mesmo tipo. Por exemplo, um ou mais dos barra- mentos pode compreender uma rede de área local (LAN), tal como o Ether- net8 sobre cabeamento em par torcido não protegido e Wi-Fi. Conforme dis- cutido em mais detalhe a seguir, o hardware e/ou o software, tal como um
. roteador, pode ser usado para rotear dados sobre dados m um barramento entre os diferentes barramentos físicos.
. Como ainda outro exemplo, dois ou mais dos barramentos po- dem estar em diferentes segmentos em uma única estrutura de barramento . 5 eumoumais barramentos podem estar em barramentos físicos separados. Especificamente, o barramento de dados de sensor de alta velocidade 146 e o barramento de processamento de evento 147 podem ser de diferentes segmentos em um único barramento de dados, enquanto o barramento de ambiente de integração empresarial 114 pode estar em um barramento se- parado fisicamente.
Embora a figura 1 represente quatro barramentos, números me- nores ou maiores de barramentos podem ser usados para levar os quatro tipos listados de dados. Por exemplo, um único barramento não segmentado pode ser usado para comunicar os dados do sensor e os dados de proces- —samento de evento (trazendo o número total de barramentos para três), con- forme discutido a seguir. E o sistema pode operar sem o barramento de ser- viço de operações 130 e/ou o barramento de ambiente de integração empre- sarial 114.
O ambiente de IT pode ser compatível com SOA. Arquitetura O- rientada a Serviço (SOA) é um estilo de arquitetura de sistemas de compu- tador para criar e usar processos de negócios, empacotados como serviços, por todo seu ciclo de por meio de útil. A SOA também define e fornece a in- fraestrutura de IT para permitir que diferentes aplicativos troquem dados e participem em business processes. Embora o uso de SOA e o barramento seserviço empresarial sejam opcionais.
As figuras ilustram diferentes elementos dentro da arquitetura geral, tal como os seguintes: (1) NÚCLEO INDE 120; (2) SUBESTAÇÃO IN- DE 180; e (3) DISPOSITIVO INDE 188. Esta divisão dos elementos dentro da arquitetura geral é para fins de ilustração. Outra divisão dos elementos pode ser usada. A arquitetura INDE pode ser usada para suportar ambas as abordagens distribuída e centralizada para inteligência de rede e para forne- cer mecanismos para lidar com implantações em larga escala.
- A Arquitetura de Referência INDE é um exemplo da arquitetura técnica que pode ser implantada.
Por exemplo, pode ser um exemplo de à uma meta-arquitetura, usada para fornecer um ponto de início para desen- volver qualquer número arquiteturas técnicas específicas, uma para cada . 5 solução utilitária, conforme discutido a seguir.
Assim, a solução específica para um serviço público particular pode incluir um, alguns ou todos os ele- mentos na Arquitetura de Referência INDE.
E a Arquitetura de Referência INDE pode fornecer um pondo de início padronizado para desenvolvimento de solução.
É discutida a seguir a metodologia para determinar a arquitetura técnica específica para uma rede de energia particular.
A Arquitetura de Referência INDE pode ser uma arquitetura cor- porativa.
Seu propósito pode ser fornecer o quadro para gerenciamento pon- ta a ponta de dados de rede e análise e integração desses em sistemas e processos de serviço público.
Como a tecnologia da rede inteligente afeta todos os aspectos de processos de negócios de serviço público, deve-se estar ciente dos efeitos não somente nos níveis das instalações da rede, das operações e do consumidor, mas também nos níveis de apoio e empresarial.
Consequentemente, a Arquitetura de Referência INDE pode e faz referência a SOA de nível empresarial, por exemplo, com objetivo de dar suporte ao ambiente de SOA para fins de interface.
Isto não deverá ser tomado como um requisito que um serviço público deve converter seu ambiente de IT exis- tente em SOA antes que uma rede inteligente possa ser construída e usada.
Um barramento de serviço empresarial é um mecanismo útil para facilitar a integração de IT, mas não é requerido para fins de implantar o resto da solu- çãode rede inteligente.
A discussão a seguir se foca em diferentes compo- nentes dos elementos da rede inteligente INDE.
Grupos de Componente INDE Conforme discutido anteriormente, os diferentes componentes na Arquitetura de Referência INDE podem incluir, por exemplo: (1) núcleo inde 120; (2) SUBESTAÇÃO INDE 180; e (3) DISPOSITIVO INDE 188. As seguintes seções discutem esses três grupos de elementos de exemplo da Arquitetura de Referência INDE e fornecem descrições dos componentes de
- cada grupo.
Núcleo INDE : A figura 2 ilustra o NUCLEO INDE 120, que é a porção da Arqui- tetura de Referência INDE que pode se encontrar em um centro de controle - 5 de operações, conforme mostrado na figura 1. O NÚCLEO INDE 120 pode conter uma arquitetura de dados unificada para armazenamento de dados da rede e um esquema de integração para análise para operar sobre aque- les dados.
Esta arquitetura de dados pode usar o Modelo de Informação Comum (CIM) da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) Common como seu esquema de nível mais elevado.
O CIM da IEC é um padrão desenvolvi do pala indústria de energia elétrica que tem sido oficialmente adotado pela IEC, com o objetivo de permitir que o software aplicativo troque informações sobre a configuração e situação de uma rede elétrica.
Em adição, esta arquitetura de dados pode fazer uso de middle- ware de federação 134 para se conectar a outros tipos de dados de serviço público (tal como, por exemplo, dados do medidor, dados operacionais e históricos, repositórios de log e evento), e conectividade e repositórios de metadados em uma única arquitetura de dados que pode ter um único ponto de entrada para acesso por aplicativos de alto nível.
Sistemas em tempo real podem também acessar armazenamentos de dados chave por meio do bar- ramento de dados de alta velocidade e diversos armazenamentos de dados podem receber dados em tempo real.
Diferentes tipos de dados podem ser transportados dentre de um ou mais barramentos na rede inteligente.
Con- forme discutido a seguir, na seção da SUBESTAÇÃO INDE 180, os dados de subestação podem ser coletados e armazenados localmente na subesta- ção.
Especificamente, uma base de dados, que pode ser associada e próxi- ma à subestação, pode armazenar os dados da subestação.
A análise refe- rente ao nível de subestação pode também ser realizada nos computadores da subestação e armazenada na base de dados da subestação e todos ou —partedos dados pode ser transportado para o centro de controle.
Os tipos de dados transportados por incluir dados operacionais e não operacionais, eventos, dados de conectividade de rede e dados de loca-
. lização de rede. Os dados operacionais podem incluir, mas não se limitam a, estado do comutador, estado do alimentador, estado do capacitor, estado da . seção, estado do medidor, estado do FCI, estado do sensor de linha, tensão, corrente, energia real, energia reativa, etc. Os dados não operacionais po- .. 5 dem incluir, mas não se limitam a, qualidade da energia, confiabilidade da energia, integridade de ativo, dados de estresse, etc. Os dados operacionais e não operacionais pode ser transportados com uso de um barramento de dados operacionais/não operacionais 146. Os aplicativos de coleta de dados na transmissão de energia elétrica e/ou distribuição de eletricidade da rede de energia podem ser responsáveis por enviar alguns ou todos os dados para o barramento de dados operacionais/não operacionais 146. Desta for- ma, os aplicativos que precisam destas informações podem ser capazes de obter os dados assinando às informações ou invocando serviços que tornem estes dados disponíveis.
Os eventos podem incluir mensagens e/ou alarmes que se origi- nam dos vários dispositivos e sensores que são parte da rede inteligente, conforme discutido a seguir. Os eventos podem ser diretamente gerados a partir dos dispositivos e sensores na rede da rede inteligente assim como gerados pelos vários aplicativos de análise baseados nos dados de medição desses sensores e dispositivos. Exemplos de eventos podem incluir queda de medidor, alarme de medidor, queda de transformador, etc. Os componen- tes da rede como dispositivos da rede (sensores de energia inteligentes (tal como um sensor com um processador incorporado que pode ser programa- do para capacidade de processamento digital) sensores de temperatura, etc), componentes de sistema de energia que incluem processamento adi- cional incorporado (RTUs, etc), redes de medidor inteligentes (integridade de medidor, leituras do medidor, etc), e dispositivos de força de campo móveis (eventos de queda, conclusão de ordem de trabalho, etc) podem gerar da- dos de evento, dados operacionais e não operacionais. Os dados de evento gerados dentro da rede inteligente podem ser transmitidos por meio de um barramento de evento 147.
Os dados de conectividade da rede podem definir o desenho da
- manha de serviço público. Pode haver um desenho base que define o dese- nho físico dos componentes da rede (subestações, segmentos, alimentado- ; res, transformadores, comutadores, religadores, medidores, sensores, polos de serviço público, etc) e sua interconectividade em instalação. Com base . 5 nos eventos dentro da rede (falhas de componente, atividade de manuten- ção, etc), a conectividade da rede pode se alterar em uma base contínua. Conforme discutido em mais detalhe a seguir, a estrutura de como os dados são armazenados assim como a combinação dos dados permite a recriação histórica do desenho da rede em vários tempos passados. A conectividade darede dados pode ser extraída a partir do Sistema de Informações Geográ- ficas (GIS) em uma base periódica conforme as modificações na rede de serviço público são feitas e estas informações são atualizadas no aplicativo GIS.
Os dados de localização de rede podem incluir as informações sobre o componente da rede na rede de comunicação. Estas informações podem ser usadas para enviar mensagens e informações ao componente de rede particular. Os dados de localização de rede podem ser tanto inseridos manualmente na base de dados da Rede inteligente conforme novos com- ponentes da Rede inteligente são instalados como serem extraídos de um Sistema de Gerenciamento de Ativos se estas informações são mantidas externamente. Conforme discutido em mais detalhe a seguir, os dados podem ser enviados a partir de vários componentes na rede (tal como a SUBESTA- ÇÃO INDE 180 e/ou o DISPOSITIVO INDE 188). Os dados podem ser envi- —adosparao núcleo inde 120 de forma sem fio, com fio ou uma combinação de ambas. Os dados podem ser recebidos pelas redes de comunicações do serviço público 160, que podem enviar os dados para dispositivo de rotea- mento 190. O dispositivo de roteamento 190 pode compreender software e/ou hardware para gerenciar o roteamento de dados em um segmento de um barramento (quando o barramento compreende uma estrutura de barra- mento segmentada) ou em um barramento separado. O dispositivo de rote- amento pode compreender um ou mais comutadores ou um roteador. O dis-
- positivo de roteamento 190 pode compreender um dispositivo de rede cujo software e hardware roteia e/ou direciona os dados a um ou mais dos bar- ramentos. Por exemplo, o dispositivo de roteamento 190 pode rotear dados | operacionais e não operacionais para o barramento de dados operacio- .. 5 nais/não operacionais 146. O roteador pode também rotear dados de evento para o barramento de evento 147.
O dispositivo de roteamento 190 pode determinar como ratear os dados com base em um ou mais métodos. Por exemplo, o dispositivo de rote- amento 190 pode examinar um ou mais cabeçalhos nos dados transmitidos para determinar se roteia os dados para o segmento pelo barramento de dados operacionais/não operacionais 146 ou para o segmento pelo barramento de evento 147. Especificamente, um ou mais cabeçalhos nos dados pode indicar se os dados são dados operacionais/não operacionais (de forma que o disposi- tivo de roteamento 190 roteie os dados para o barramento de dados operacio- —nais/não operacionais 146) ou se os dados são dados de evento (de forma que O dispositivo de roteamento 190 roteie o barramento de evento 147). Alternati- vamente, o dispositivo de roteamento 190 pode examinar a carga útil dos dados para determinar o tipo de dados (por exemplo, o dispositivo de rotea- mento 190 pode examinar o formato dos dados para determinar se os dados sãodados operacionais/não operacionais ou dados de evento).
Um dos armazenamentos, tal como o depósito de dados opera- cionais 137 que armazena os dados operacionais, pode ser implantado co- mo base de dados realmente distribuída. Outro dos armazenamentos, o his- tórico (identificado como dados históricos 136 nas figuras | e 2), pode ser implantado como uma base de dados distribuída. As outras "extremidades" dessas duas bases de dados podem estar localizadas no grupo da SUBES- TAÇÃO INDE 180 (discutida a seguir). Ademais, os eventos podem ser ar- mazenados diretamente em qualquer dos vários armazenamentos de dados por meio do barramento de processamento de evento complexo. Especifi- camente, os eventos podem ser armazenados em log de evento 135, que podem ser um repositório para todos os eventos que foram publicados no barramento de evento 147. O log de evento pode armazenar um, alguns ou
. todos os seguintes: id de evento; tipo de evento; fonte de evento; prioridade de evento; e tempo de geração de evento. O barramento de evento 147 não precisa armazenar os eventos por um longo tempo, fornecendo a persistên- ' cia para todos os eventos.
. 5 O armazenamento dos dados pode ser de forma que os dados possam estar o mais próximo da fonte quanto possível ou praticável. Em uma implantação, isto pode incluir, por exemplo, os dados da subestação serem armazenados na SUBESTAÇÃO INDE 180. Mas estes dados podem também ser requeridos no nível do centro de controle de operações 116 pa- ra diferenciar tipos de decisões que consideram a rede em um nível muito mais granular. Em conjunto com uma abordagem inteligente distribuída, uma abordagem de dados distribuídos pode ser adotada para facilitar a disponibi- lidade de dados em todos os níveis da solução através do uso de enlaces da base de dados e serviços de dados conforme aplicável. Desta forma, a solu- çãoparao armazenamento dos dados históricos (que podem ser acessíveis no nível de controle de operações 116) pode ser similar àquela de armaze- namento dos dados operacionais. Os dados podem ser armazenados local- mente na subestação e os enlaces da base de dados configurados na ins- tância de repositório no centro de controle fornecem acesso aos dados nas subestações individuais. A análise da subestação pode ser realizada local- mente na subestação com uso do armazenamento local de dados. A análise histórica/coletiva pode ser realizada no nível de controle de operações 116 acessando-se os dados nas instâncias da subestação local com uso dos enlaces da base de dados links. Alternativamente, os dados podem ser ar- —mazenados centralmente no núcleo inde 120. No entanto, dada a quantidade de dados que pode precisar ser transmitida a partir dos DISPOSITIVOS IN- DE 188, o armazenamento dos dados nos DISPOSITIVOS INDE 188 pode ser preferencial. Especificamente, se há centenas ou dezenas de centenas de subestações (o que pode ocorrer em uma rede de energia), a quantidade de dados que precisa ser transmitida para o núcleo inde 120 pode criar um afunilamento de comunicações.
Finalmente, o NÚCLEO INDE 120 pode programar ou controlar
- uma, algumas ou todas as SUBESTAÇÕES INDE 180 ou DISPOSITIVOS INDE 188 na rede de energia (discutido a seguir). Por exemplo, o núcleo inde 120 pode modificar a programação (tal como descarregar um programa atualizado) ou fornecer um comando de controle para controlar qualquer as- -. 5 —pectoda SUBESTAÇÃO INDE 180 ou DISPOSITIVO INDE 188 (tal como controle dos sensores ou análise). Outros elementos, não mostrados na figu- ra 2, podem incluir vários elementos de integração para dar suporte a esta arquitetura lógica.
A Tabela 1 descreve certos elementos do NÚCLEO INDE 120 conforme representados na figura 2. Elemento NÚCLEO INDE Descrição Serviços CEP 144 Fornece alta velocidade, processamento de fluxo de evento de baixa latência, filtragem de evento e correlação de evento de múltiplos fluxos Aplicativos de Análise de | Pode consistir em qualquer número de aplicativos Rede Centralizada 139 de análise comercial ou personalizada que seja usado de uma maneira de tempo não real, ope- rando primariamente a partir dos armazenamentos de dados no NÚCLEO Serviços de Visualização/ | Suporte para visualização de dados, estados e Notificação 140 fluxos de evento, e notificações automáticas com base em acionadores de evento Serviços de Gerenciamento | Serviços (tais como Serviços de Suporte a Aplica- de Aplicativo 141 tivos 142 e Suporte de Computação Distribuída 143) que dão suporte à iniciação e execução de aplicativo, serviços da web e dão suporte para computação distribuída e descarregamento de programa remoto automático (por exemplo, OSGi) Serviços de Gerenciamento | Monitoramento automático de redes de comunica- de Rede 145 ção, aplicativos e bases de dados; monitoramento de integridade do sistema, análise de causa-raiz de falha (não rede) Serviços de Metadados da | Serviços (tais como Serviços de Conectividade Rede 126 127, Tradução de Nome 128 e Serviço TEDS 129) para armazenamento, recuperação e atualização de metadados do sistema, incluindo rede de co- nectividade de rede e comunicação/sensor, listas de ponto, calibrações de sensor, protocolos, pon- tos de configuração de dispositivo, etc
' Serviços de Dados da re- | Serviços (tais como Serviços de Dados do Sensor de/Análise 123 124 e Serviços de Gerenciamento de Análise 125)
para dar suporte ao acesso a dados da rede e À análise da rede; gerenciamento de análise Sistema de Gerenciamento | Funções do sistema de gerenciamento de dados o. de Dados do Medidor 121 do medidor (por exemplo, Lodestar) Serviços de Dados do Medi- | Vide discussão a seguir " dor AMOS '
Barramento de Processa- | Barramento de mensagem dedicado à movimen-
mento de Evento Complexo | tação de fluxos de mensagem de evento- o pro-
em Tempo Real 147 pósito de um barramento dedicado é fornecer alta largura de banda e baixa latência para inundações altamente rajadas de mensagens de evento.
À mensagem de evento pode ser na forma de men- sagem XML.
Outros tipos de mensagens podem ser usados.
Os eventos podem ser segregados a partir de da- dos operacionais/não operacionais, e podem ser transmitidos em um barramento separado ou de- dicado.
Os eventos têm tipicamente uma priorida- de mais alta como normalmente necessitam de alguma ação imediata de uma perspectiva opera- cional de serviço público (mensagens a partir de medidores defeituosos, transformadores, etc.). O barramento de processamento de evento (e o serviço de processamento de correlação de even- to associado representado na figura 1) pode filtrar inundações de eventos baixo uma interpretação que pode ser melhor atuada mediante outros dis- positivos.
Em adição, o barramento de processa- mento de evento pode tomar múltiplos fluxos de evento, encontrar vários padrões que ocorrem através dos múltiplos fluxos de evento e fornecer uma interpretação de múltiplos fluxos de evento.
Desta forma, o barramento de processamento de evento pode não examinar simplesmente os da- dos de evento a partir de um único dispositivo, ao invés disto busca múltiplos dispositivos (incluindo múltiplas classes de dispositivos que podem não estar aparentemente relacionadas) com o objetivo
"” de encontrar correlações.
A análise dos fluxos O únicos e múltiplos pode ser baseada em regras Barramento — de — dados |Os dados operacionais podem incluir dados que : Op/Não Op em Tempo Real | refletem o estado atual do estado elétrico da rede 146 que pode ser usado no controle da rede (por e- n. xemplo, correntes, tensões, energia real, energia reativa, etc.). Os dados não operacionais podem . incluir dados que refletem a "integridade" ou a condição de um dispositivo.
Os dados operacionais foram previamente trans- mitidos diretamente para um dispositivo específico (assim criando um problema "silo" potencial de não tornar os dados disponíveis para outros dis- positivos ou outros aplicativos). Por exemplo, da- dos operacionais previamente foram transmitidos para o sistema SCADA (Controle de Supervisão E Aquisição de Dados) para gerenciamento da rede (monitoramento e controle da rede). No entanto, com uso da estrutura de barramento, os dados operacionais podem também ser usados para car- regar balanceamento, utilização/otimização de ativos, planejamento de sistema, etc., conforme discutido, por exemplo, nas figuras 10 a 19. Os dados não operacionais foram previamente obtidos enviando-se uma pessoa a campo para coletar os dados operacionais (ao invés de enviar automaticamente os dados não operacionais para um repositório central). Tipicamente, os dados operacionais e não opera- cionais são gerados nos vários disposítivos na rede em tempos predeterminados.
Isto em con- traste aos dados de evento, que tipicamente são gerados em rajadas, conforme discutido a seguir.
Um barramento de mensagem pode ser dedicado à movimentação de fluxos de dados operacionais e não operacionais a partir de subestações e dis- positivos da rede.
O propósito de um barramento dedicado pode ser fornecer baixa latência constante através da colo- cação para combinar os fluxos de dados; confor- me discutido em outra parte, um único barramento pode ser usado para transmissão de ambos os
7 dados operacionais e não operacionais e os dados de processamento de evento em algumas circuns- tâncias (efetivamente combinando o barramento ç de dados operacionais/não operacionais com o barramento de processamento de evento). . Barramento de serviço de | O barramento de mensagem que dá suporte à operações 130 integração de aplicativos de operações de serviço - público típicos (EMS (sistema de gerenciamento de energia), DMS (sistema de gerenciamento de distribuição), OMS (sistema de gerenciamento de queda), GIS (sistema de informações geográfi- cas), expedição) com sistemas e funções mais novas de rede inteligente (DRMS (sistema de ge- renciamento de resposta de demanda), análise externa, CEP, visualização). Os vários barramen- tos, incluindo o Barramento de dados operacio- nais/não operacionais 146, o barramento de dados de Evento 147, e o barramento de serviço de ope- rações 130 pode obter alimentações de clima, etc.
por meio de um quadro de segurança 117. O barramento de serviço de operações 130 pode servir como o fornecedor de informações sobre a rede inteligente para os aplicativos de apoio de serviço público, conforme mostrado na figura 1. Os aplicativos de análise podem tornar os dados crus a partir dos sensores e dispositivos na rede em informações acionáveis que estarão disponí- veis para aplicativos de serviço público para reali- zar ações para controlar a rede. Embora a maioria das interações entre os aplicativos de apoio de serviço público e o NUCLEO INDE 120 espera-se que ocorra através deste barramento, os aplicati- vos de serviço público terão acesso a outros dois barramentos e consumirão dados a partir desses barramentos também (por exemplo, leituras de medidor a partir do barramento de dados op/não op 146, eventos de queda a partir do barramento de evento 147) Depósitos de Dados CIM | Armazenamento de dados de nível superior para a 132 organização de dados da rede; usa o esquema de dados CIM IEC; fornece o ponto de contato primá- rio para acesso a dados da rede a partir dos sis- temas operacionais e sistemas empresariais. Mid-
Descrição . dileware de federação permite a comunicação com Pa as várias bases de dados.
Depósito de Conectividade | O depósito de conectividade 131 pode conter as À 131 informações de conectividade elétrica dos compo- nentes da rede. Estas informações podem ser r- derivadas do Sistema de Informações Geográficas (GIS) do serviço público que mantém a assim .- construída localização geográfica dos componen- tes que complementam a rede. Os dados no de- pósito de conectividade 131 podem descrever as informações hierárquicas sobre todos os compo- nentes da rede (subestação, alimentador, seção, segmento, ramificação, seção t, interruptor de cir- cuito, religador, comutador, etc. — basicamente todos os ativos). O depósito de conectividade 131 pode ter as informações de ativo e conectividade conforme construído. Assim, o depósito de conec- tividade 131 pode compreender a base de dados de ativo que inclui todos os dispositivos e senso- res anexados aos componentes da rede.
Depósito de Metadados 133 | O depósito de metadados 133 pode fornecer a- cesso rápido a dados de uso de medidor para análise. Este repositório pode manter todas as informações de leitura de medidor dos medidores das instalações do cliente. Os dados coletados dos medidores podem ser armazenados em depósito de metadados 133 e fornecidos a outros aplicativos de serviço público para faturamento (ou outras operações de apoio) assim como outras análises.
Logs de Evento 135 Acúmulo de arquivos de log incidentais à opera- ção de vários sistemas de serviço público. Os logs de evento 135 podem ser usados para análise de repositório morto de eventos e para dados faltan- tes.
Dados históricos 136 Arquivo de dados de telemetria na forma de um histórico de dados padrão. Os dados históricos 136 podem manter os dados não operacionais de série de tempo assim como os dados históricos operacionais. A análise referente a itens como a qualidade da energia, confiabilidade, integridade de ativo, etc. pode ser realizada com uso de da- dos em dados históricos 136. Adicionalmente,
Elemento NÚCLEO INDE Descrição ? conforme discutido a seguir, os dados históricos 136 podem ser usados para derivar a topologia da : rede em qualquer ponto no tempo com uso dos S dados históricos operacionais neste repositório em conjunto com a topologia de rede assim construí- . - da armazenada no repositório de dados de conec- tividade. Ademais, os dados podem ser armaze- - nados como uma gravação plana, conforme discu- tido a seguir.
Dados Operacionais 137 Os dados operacionais 137 podem compreender uma base de dados operacionais da rede em tem- po real. Os Dados Operacionais 137 podem ser construídos na forma verdadeiramente distribuída com elementos nas subestações (com enlaces em Dados Operacionais 137) assim como o centro de Operações. Especificamente, os Dados Operacio- nais 137 podem manter medições de dados obti- das a partir dos sensores e dispositivos anexados aos componentes da rede. As medições de dados históricos não são mantidas neste armazenamen- to de dados, sendo ao invés disso mantidas em dados históricos 136. As tabelas de base de da- dos nos Dados Operacionais 137 podem ser atua- lizadas com as últimas medições obtidas a partir desses sensores e dispositivos.
Arquivos DFR/SER 138 Gravador de falha digital e arquivos de registro de eventos em série; usados para análise de evento e dados mining; os arquivos geralmente são cria- dos nas subestações por sistemas e equipamento de serviço público.
Tabela 1: Elementos do NÚCLEO INDE Conforme discutido na Tabela 1, o barramento de dados em tempo real 146 (que comunica os dados operacionais e não operacionais) e o barramento de processamento de evento complexo em tempo real 147 (que comunica os dados de processamento de evento) em um único barra- mento 346. Um exemplo disto é ilustrado no diagrama em bloco 300 na figu- ra3. Conforme mostrado na figura 1, os barramentos são separados para fins de desempenho. Para processamento CEP, a baixa latência pode
. ser importante para certos aplicativos que são sujeitos a intermitências de mensagem muito grandes. A maioria dos fluxos de dados da rede, por outro lado, é mais ou menos constante, com exceção de arquivos de registro de É falha digital, mas esses podem ser normalmente recuperados em uma base .. 5 controlada, apesar de intermitências de evento serem assíncronas e aleató- rias.
: A figura 1 ademais mostra elementos adicionais no centro de controle de operações 116 separados do NÚCLEO INDE 120. Especiífica- mente, a figura 1 ademais mostra Extremidade(s) de Cabeçalho de Coleta de Dados do Medidor 153, um sistema que é responsável por comunicar-se com medidores (tais como coletar dados a partir destes e fornecer os dados coletados para o serviço público). O Sistema de Gerenciamento de Resposta de Demanda 154 é um sistema que se comunica com equipamento em uma ou mais instalações do consumidor que podem ser controladas pelo serviço público. O sistema de gerenciamento de queda 155 é um sistema que auxilia um serviço público no gerenciamento de quedas rastreando a localização de quedas, gerenciando o que está sendo expedido e como eles estão sendo fixados. O Sistema de Gerenciamento de Sistema 156 é um sistema de con- trole de nível de sistema de transmissão que controla os dispositivos nas subestações (por exemplo) na rede de transmissão. Sistema de Gerencia- mento de Distribuição 157 é um sistema de controle de nível de sistema de distribuição que controla os dispositivos nas subestações e dispositivos ali- mentadores (por exemplo) para malhas de distribuição. Os Serviços de Rede de IP 158 são uma coleção de serviços que operam em um ou mais servido- res que suportam comunicações do tipo IP (tais como DHCP e FTP). O Sis- tema de Metadados de Expedição 159 é um sistema que transmite/recebe mensagens para terminais de dados móveis em campo. As Ferramentas de Análise de Fluxo de Circuito & Carregamento, Planejamento, Análise de Ilu- minação e Simulação de Rede 152 são uma coleção de ferramentas usadas porum serviço público no desenho, análise e planejamento para malhas. À IVR (resposta de voz integrada) e o Gerenciamento de Chamada 151 são sistemas para movimentar chamadas de consumidores (automática ou por
: atendentes). As chamadas de telefone de entrada com relação a quedas podem ser automaticamente ou manualmente inseridas e direcionadas ao Sistema de gerenciamento de queda 155. O Sistema de Gerenciamento de : Trabalho 150 é um sistema que monitora e gerencia ordens de trabalho. O ..- 5 Sistema de informações geográficas 149 é uma base de dados que contém informações sobre onde ativos estão localizados geograficamente e como os : ativos estão conectados juntos. Se o ambiente tem uma Arquitetura Orienta- da de Serviços (SOA), Suporte de SOA de Operações 148 é uma coleção de serviços para dar suporte a ambiente de SOA.
Um ou mais sistemas no Centro de controle de operações 116 que estão fora do INDE Core 120 são sistemas de produto legado que um serviço público pode ter. Exemplos desses sistemas de produto legado in- cluem o Suporte de SOA de Operações 148, o Sistema de informações geo- gráficas 149, o Sistema de Gerenciamento de Trabalho 150, o Gerenciamen- to de Chamada 151, Ferramentas de Análise de Fluxo de Circuito & Carre- gamento, Planejamento, Análise de Iluminação e Simulação de Rede 152, Extremidade(s) de Cabeçalho de Coleta de Dados do Medidor 153, Sistema de gerenciamento de resposta de demanda 154, Sistema de gerenciamento de queda 155, Sistema de gerenciamento de sistema 156, Sistema de Ge- renciamento de Distribuição 157, Serviços de Rede de IP 158 e Sistema de Metadados de Expedição 159. No entanto, esses sistemas de produto lega- do podem não ser capazes de processar ou movimentar dados que são re- cebidos a partir de uma rede inteligente. O núcleo INDE 120 pode ser capaz de receber os dados a partir da rede inteligente, processar os dados a partir da rede inteligente e transferir os dados processados para um ou mais sis- temas de produto legado de uma forma que os sistemas de produto legado possam usar (tal como formatação particular para o sistema de produto le- gado). Desta forma, o núcleo INDE 120 pode ser visto como um middleware.
O centro de controle de operações 116, que inclui o NÚCLEO —INDE 120, pode se comunicar com o IT Empresarial 115. Falando de forma geral, a funcionalidade no IT Empresarial 115 compreende operações de apoio. Especificamente, o IT Empresarial 115 pode usar o barramento de
. ambiente de integração empresarial 114 para enviar dados para vários sis- temas dentro do IT Empresarial 115, incluindo Depósito de Dados de Negó- cio 104, Aplicativos de Inteligência de Negócios 105, Planejamento de Re- curso Empresarial 106, vários Sistemas Financeiros 107, Sistema de Infor- .. 5 —maçõesde Consumidor 108, Sistema de Recursos Humanos 109, Sistema de Gerenciamento de Ativo 110, Supor de SOA Empresarial 111, Sistema de õ Gerenciamento de Rede 112 e Serviços de Mensagem Empresarial 113. O IT Empresarial 115 pode ademais incluir um portal 103 para de comunicar com a Internet 101 por meio de um firewall 102.
SUBESTAÇÃO INDE A figura 4 ilustra um exemplo da arquitetura de alto nível para o grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180. Este grupo pode compreender elemen- tos que estão realmente hospedados na subestação 170 em um abrigo de controle da subestação em um ou mais servidores co-localizados com aos eletrônicos e sistemas da subestação. A Tabela 2 abaixo lista e descreve certos elementos do grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180. Os serviços de segurança de dados 171 podem ser uma parte do ambiente da subestação; alternativamente, podem ser in- tegrados ao grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180. Armazenamento de dados não operacio- | Dados de desempenho e integridade; nais 181 este é um componente de dados de histórico distribuídos Armazenamento de dados operacionais | Dados de estado da rede em tempo 182 real; este é parte de uma base de da- dos realmente distribuída Coluna de Interface/Comunicações 187 | Suporte para comunicações, incluindo TCP/IP, SNMP, DHCP, SFTP, IGMP, ICMP, DNP3, IEC 61850, etc. Suporte de computação distribuí- | Suporte para distribuição de programa da/remota 186 remoto, comunicação interprocesso, etc. (DCE, JINI, OSGi, por exemplo) Processamento de SinalForma de onda | Suporte para componentes de proces- 185 samento de sinal digital em tempo real; normalização de dados; conversões de unidade de planejamento í Processamento de Detecção/Classífica- | Suporte para processamento de fluxo ção 184 de evento em tempo real, detectores e classificadores de evento/forma de : onda (ESP, ANN, SVM, etc.) Análise de Subestação 183 Suporte para aplicativos de análise em o. tempo real programável; mestre de varredura DNP3; ” A análise da subestação pode permitir a análise dos dados operacionais e não operacionais em tempo real com o objetivo de determinar se um "evento" ocorreu. A determinação do "evento" pode ser baseada em regras com as regras que determinam se uma dentre a pluralidade de possíveis eventos o- corre com base nos dados. A análise da subestação pode também permitir a modificação automática da operação da subestação com base em um de- terminado evento. Desta forma, a rede (incluindo várias porções da rede) po- de ser "autocorrigida”". Este aspecto de "autocorreção" evita a necessidade de que os dados sejam transmitidos para uma autoridade central, que os dados sejam analisados na autoridade central e um comando seja enviado a partir da autoridade central para a rede antes do problema na rede ser corrigido. Em adição à determinação do "even- to”, a análise da subestação pode tam- bém gerar uma ordem de trabalho para transmissão a uma autoridade central. A ordem de trabalho pode ser usada, por exemplo, para programar um repa- ro de um dispositivo, tal como uma subestação.
Subestação LAN 172 Leitura local dentro da subestação a várias porções da subestação, tal co- mo retransmissão de microprocessa- dor 173, instrumentação da subesta- ção 174, registros de arquivo de even- to 175 e RTUs de estação 176.
| ternamente com várias redes de co- ; municação de serviço público por meio da camada de serviços de segurança e. Tabela 2: Elementos da SUBESTAÇÃO INDE Conforme discutido anteriormente, diferentes elementos dentro r da rede inteligente podem incluir funcionalidade adicional que inclui capaci- dade adicionais de processamento/analítica e recursos da base de dados. O —usodesta funcionalidade adicional dentre de vários elementos na rede inteli- gente permite arquiteturas distribuídas com gerenciamento e administração centralizados de desempenho de aplicativos e rede. Por razões funcionais, de desempenho e escalabilitdade, uma rede inteligente que envolve de cen- tenas a dezenas de centenas de SUBESTAÇÕES INDE 180 e de dezenas de centenas a milhões de dispositivos de rede pode incluir processamento, gerenciamento de dados e comunicações de processo distribuídos.
A SUBESTAÇÃO INDE 180 pode incluir um ou mais processa- dores e um ou mais dispositivos de memória (tal como dados não operacio- nais da subestação 181 e dados de operações da subestação 182). Os da- dos não operacionais 181 e dados de operações da subestação 182 podem estar associados e próximos à subestação, tal como localizados em ou so- bre a SUBESTAÇÃO INDE 180. A SUBESTAÇÃO INDE 180 pode ademais incluir componentes da rede inteligente que são responsáveis pela observa- bilidade da rede inteligente em um nível de subestação. Os componentes da —SUBESTAÇÃO INDE 180 podem fornecer três funções primárias: aquisição e armazenamento de dados operacionais no armazenamento de dados ope- racionais distribuídos; aquisição de dados não operacionais e armazena- mento no histórico; e processamento de análise local em uma base de tem- po real (tal como um subsegundo). O processamento pode incluir processa- mento de sinal de formas de onda de tensão e corrente, processamento de detecção e classificação, incluindo processamento de fluxo de evento; e co- municações de resultados de processamento para sistemas locais e disposi- tivos assim como para sistemas no centro de controle de operações 116. A
S comunicação entre a SUBESTAÇÃO INDE 180 e outros dispositivos na rede pode ser com fio, sem fio ou uma combinação de com e sem fio. Por exem- : plo, a transmissão de dados a partir da SUBESTAÇÃO INDE 180 para o centro de controle de operações 116 pode ser com fio. À SUBESTAÇÃO .. 5 INDE 180 pode transmitir dados, tais como dados operacionais/não opera- cionais ou dados de evento, para o centro de controle de operações 116. O : dispositivo de roteamento 190 pode rotear os dados transmitidos para um dentre o barramento de dados operacionais/não operacionais 146 ou o bar- ramento de evento 147.
A otimização de resposta de demanda para gerenciamento de perda de distribuição pode também ser realizada aqui. Esta arquitetura está em concordância com o princípio de arquitetura de aplicativo distribuído pre- viamente discutido.
Por exemplo, os dados de conectividade podem ser duplicados na subestação 170 e no centro de controle de operações 116, assim permi- tindo que uma subestação 170 opere independentemente mesmo se a rede de comunicação de dados para o centro de controle de operações 116 não esteja funcionando. Com estas informações (conectividade) armazenadas localmente, a análise da subestação pode ser realizada localmente mesmo seoenlacede comunicação para o centro de controle de operações estiver inoperante.
Similarmente, os dados operacionais podem ser duplicados no centro de controle de operações 116 e nas subestações 170. Os dados a partir dos sensores e dispositivos associados a uma subestação particular podem ser coletados e a última medição pode ser armazenada neste arma- zenamento de dados na subestação. As estruturas de dados do armazena- mento de dados operacionais podem ser as mesmas e, portanto os enlaces da base de dados podem ser usados para fornecer acesso contínuo a dados que se encontram nas subestações através da instância do armazenamento dedados operacionais no centro de controle. Isto fornece uma variedade de vantagens que inclui aliviar a replicação de dados e permitir que a análise de dados da subestação, que é mais sensível ao tempo, ocorra localmente e
. sem confiar na disponibilidade de comunicação além da subestação. A aná- lise de dados no nível de controle de operações 116 pode ser menos sensí- . vel a tempo (como o centro de controle de operações 116 pode tipicamente examinar dados históricos para discernir padrões que são mais previsíveis, .. 5 aoinvésde reativos) e pode ser capaz de trabalhar a cerca de problemas de rede se houver.
7 Finalmente, os dados históricos podem ser armazenados local- mente na subestação e uma cópia dos dados pode ser armazenada no cen- tro de controle. Ou enlaces da base de dados podem ser configurados na instância do repositório no centro de controle de operações 116, fornecendo ao centro de controle de operações acesso aos dados nas subestações indi- viduais. A análise da Subestação pode ser realizada localmente na subesta- ção 170 com uso do armazenamento de dados local. Especificamente, o uso da capacidade adicional de inteligência e armazenamento na subestação permite que a subestação analise a si própria sem entrada a partir de uma autoridade central. Alternativamente, a análise histórica/coletiva também po- de ser realizada no nível de controle de operações 116 acessando-se os dados nas instâncias da subestação local com uso dos enlaces da base de dados links.
DISPOSITIVO INDE O grupo do DISPOSITIVO INDE 188 pode compreendem qual- quer variedade de dispositivos dentro da rede inteligente, incluindo vários sensores dentro da rede inteligente, tal como vários dispositivos de rede de distribuição 189 (por exemplo, sensores de linha nas linhas de energia), me- —didores 163 nas instalações do consumidor, etc. O grupo do DISPOSITIVO INDE 188 pode compreender um dispositivo adicionado à rede com funcio- nalidade particular (tal como uma Unidade de Terminal Remoto inteligente (RTU) que inclui programação dedicada), ou pode compreender um disposi- tivo existente dentro da rede com funcionalidade adicionada (tal como uma —RTU superior de polo de arquitetura aberta existente que já está no local na rede que pode ser programada para criar um sensor de linha inteligente ou dispositivo inteligente de rede). O DISPOSITIVO INDE 188 pode ademais
R incluir um ou mais processadores e um ou mais dispositivos de memória. Os dispositivos da rede existentes podem não ser abertos a par- tir do ponto de vista do software, e podem não ser capazes de suportar mui- ! to na forma de leitura moderna ou serviços de software. Os dispositivos da . 5 rede existentes podem ter sido destinados para adquirir e armazenar dados para descarregamento ocasional para algum outro dispositivo tal como um Y computador portátil, ou para transferir arquivos em lote por meio da linha PSTN para um hospedeiro remoto em demanda. Esses dispositivos podem não ser destinados para operação em um ambiente de rede em tempo real. Nesses casos, os dados do dispositivo da rede podem ser obtidos no nível da subestação 170, ou no nível de controle de operações 116, dependendo de como a rede de comunicações existente foi designada. No caso de rede de medidores, será normalmente o caso de que os dados são obtidos a par- tir de mecanismo de coleta de dados de medidor, já que as redes de medi- dorsão normalmente fechadas e os medidores podem não ser endereçados diretamente. Como essas redes evolvem, medidores e outros dispositivos de rede podem ser individualmente endereçáveis, de forma que os dados pos- sam ser transportados diretamente para onde forem necessários, o qual po- de não ser necessariamente o centro de controle de operações 116, mas pode ser qualquer outro lugar na rede.
Os dispositivos tais como indicadores de circuito com falha po- dem ser combinados com cartões de interface de rede sem fio, para cone- xão sobre redes sem fio de velocidade moderada (tal como 100 kbps). Esses dispositivos podem reportar a situação por exceção e executar funções pré- programadas fixas. A inteligência de muitos dispositivos da rede pode ser aumentada com uso de RTUs inteligentes locais. Ao invés de ter RTUs topo de pole que são designadas como função fixa, dispositivos de arquitetura fechada, as RTUs podem ser usadas como dispositivos de arquitetura aberta que podem ser programadas por terceiros e que podem servir como um — DISPOSITIVO INDE 188 na Arquitetura de Referência INDE . Além disso, os medidores nas instalações do consumidor podem ser usados como senso- res. Por exemplo, os medidores podem medir o consumo (tal como quanta
. energia é consumida para fins de faturamento) e podem pedir tensão (para usar em otimização de volt/VAr). A figura 5 ilustra uma arquitetura de exemplo para grupo de DISPOSITIVO INDE 188. A Tabela 3 descreve certos elementos do DISPO- .. 5 SITIVOINDE 188. O disposítivo da rede inteligente pode incluir um proces- sador incorporado, assim os elementos de processamento são menos como ' serviços SOA e mais como rotinas de biblioteca de programa em tempo real, já que o grupo de DISPOSITIVO é implantado em um DSP em tempo real dedicado ou microprocessador.
ELEMENTOS DO DISPOSITIVO | Descrição
INDE Buffer circular 502 O armazenamento em buffer circular local para formas de onda digitais amostradas a partir de transdutores analógicos (formas de onda de tensão e corrente, por exemplo) o qual pode ser usado para manter os da- dos para formas de onda em períodos de tempo diferentes de forma que se um even- to for detectado, os dados de forma de on- da que levam até o evento podem ser tam- bém armazenados Buffers de situação do dispositivo | O armazenamento em buffer para estado 504 de dispositivo externo e dados de transição de estado Rastreador de frequência de três | Computa uma estimativa de execução da fases 506 frequência de energia a partir de todas as três fases; usado para correção de fre- quência para outros dados assim como em medidas de estabilidade da rede e qualida- de de energia (especialmente no que se refere a DG) Bloco transformante de Fourier 508 | Conversão de formas de onda de domínio de tempo em domínio de frequência para permitir análise de domínio de frequência Análise de sinal de domínio de tem- | Processamento dos sinais no domínio de po 510 tempo; extração de medidas de comporta- mento de transiente e envelope Análise de sinal de domínio de fre- | Processamento dos sinais no domínio de quência 512 frequência; extração de parâmetros de RMS e energia
ELEMENTOS DO DISPOSITIVO | Descrição 7 INDE Análise de sinal secundário 514 Cálculo e compensação de fasores; cálculo de medidas de erro/falha selecionados ' Análise de sinal terciário 516 Cálculo de sincrofasores com base em temporização de GPS e um ângulo de refe- ” rência do sistema Análise de evento e acionadores | Processamento de todas as análises para . 518 detecção de evento e acionamento de cap- tura de arquivo.
Diferentes tipos de DIS- POSITIVOS INDE podem incluir diferentes capacidades analíticas de evento.
Por e- xemplo, um sensor de linha pode examinar eventos ITIC, examinando picos na forma de onda.
Se um pico ocorrer (ou uma série de picos ocorrer), o sensor de linha, com a capacidade analítica de evento, pode de- terminar que um "evento" ocorreu e tam- bém pode fornecer uma recomendação conforme o caso do evento.
A capacidade analítica de evento pode ser baseada em regras, com diferentes regras sendo usa- das por diferentes DISPOSITIVOS INDE e diferentes aplicativos.
Armazenamento de arquivo - captu- | Captura de dados a partir dos buffers circu- ra/formatação/transmissão 520 lares com base em acionadores de evento Serviço de fluxo contínuo de forma | Suporte para fluxo contínuo de formas de de onda 522 onda para um cliente de exibição remota Coluna de comunicações Suporte para comunicações em rede e car- regamento de programa remoto Temporização de GPS 524 Fornece temporização de alta resolução para coordenar aplicativos e sincronizar coleta de dados através de uma área geo- gráfica ampla.
Os dados gerados podem incluir carimbo de tempo de quadro de da- dos de GPS 526. Análise de situação 528 Captura de dados para mensagens de situ- ação Tabela 3: Elementos do DISPOSITIVO INDE A figura 1 ademais representa instalações do consumidor 179, que podem incluir um ou mais Medidores Inteligentes 163, um exibidor do- miciliar 165, um ou mais sensores 166 e um ou mais controles 167. Na práti-
: ca, os sensores 166 podem registrar os dados em um ou mais dispositivos nas instalações do consumidor 179. Por exemplo, um sensor 166 pode re- distrar os dados em vários aparelhos principais dentro das instalações do consumidor 179, tal como o forno, aquecedor de água quente, condicionador .. 5 dear etc Os dados a partir de um ou mais sensores 166 podem ser envia- dos ao Medidor Inteligente 163, que pode empacotar os dados para trans- a missão para o centro de controle de operações 116 por meio da rede de co- municação de serviço público 160. O exibidor domiciliar 165 pode fornecer ao consumidor nas instalações do consumidor um dispositivo de saída para ver, inem tempo real, dados coletados a partis do Medidor Inteligente 163 e o um ou mais sensores 166. Em adição, um dispositivo de entrada (tal como um teclado) pode ser associado ao exibidor domiciliar 165 de forma que o consumidor possa se comunicar com o centro de controle de operações 116. Em uma modalidade, o exibidor domiciliar 165 pode compreender um com- —putador que se encontra nas instalações do consumidor.
As instalações do consumidor 165 podem ademais incluir os controles 167 que podem controlar um ou mais dispositivos nas instalações do consumidor 179. Vários aparelhos nas instalações do consumidor 179 podem ser controlados, tal como o aquecedor, o condicionador de ar, etc., dependen- dodos comandos a partir do centro de controle de operações 116.
Conforme representado na figura 1, as instalações do consumi- dor 169 podem se comunicar de uma variedade de formas, tal como por meio da Internet 168, a rede de telefone comutada pública (PSTN) 169 ou por meio de uma linha dedicada (tal como por meio do coletor 164). Por meio de qualquer dos canais de comunicação listados, os dados a partir de uma ou mais instalações do consumidor 179 podem ser enviados. Conforme mostrado na figura 1, uma ou mais instalações do consumidor 179 podem compreender uma Rede de Medidor Inteligente 178 (que compreende uma pluralidade de medidores inteligentes 163), que enviam dados para um cole- tor 164 para transmissão para o centro de controle de operações 116 por meio da rede de gerenciamento de serviço público 160. Ademais, várias fon- tes de armazenamento/geração de energia distribuídas 162 (tais como pai-
. néis solares, etc.) podem enviar dados para um controle de monitoramento 161 para comunicação com o centro de controle de operações 116 por meio da rede de gerenciamento de serviço público 160. | Conforme discutido anteriormente, os dispositivos na rede de .. 5 energia fora do centro de controle de operações 116 podem incluir capaci- dade de processamento e/ou armazenamento. Os dispositivos podem incluir a SUBESTAÇÃO INDE 180 e o DISPOSITIVO INDE 188. Em adição aos dispositivos individuais na rede de energia incluindo inteligência adicional, os dispositivos individuais podem se comunicar com outros dispositivos da rede de energia, com o objetivo de trocar informação (inclusive os dados de sen- sor e/ou dados analíticos (tal como dados de evento)) com o objetivo de ana- lisar o estado da rede de energia (tal como determinar falhas) e com o obje- tivo de alterar o estado da rede de energia (tal como corrigir as falhas). Es- pecificamente, os dispositivos individuais podem usar o seguinte: (1) inteli- gência (tal como capacidade de processamento); (2) armazenamento (tal como o armazenamento distribuído discutido anteriormente); e (3) comuni- cação (tal como o uso de um ou mais barramentos discutidos anteriormen- te). Desta forma, os dispositivos individuais na rede de energia podem se comunicar e cooperar entre si sem supervisão do centro de controle de ope- rações 116.
Por exemplo, a arquitetura INDE revelada anteriormente pode incluir um dispositivo que percebe ao menos um parâmetro no circuito ali- mentador. O dispositivo pode ademais incluir um processador que monitora o parâmetro percebido no circuito alimentador e que analisa o parâmetro percebido para determinar o estado do circuito alimentador. Por exemplo, a análise do parâmetro percebido pode compreender uma comparação do pa- râmetro percebido com um limite predeterminado e/ou pode compreender uma análise de tendência. Tal parâmetro percebido pode incluir perceber as formas de onda e tal análise pode compreender determinar se as formas de onda percebidas indicam uma falha no circuito alimentador. O dispositivo pode ademais se comunicar com uma ou mais subestações. Por exemplo, uma subestação particular pode fornecer energia para um circuito alimenta-
; dor particular. O dispositivo pode perceber o estado do circuito alimentador particular e determinar se há uma falha no circuito alimentador particular. O dispositivo pode se comunicar com a subestação. A subestação pode anali- E sar a falha determinada pelo dispositivo e pode tomar uma ação corretiva .. 5 — dependendo da falha (tal como reduzir a energia fornecida ao circuito ali- mentador). No exemplo do dispositivo que envia dados que indicam uma ' falha (com base em análise de formas de onda), a subestação pode alternar a energia fornecida ao circuito alimentador sem entrada a partir do centro de controle de operações 116. Ou, a subestação pode combinar os dados que indicam a falha com informações a partir de outros sensores para refinar a- inda mais a análise da falha. A subestação pode ademais se comunicar com o centro de controle de operações 116, tal como o aplicativo inteligente de queda (tal como discutido na figura 13) e/ou o aplicativo inteligente de falha (tal como discutido na figura 14). Assim, o centro de controle de operações 116 pode determinar a falha e pode determinar a extensão da queda (tal como o número de residências afetadas pela falha). Desta forma, o dispositi- vo que percebe o estado do circuito alimentador pode cooperativamente tra- balhar com a subestação com o objetivo de corrigir uma falha potencial com ou sem solicitar que o centro de controle de operações 116 intervenha.
Como outro exemplo, um sensor de linha, que inclui inteligência adicional com uso de capacidade de processamento e/ou memória, pode produzir dados de estado da rede em uma porção da rede (tal como um cir- cuito alimentador). Os dados de estado da rede podem ser compartilhados com o sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 no centro de 25 . controle de operações 116. O sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 pode controlar um ou mais dispositivos em locais do consumi- dor no circuito alimentador em resposta aos dados de estado da rede a partir do sensor de linha. Em particular, o sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 pode comandar o sistema de gerenciamento de sistema 156 e/ou o sistema de gerenciamento de distribuição 157 para reduzir a car- ga no circuito alimentador desligando aparelhos nos locais do consumidor que recebem energia a partir do circuito alimentador em resposta ao sensor
. de linha que indica uma queda no circuito alimentador.
Desta forma, o sen- sor de linha em combinação com o sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 pode deslocar automaticamente a carga de um circuito ali- mentador defeituoso e então isolar a falha. e. 5 Ainda como outro exemplo, um ou mais relés na rede de energia podem ter um microprocessador associado.
Esses relés podem se comuni- E car com outros dispositivos e/ou bases de dados que se encontram na rede de energia com o objetivo de determinar uma falha e/ou controlar a rede de energia.
Conceito e Arquitetura INDS Modelo de Serviços de Dados/Análise de Rede inteligente Terceirizada Uma aplicação para a arquitetura da rede inteligente permite que o serviço público subscreva serviços de análise e gerenciamento de dados da rede enquanto mantém sistemas de controle tradicionais e sistemas ope- racionais relacionados internos.
Neste modelo, o serviço público pode insta- lar e possuir sensores e dispositivos da rede (conforme descrito anteriormen- te) e pode tanto possuir como operar o sistema de comunicação de transpor- te de dados da rede, ou pode terceirizá-lo.
Os dados da rede podem fluir a partir do serviço público para um local de hospedagem de Serviços de Da- dos de Rede Inteligente remoto (INDS), onde os dados podem ser gerencia- dos, armazenados e analisados.
O serviço público pode então subscrever serviços de dados e análise sob um modelo financeiro de serviços apropria- do.
O serviço público pode evitar o investimento de gasto de capital inicial e os custos contínuos de gerenciamento, suporte e atualização da infraestrutu- rade dados/análise da rede inteligente, em troca de taxas.
A própria Arquite- tura de Referência INDE, descrita anteriormente, leva à disposição de tercei- rização descrita no presente.
Arquitetura INDS para Serviços da Rede Inteligente Com o objetivo de implantar o modelo de serviços INDS, a Arqui- tetura de Referência INDE pode ser parcionada em um grupo de elementos que pode ser hospedado remotamente, e aqueles que podem permanecer no serviço público.
A figura 6 ilustra como a arquitetura de serviço público
L pode parecer uma vez que o núcleo inde 120 tenha sido feito remoto. Um servidor pode ser incluído como parte do núcleo inde 120 que pode agir co- mo a interface para os sistemas remotos. Para os sistemas de serviço públi- | co, isto pode aparecer como um núcleo inde virtual 602. - 5 Conforme o diagrama em bloco geral 600 na figura 6 mostra, os grupos da SUBESTAÇÃO INDE 180 e do DISPOSITIVO INDE 188 estão ' inalterados em relação àqueles representados na figura 1. A estrutura de múltiplos barramentos pode também ainda ser empregada no serviço público da mesma forma.
O NÚCLEO INDE 120 pode ser remotamente hospedado, con- forme o diagrama em bloco 700 na figura 7 ilustra. No local de hospedagem, os NÚCLEOS INDE 120 podem ser instalados conforme necessário para dar suporte a assinantes de serviço público INDS (mostrado como Centro de Hospedagem INDS Norte Americano 702). Cada NÚCLEO 120 pode ser um sistema modular, de forma que adicionar um novo assinante seja uma ope- ração de rotina. Uma parte separada do serviço público elétrico pode geren- ciar e dar suporte a um software para um, alguns ou todos os NÚCLEOS INDE 120, assim como os aplicativos que são descarregados a partir do lo- cal de hospedagem INDS para cada SUBESTAÇÃO INDE 180 e DISPOSI- TIVOSINDE 188 do serviço público.
Com o objetivo de facilitar as comunicações, os serviços de co- municações de baixa latência de alta amplitude de banda, tal como por meio de rede 704 (por exemplo, um MPLS ou outra WAN), podem ser usados que podem alcançar os centros operacionais do serviço assinante, assim como os locais de hospedagem INDS. Conforme mostrado na figura 7, várias á- reas podem ser servidas, tal como Califórnia, Flórida e Ohio. Esta modulari- dade das operações não somente permite gerenciamento eficiente de várias malhas diferentes. Também permite o melhor gerenciamento inter-rede. Há instâncias onde uma falha em uma rede pode afetar operações em uma rede vizinha. Por exemplo, uma falha na rede de Ohio pode ter um efeito cascata em operações em uma rede vizinha, tal como a rede de Atlântica Central. Com uso da estrutura modular conforme ilustrado na figura 7, permite o ge-
. renciamento das malhas individuais e gerenciamento de operações inter- rede. Especificamente, um sistema INDS geral (que inclui um processador e uma memória) pode gerenciar a interação entre os vários NÚCLEOS INDE
120. Isto pode reduzir a possibilidade de uma falha catastrófica que tenha .. 5 efeito cascata de uma rede para outra. Por exemplo, uma falha na rede de Ohio pode ter efeito cascata em uma rede vizinha, tal como a rede Atlântica ' Central. O núcleo inde 120 dedicado a gerenciar a rede de Ohio pode tentar corrigir a falha na rede de Ohio. E, o sistema INDS geral pode tentar reduzir a possibilidade de que uma falha em cascata ocorra em malhas vizinhas.
Exemplos específicos de funcionalidade em NÚCLEO INDE Conforme mostrado nas figuras 1, 6, e 7, várias funcionalidades (representadas por blocos) estão incluídas no núcleo inde 120, duas das quais representam serviços de gerenciamento de dados de medidor (MDMS) 121 e análise de medição e serviços 122. Por causa da modularidade da arquitetura, várias funcionalidades, tal como MDMS 121 e análise de medi- ção e serviços 122, podem ser incorporadas. Processos de observabilidade Conforme discutido anteriormente, uma funcionalidade dos ser- viços de aplicação podem incluir processos de observabilidade. Os proces- sos de observabilidade podem permitir que o serviço público "observe" a re- de. Esses processos podem ser responsáveis por interpretar os dados bru- tos recebidos a partir de todos os sensores e dispositivos na rede e trans- formando-os em informações acionáveis. A figura 8 inclui uma listagem de alguns exemplos dos processos de observabilidade.
A figura 9 ilustra um fluxograma 900 de Medição de Estado da Rede & Processos de Operações. Conforme mostrado, o Varredor de Dados pode solicitar dados do medidor, conforme mostrado no bloco 902. A solici- tação pode ser enviada a um ou mais dispositivos da rede, computadores da subestação e RTUs de sensor de linha. Em resposta à solicitação, os dispo- sitivos podem coletar dados operacionais, conforme mostrado nos blocos 904, 908, 912, e podem enviar os dados (tal como um, alguns ou todos os dados operacionais, tal como dados de Tensão, Corrente, Energia Real e
. Energia Reativa), conforme mostrado nos blocos 906, 910, 914. O varredor de dados pode coletar os dados operacionais, conforme mostrado no bloco 926, e pode enviar os dados para o armazenamento de dados operacionais, conforme mostrado no bloco 928. O armazenamento de dados operacionais :. 5 — pode armazenar os dados operacionais, conforme mostrado no bloco 938. O armazenamento de dados operacionais pode ademais enviar um instantâneo . dos dados para o histórico, conforme mostrado no bloco 940, e o histórico pode armazenar o instantâneo dos dados, conforme mostrado no bloco 942. O aplicativo de estado do medidor por enviar uma solicitação por dados do medidor para o Medidor DCE, conforme mostrado no bloco 924, que por sua vez envia uma solicitação para um ou mais medidores para co- letar dados do medidor, conforme mostrado no bloco 920. Em resposta à solicitação, o um ou mais medidores coletam dados do medidor, conforme mostrado no bloco 916, e enviam os dados de tensão para o Medidor DCE, conforme mostrado no bloco 918. O Medidor DCE pode coletar os dados de tensão, conforme mostrado no bloco 922, e enviar os dados para o solicitan- te dos dados, conforme mostrado no bloco 928. O aplicativo de estado do medidor pode receber os dados do medidor, conforme mostrado no bloco 930, e determinar se estes são para um processo de valor único ou um es- tadodarede de perfil de tensão, conforme mostrado no bloco 932. Se forem para o processo de valor único, os dados do medidor são enviados para o processo de solicitação, conforme mostrado no bloco 936. Se os dados do medidor forem para armazenamento para determinar o estado da e rede em um tempo futuro, os dados do medidor são armazenados no armazenamen- tode dados operacionais, conforme mostrado no bloco 938. O armazena- mento de dados operacionais ademais envia um instantâneo dos dados para o histórico, conforme mostrado no bloco 940, e o histórico armazena os ins- tantâneo dos dados, conforme mostrado no bloco 942.
A figura 9 ademais ilustra ações que se referem à resposta de demanda (DR).A resposta de demanda se refere a mecanismos de deman- da dinâmicos para gerenciar o consumo do consumidor de eletricidade em resposta a condições de fornecimento, por exemplo, tendo os consumidores
: de eletricidade que reduzem seu consumo em tempos críticos ou em respos- ta a preços de mercado. Isto pode envolver realmente cortar a energia usada ou por se iniciar em geração de local que pode ou não estar conectada em paralelo com a rede. Isto pode ser diferente da eficiência de energia, o que .. 5 significa usar menos energia para realizar as mesmas tarefas, em uma base contínua ou toda vez que a tarefa for realizada. Em resposta de demanda, fr consumidores, que usam um ou mais sistemas de controle, podem aliviar cargas em resposta a uma solicitação por um serviço público ou condições de preço do mercado. Os serviços (luzes, máquinas, condicionador de ar) podem ser reduzidos de acordo com um esquema de priorização de carga pré-planejado durante os cronogramas críticos. Uma alternativa ao alívio de carga é a geração no local de eletricidade para suplementar a rede de ener- gia. Sob condições de pouco fornecimento de eletricidade, a resposta de demanda pode significantemente reduzir o preço máximo e, em geral, volati- lidade de preço da eletricidade.
A resposta de demanda pode de forma geral ser usada para se referir a mecanismos usados para encorajar os consumidores a reduzir a demanda, assim reduzindo a demanda máxima por eletricidade. Já que os sistemas elétricos são geralmente dimensionados para corresponder à de- manda máxima (mais a margem de erro e eventos imprevistos), diminuir demanda máxima pode reduzir necessidades de usina geral e custo de capi- tal. Dependendo na configuração de capacidade de geração, no entanto, a resposta de demanda pode também ser usada para aumentar a demanda (carga) em tempos de alta produção e baixa demanda. Alguns sistemas po- dem assim encorajar o armazenamento de energia para arbitragem entre períodos de baixa e alta demanda (ou baixos e altos preços). Conforme a proporção de fontes de energia intermitentes tal como energia eólica em um sistema cresce, a resposta de demanda e pode se tornar importante de for- ma crescente para gerenciamento efetivo da rede elétrica. O aplicativo de estado de DR pode solicitar a capacidade dispo- nível de DR, conforme mostrado no bloco 954. O sistema de gerenciamento de DR pode então solicitar capacidade disponível de um ou mais dispositivos
: domésticos de DR, conforme mostrado no bloco 948. O um ou mais disposi- tivos domésticos podem coletar capacidade de DR em resposta à solicita- ção, conforme mostrado no bloco 944, e enviar a capacidade de DR e dados : de resposta para o sistema de gerenciamento de DR, conforme mostrado no .. 5 —bloco946.0O sistema de gerenciamento de DR pode coletar a capacidade de DR e dados de resposta, conforme mostrado no bloco 950, e enviar a capa- " cidade de DR e dados de resposta para o aplicativo de estado de DR, con- forme mostrado no bloco 952. O aplicativo de estado de DR pode receber os dados de capacidade DR e dados de resposta, conforme mostrado no bloco 956,e enviar a capacidade e dados de resposta para o armazenamento de dados operacionais, conforme mostrado no bloco 958. O armazenamento de dados operacionais pode armazenar a capacidade de DR e dados de res- posta, conforme mostrado no bloco 938. O armazenamento de dados opera- cionais pode ademais enviar um instantâneo dos dados para o histórico, conforme mostrado no bloco 940, e o histórico pode armazenar o instantã- neo dos dados, conforme mostrado no bloco 942. O computador da subestação pode solicitar dados de aplicativo do aplicativo da subestação, conforme mostrado no bloco 974. Em resposta, o aplicativo da subestação pode solicitar o aplicativo do dispositivo da subes- tação, conforme mostrado no bloco 964. O dispositivo da subestação pode coletar os dados de aplicativo, conforme mostrado no bloco 960, e enviar os dados de aplicativo para o dispositivo da subestação (que pode incluir um, alguns ou todos os dados de Tensão, Corrente, Energia real e Energia reati- va), conforme mostrado no bloco 962. O aplicativo da subestação pode cole- taros dados de aplicativo, conforme mostrado no bloco 966, e enviar os da- dos de aplicativo para o solicitante (que pode ser o computador da subesta- ção), conforme mostrado no bloco 968. O computador da subestação pode receber os dados de aplicativo, conforme mostrado no bloco 970, e enviar os dados de aplicativo para o armazenamento de dados operacionais, conforme — mostrado no bloco 972.
O processo de medição de estado da rede e dados operacionais pode compreender derivar o estado da estado da rede e a topologia da rede
. em um dado ponto no tempo, assim como fornecer estas informações para outro sistema e armazenamentos de dados. Os subprocessos podem incluir: (1) medir e capturar informações de estado da rede (isto se refere aos dados | operacionais referentes à rede que foram previamente discutidos); (2) enviar te 5 informações de estado da rede para outros aplicativos de análise (isto habili- ta outros aplicativos, tal como aplicativos analíticos, a acessarem os dados : de estado da rede); (3) prosseguir instantâneo de estado de estado da rede para conectividade / armazenamento de dados operacionais (isto permite carregar as informações de estado da estado da rede para a conectivida- de/amazenamento de dados operacionais no formato apropriado assim co- mo direcionar estas informações para o histórico para persistência de forma que uma topologia da rede em um ponto no tempo possa ser derivada em um ponto no tempo posterior); (4) derivar a topologia da rede em um ponto no tempo com base em conectividade padrão e estado de rede atual (isto fornece a topologia da rede em um dado ponto no tempo aplicando-se o ins- tantâneo em ponto no tempo do estado da estado da rede no histórico para a conectividade base no armazenamento de dados de conectividade, con- forme discutido em mais detalhe a seguir); e (5) fornecer informações de topologia da topologia da rede para aplicativos mediante solicitação.
Com relação ao subprocesso (4), a topologia da rede pode ser derivada por um tempo predeterminado, tal como em tempo real, 30 segun- dos antes, 1 mês antes, etc. Com o objetivo de recriar a topologia da rede, múltiplas bases de dados podem ser usadas, e um programa para acessar os dados nas múltiplas bases de dados para recriar a topologia da rede.
Uma vez que a base de dados pode compreender uma base de dados rela- cional que armazena os dados de conectividade de base (a "base de dados de conectividade"). A base de dados de conectividade pode manter as in- formações de topologia da rede conforme construídas para determinar o modelo de conectividade de linha de base. As informações de ativo e topo- logia podem ser carregadas nesta base de dados periodicamente, depen- dendo das atualizações para a rede de energia, tal como a adição ou modifi- cação de circuitos na rede de energia (por exemplo, circuitos alimentadores
' adicionais que são adicionados à rede de energia). A base de dados de co- nectividade pode ser considerada "estática" já que não se altera. A base de dados de conectividade pode se alterar se houver alterações na estrutura da ! rede de energia. Por exemplo, se houver uma modificação nos circuitos ali- .. 5 —mentadores, tal como uma adição de um circuito alimentador, a base de da- dos de conectividade pode se alterar.
T Um exemplo da estrutura 1800 da base de dados de conectivi- dade pode ser derivada a partir do modelo hierárquico representado nas fi- guras 18A a D. A estrutura 1800 é dividida em quatro seções, com a figura 18A sendo a seção superior esquerda, a figura 18B sendo a seção superior direita, a figura 18C sendo a seção inferior esquerda e a figura 18D sendo a seção inferior direita. Especificamente, as figuras 18A a D são um exemplo de um diagrama de relação de entidade, que é um método abstrato para re- presentar a base de dados de conectividade de linha de base. O modelo hie- —rárquico nas figuras 18A a D pode manter os metadados que descrevem a rede de energia e podem descrever os vários componentes de uma rede e a relação entre os componentes.
Uma segunda base de dados pode ser usada para armazenar os dados "dinâmicos". A segunda base de dados pode compreender uma base de dados não relacional. Um exemplo de uma base de dados não relacional pode compreender uma base de dados de histórico, que armazena os dados não operacionais em série de tempo assim como dados históricos operacio- nais. A base de dados de histórico pode armazenar uma série de registros "planos" tal como: (1) carimbo de tempo; (2) ID de dispositivo; (3) um valor de dados; e (4) uma situação de dispositivo. Além disso, os dados armaze- nados podem ser comprimidos. Por causa disso, os dados operacionais/não operacionais na rede de energia podem ser armazenados facilmente e po- dem ser gerenciados mesmo através que uma quantidade considerável de dados possa estar disponível. Por exemplo, os dados da ordem de 5 Teraby- tes podem estar online em qualquer dado tempo para uso com o objetivo de recriar a topologia da rede. Porque os dados estão armazenados no registro plano simples (tal como nenhuma abordagem organizacional), isto permite às eficiência no armazenamento de dados.
Conforme discutido em mais detalhe a seguir, os dados podem ser acessados por um sinalizador específico, tal como o carimbo de tempo.
Várias análises para a rede podem precisar receber, como en- . 5 trada, a topologia da rede em um ponto no tempo particular.
Por exemplo, análise que se refere à qualidade de energia, confiabilidade, integridade de 7 ativo, etc. pode usar a topologia da rede como entrada.
Com o objetivo de determinar a topologia da rede, o modelo de conectividade de linha de base, conforme definido pelos dados na base de dados de conectividade, pode ser acessado.
Por exemplo, se a topologia de um circuito alimentador particular é desejada, o modelo de conectividade de linha de base pode definir os vá- rios comutadores no circuito alimentador particular na rede de energia.
Após o qual, a base de dados de histórico pode ser acessada (com base no tempo particular) com o objetivo de determinar os valores dos comutadores no cir- cuito alimentador particular.
Então, um programa pode combinar os dados a partir do modelo de conectividade de linha de base e a base de dados de histórico com o objetivo de gerar uma representação do circuito alimentador particular no tempo particular.
Um exemplo mais complicado para determinar a topologia da rede pode incluir múltiplos circuitos alimentadores (por exemplo, circuito ali- mentador A e circuito alimentador B) que têm um comutador de interligação e comutadores seccionalizantes.
Dependendo dos estados do comutador de certos comutadores (tal como o comutador de interligação e/ou os comuta- dores seccionalizantes), as seções dos circuitos alimentadores podem per- tencer ao circuito alimentador A ou circuito alimentador B.
O programa que determina a topologia da rede pode acessar os dados a partir de ambas o modelo de conectividade de linha de base e a base de dados de histórico com o objetivo de determinar a conectividade em um tempo particular (por exemplo, que circuitos pertencem ao circuito alimentador A ou circuito ali- —mentadorB). A figura 10 ilustra um fluxograma 1000 dos processos de Dados não operacionais.
O aplicativo de extração não operacional pode solicitar
.: dados não operacionais, conforme mostrado no bloco 1002. Em resposta, o varredor de dados pode reunir os dados não operacionais, conforme mos- trado no bloco 1004, onde por vários dispositivos na rede de energia, tal co- mo dispositivos da rede, computadores da subestação e RTUs de sensor de -. 5 linha, podem coletar os dados não operacionais, conforme mostrado em blo- cos 1006, 1008, 1110. Conforme discutido anteriormente, os dados não ope- ã racionais podem incluir temperatura, qualidade de energia, etc. Os vários dispositivos na rede de energia, tal como dispositivos da rede, computadores da subestação e RTUs de sensor de linha, podem enviar os dados não ope- racionais para o varredor de dados, conforme mostrado nos blocos 1012, 1014, 1116. O varredor de dados pode coletar os dados não operacionais, conforme mostrado no bloco 1018, e enviar os dados não operacionais para O aplicativo de extração não operacional, conforme mostrado no bloco 1020. O aplicativo de extração não operacional pode coletar os dados não opera- cionais, conforme mostrado no bloco 1022, e enviar os dados não operacio- nais coletados para o histórico, conforme mostrado no bloco 1024. O históri- co pode receber os dados não operacionais, conforme mostrado no bloco 1026, armazenar os dados não operacionais, conforme mostrado no bloco 1028, e enviar os dados não operacionais para um ou mais aplicativos de análise, conforme mostrado no bloco 1030.
A figura 11 ilustra um fluxograma 1100 dos processos de Geren- ciamento de Evento. Os dados podem ser gerados a partir de vários disposi- tivos com base em vários eventos na rede de energia e enviados por meio do barramento de evento 147. Por exemplo, o mecanismo de coleta de da- dos do medidor pode enviar informações de notificação de que- da/restauração de energia para o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1102. As RTUs de sensores de linha geram uma mensagem de falha e podem enviar a mensagem de falha para o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1104. A subestação pode analisar, pode gerar uma mensagem de falha e/ou queda e pode enviar a mensagem de falha e/ou queda para o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1106. O histórico pode enviar o comportamento de sinal para o barramento de e-
. vento, conforme mostrado no bloco 1108. E, vários processos podem enviar dados por meio do barramento de evento 147. Por exemplo, o processo de inteligência de falha, discutido em mais detalhe na figura 14, pode enviar um : evento de análise de falha por meio do barramento de evento, conforme -. 5 — mostrado no bloco 1110. O processo de inteligência de queda, discutido em mais detalhe na figura 13, pode enviar um evento de queda por meio do bar- ' ramento de evento, conforme mostrado no bloco 1112. O barramento de e- vento pode coletar os vários eventos, conforme mostrado no bloco 1114. E, os serviços de Processamento de Evento Complexo (CEP) podem processar os eventos enviados por meio do barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1120. Os serviços CEP podem processar consultas contra múltiplos fluxos de mensagem de evento em tempo real de alta velocidade concorren- tes. Após o processamento pelos serviços CEP, os dados de evento podem ser enviados por meio do barramento de evento, conforme mostrado no blo- co1118.Eo histórico pode receber por meio do barramento de evento um ou mais logs de evento para armazenamento, conforme mostrado no bloco
1116. Além disso, os dados de evento podem ser recebidos por um ou mais aplicativos, tal como o sistema de gerenciamento de queda (OMS), inteli- gência de queda, análise de falha, etc., conforme mostrado no bloco 1122. Desta forma, o barramento de evento pode enviar os dados de evento para um aplicativo, assim evitando o problema de "silo" de não tornar os dados disponíveis para outros dispositivos ou outros aplicativos. A figura 12 ilustra um fluxograma 1200 dos processos de Sinali- zação de Resposta de Demanda (DR). A DR pode ser solicitada pelo aplica- tivode operação de distribuição, conforme mostrado no bloco 1244. Em res- posta, o estado/conectividade da rede pode coletar dados de disponibilidade de DR, conforme mostrado no bloco 1202, e pode enviar os dados, conforme mostrado no bloco 1204. O aplicativo de operação de distribuição pode dis- tribuir a otimização de disponibilidade de DR, conforme mostrado no bloco 1246, por meio do barramento de evento (bloco 1254), para um ou mais Sis- temas de Gerenciamento de DR. O Sistema de Gerenciamento de DR pode enviar informações e sinais de DR e para uma ou mais instalações do con-
. sumidor, conforme mostrado no bloco 1272. A uma ou mais instalações do consumidor podem receber os sinais de DR, conforme mostrado no bloco 1266, e enviar a reposta DR, conforme mostrado no bloco 1268. O Gerenci- amento de DR pode receber a resposta DR, conforme mostrado no bloco .. 5 1274,eenviaras respostas DR para um, alguns ou todos os barramento de dados de operações 146, a base de dados de faturamento e a base de da- É dos comercial, conforme mostrado no bloco 1276. A base de dados de fatu- ramento e a base de dados comercial podem receber as respostas, confor- me mostrado nos blocos 1284, 1288. O barramento de dados de operações 146 pode também receber as respostas, conforme mostrado no bloco 1226, e enviar as respostas DR e capacidade disponível para a coleta de dados de DR, conforme mostrado no bloco 1228. A coleta de dados de DR pode pro- cessar as respostas de DR e capacidade disponível, conforme mostrado no bloco 1291, e enviar os dados para o barramento de dados de operações, conforme mostrado no bloco 1294. O barramento de dados de operações pode receber a disponibilidade e resposta DR, conforme mostrado no bloco 1230, e enviá-los para o estado/conectividade da rede. O esta do/conectividade da rede pode receber os dados, conforme mostrado no bloco 1208. Os dados recebidos podem ser usados para determinar os da- dos de estado da rede, que podem ser enviados (bloco 1206) por meio do barramento de dados de operações (bloco 1220). O aplicativo de operação de distribuição pode receber os dados de estado da rede (como uma men- sagem de evento para otimização de DR), conforme mostrado no bloco
1248. Com uso dos dados de estado da rede e de disponibilidade e resposta DR,o aplicativo de operação de distribuição pode executar a otimização de distribuição para gerar dados de distribuição, conforme mostrado no bloco
1250. Os dados de distribuição podem ser recuperados pelo barramento de dados de operações, conforme mostrado no bloco 1222, e podem ser envia- dos para o aplicativo de extração de conectividade, conforme mostrado no bloco 1240. O barramento de dados operacional pode enviar dados (bloco 1224) para o aplicativo de operação de distribuição, que por sua vez pode enviar um ou mais sinais de DR para um ou mais Sistemas de Gerenciamen-
. to do DR (bloco 1252). O barramento de evento pode coletar sinais para ca- da um do um ou mais Sistemas de Gerenciamento do DR (bloco 1260) e enviar os sinais de DR para cada um dos Sistemas de Gerenciamento do DR (bloco 1262). O Sistema de Gerenciamento de DR pode então processar e 5 ossinaisde DR conforme discutido anteriormente.
O histórico de operação de comunicação pode enviar dados pa- ' ra o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1214. O histórico de operação de comunicação pode também enviar dados de portfólio de gera- ção, conforme mostrado no bloco 1212. Ou, um dispositivo de gerenciamen- to de ativo, tal como um VentyxO, pode solicitar informações de usina de energia virtual (VPP), conforme mostrado no bloco 1232. O barramento de dados de operações pode coletar os dados de VPP, conforme mostrado no bloco 1216, e enviar os dados para o dispositivo de gerenciamento de ativo, conforme mostrado no bloco 1218. O dispositivo de gerenciamento de ativo pode coletar os dados de VPP, conforme mostrado no bloco 1234, executar a otimização do sistema, conforme mostrado no bloco 1236, e enviar sinais de VPP para o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1238. O barramento de evento pode receber os sinais de VPP, conforme mostrado no bloco 1256, e enviar os sinais de VPP para o aplicativo de operação de distribuição, conforme mostrado no bloco 1258. O aplicativo de operação de distribuição pode então receber e processar as mensagens de evento, con- forme discutido anteriormente.
O aplicativo de extração de conectividade pode extrair novos dados de consumidor, conforme mostrado no bloco 1278, para serem envia- —dosparaa Base de Dados Comercial, conforme mostrado no bloco 1290. Os novos dados de consumidor podem ser enviados para o estado/ conectivi- dade da rede, conforme mostrado no bloco 1280, de forma que o esta- do/conectividade da rede possa receber novos dados de conectividade de DR, conforme mostrado no bloco 1210. O operador pode enviar um ou mais sinais substitutos quando aplicável, conforme mostrado no bloco 1242. Os sinais substitutos podem ser enviados para o aplicativo de operação de distribuição.
O sinal substituto pode ser enviado para o sistema de gerenciamento de sistema, conforme mostrado no bloco 1264, para a base de dados de faturamento, conforme mostrado no bloco 1282 e/ou para a base de dados comercial, conforme : mostrado no bloco 1286.
.. 5 A figura 13 ilustra um fluxograma 1300 dos processos de Inteli- gência de Queda. Vários dispositivos e aplicativos podem enviar notificação " de queda de energia, conforme mostrado nos blocos 1302, 1306, 1310, 1314, 1318. Os eventos de queda podem ser coletados pelo barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1324, que pode enviar os eventos de queda para o processamento de evento complexo (CEP), conforme mostra- do no bloco 1326. Ademais, vários dispositivos e aplicativos podem enviar situação de restauração de energia, conforme mostrado nos blocos 1304, 1308, 1312, 1316, 1320. O CEP pode receber mensagens de situação de queda e restauração (bloco 1330), processar os eventos (bloco 1332) e en- viaros dados de evento (bloco 1334). O aplicativo inteligente de queda pode receber os dados de evento (bloco 1335) e solicitar o estado da rede e da- dos de conectividade (bloco 1338). O barramento de dados operacional po- de receber a solicitação por estado da rede e dados de conectividade (bloco 1344) e direcioná-los para um ou ambos dentre o armazenamento de dados operacionais e o histórico. Em resposta, o armazenamento de dados opera- cionais e o histórico podem enviar o estado da rede e os dados de conectivi- dade (blocos 1352, 1354) por meio do barramento de dados operacional (bloco 1346) para o aplicativo inteligente de queda (bloco 1340). É determi- nado se o estado da rede e os dados de conectividade indicam se este foi um momentâneo, conforme mostrado no bloco 1342. Se sim, os momentâ- neos são enviados por meio do barramento de dados operacional (bloco 1348) para a base de dados de momentâneos para armazenamento (bloco 1350). Se não, um caso de queda é criado (bloco 1328) e os dados de caso de queda são armazenados e processados pelo sistema de gerenciamento de queda (bloco 1322). Os processos de inteligência de queda podem: detectar quedas; classificar & log momentâneos; determinar extensão de queda; determinar
. a(s) causa(s)-raiz da queda; rastrear restauração da queda; levantar eventos de queda; e atualizar índices de desempenho do sistema. A figura 14 ilustra um fluxograma 1400 dos processos de Inteli- : gência de Falha. O processamento de evento complexo pode solicitar dados . 5 deumoumais dispositivos, conforme mostrado no bloco 1416. Por exemplo, o estado e conectividade da rede em resposta à solicitação podem enviar o : estado da rede e dados de conectividade para o processamento de evento complexo, conforme mostrado no bloco 1404. Similarmente, o histórico em resposta à solicitação pode enviar o estado de comutador em tempo real parao processamento de evento complexo, conforme mostrado no bloco
1410. E, o processamento de evento complexo pode receber o estado da rede, os dados de conectividade e o estado de comutador, conforme mos- trado no bloco 1418. A análise da subestação pode solicitar dados de falha, conforme mostrado no bloco 1428. Os dados de falha podem ser enviados por uma variedade de dispositivos, tal como RTUs de sensor de linha e computadores da subestação, conforme mostrado nos blocos 1422, 1424. Os vários dados de falha, estado da rede, dados de conectividade e estado de comutador podem ser enviados para a análise da subestação para detec- ção e caracterização de evento, conforme mostrado no bloco 1430. O bar- ramento de evento pode também receber mensagens de evento (bloco 1434) e enviar as mensagens de evento para a análise da subestação (bloco 1436). A análise da subestação pode determinar o tipo de evento, conforme mostrado no bloco 1432. Para proteção e controle de eventos de modifica- ção, os computadores da subestação podem receber uma mensagem de evento de falha, conforme mostrado no bloco 1426. Para todos os outros tipos de eventos, o evento pode ser recebido pelo barramento de evento (bloco 1438) e enviado ao processamento de evento complexo (bloco 1440). O processamento de evento complexo pode receber os dados de evento (bloco 1420) para posterior processamento. Similarmente, o estado e conec- tividade da rede podem enviar dados de estado da rede para o processa- mento de evento complexo, conforme mostrado no bloco 1406. E, o depósito de Modelo de Informação Comum (CIM) pode enviar metadados para o pro-
: cessamento de evento complexo, conforme mostrado no bloco 1414. O processamento de evento complexo pode enviar uma mensa- gem de evento de falha, conforme mostrado no bloco 1420. O barramento de evento pode receber a mensagem (bloco 1442) e enviar a mensagem de e 5 evento para p aplicativo inteligente de falha (bloco 1444). O aplicativo inteli- gente de falha pode receber os dados de evento (bloco 1432) e solicitar o Í estado da rede, os dados de conectividade e o estado de comutador, con- forme mostrado no bloco 1456. Em resposta à solicitação, o estado e conec- tividade da rede enviam o estado da rede e dados de conectividade (bloco 1408),eo histórico envia os dados de estado de comutador (bloco 1412). À inteligência de falha recebe os dados (bloco 1458), analisa os dados e envia os dados de evento (bloco 1460). Os dados de evento podem ser recebidos pelo barramento de evento (bloco 1446) e enviados para o arquivo de log de falha (bloco 1448). O arquivo de log de falha pode log os dados de evento (bloco 1402). Os dados de evento podem também ser recebidos pelo barra- mento de dados operacional (bloco 1462) e enviados para um ou mais apli- cativos (bloco 1464). Por exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode receber os dados de evento (bloco 1466), discutido anteriormente com rela- ção à figura 13. O sistema de gerenciamento de trabalho pode também re- ceber os dados de evento na forma de uma ordem de trabalho, conforme mostrado no bloco 1468. E, outros aplicativos solicitantes podem receber os dados de evento, conforme mostrado no bloco 1470.
Os processos inteligentes de falha podem ser responsáveis por interpretar os dados da rede para derivar informações sobre as falhas atuais e potenciais dentro da rede. Especificamente, as falhas podem ser detecta- das com uso dos processos inteligentes de falha. Uma falha é tipicamente um curto-circuito causado quando o equipamento de serviço público falha ou um caminho alternativo para o fluxo de corrente é criado, por exemplo, uma linha de energia derrubada. Esses processos podem ser usados para detec- tarfalhas típicas (tipicamente tratadas pelo equipamento de detecção e pro- teção de falha convencional — relés, fusíveis, etc) assim como falhas de alta impedância dentro da rede que não são facilmente detectáveis com uso de
' correntes de falha. O processo de inteligência de falha pode também classificar e . categorizar falhas. Isto permite que as falhas sejam classificadas e categori- zadas. Atualmente, não existe nenhum padrão para uma organização e . 5 classificação sistemáticas para falhas. Um padrão de fato pode ser estabele- cido para as mesmas e implantado. O processo de inteligência de falha pode i ademais caracterizar falhas.
A inteligência de falha pode também determinar a localização da falha. A localização da falha no sistema de distribuição pode ser uma tarefa difícil devido a sua alta complexidade e dificuldade causadas por caracterís- ticas do sistema de distribuição tal como carregamento desiquilibrado, fases laterais triplas, duplas e únicas, falta de sensores/medições, diferentes tipos de falhas, diferentes causas de curtos-circuitos, condições de carregamento variantes, alimentadores compridos com múltiplas laterais e configurações de rede que não são documentadas. Este processo permite o uso de uma variedade de técnicas para isolar a localização da falha com tanta precisão quanto à tecnologia permite.
A inteligência de falha pode ademais destacar eventos de falha. Especificamente, este processo pode criar e publicar eventos de falha para o barramento de eventos uma vez que uma falha foi detectada, classificada, categorizada, caracterizada e isolada. Este processo pode também ser res- ponsável por coletar, filtrar, conferir é desduplicar falhas de forma que um evento de falha individual seja destacado ao invés de uma inundação com base nos eventos brutos que são típicos durante uma falha. Finalmente, a inteligência de falha pode fazer log dos eventos de falha para a base de da- dos de log de evento.
A figura 15 ilustra um fluxograma 1500 dos processos Gerenci- amento de Metadados. Os processos de gerenciamento de metadados po- dem incluir: gerenciamento de lista de ponto; e gerenciamento de conectivi- dade & protocolo de comunicação; e nomeação & tradução de elemento; gerenciamento de fator de calibragem de sensor; e gerenciamento de dados de topologia da rede em tempo real. O aplicativo de extração de conectivi-
. dade base pode solicitar dados de conectividade base, conforme mostrado no bloco 1502. Os Sistemas de informações geográficas (GIS) podem rece- . ber a solicitação (bloco 1510) e enviar os dados para o aplicativo de extra- ção de conectividade base (bloco 1512). O aplicativo de extração de conec- . 5 tividade base pode receber os dados (bloco 1504), extrair, transformar e car- regar dados (bloco 1506) e enviar os dados de conectividade base para o ' repositório de dados de conectividade (bloco 1508). O repositório de dados de conectividade pode então receber os dados, conforme mostrado no bloco
1514.
O repositório de dados de conectividade pode compreendem um armazenamento personalizado de dados que contém as informações de co- nectividade elétrica dos componentes da rede. Conforme mostrado na figura 15, estas informações podem ser derivadas tipicamente a partir do Sistema de informações geográficas (GIS) do serviço público, que mantem a locali- zação geográfica conforme construída dos componentes que complementam a rede. Os dados neste armazenamento de dados descrevem as informa- ções hierárquicas sobre todos os componentes da rede (subestação, alimen- tados, seção, segmento, ramificação, seção t, interruptor de circuito, religa- dor, comutador, etc — basicamente todos os ativos). Este armazenamento de dados pode ter as informações de ativo e conectividade conforme construí- das.
O aplicativo de extração de metadados pode solicitar metadados para ativos da rede, conforme mostrado no bloco 1516. A base de dados de metadados pode receber a solicitação (bloco 1524) e enviar os metadados (bloco 1526). O aplicativo de extração de metadados pode receber os meta- dados (bloco 1518), extrair, transformar e carregar os metadados (bloco 1520), e enviar os metadados para o depósito de dados de CIM (bloco 1522).
O depósito de dados de CIM (Modelo de Informação Comum) — pode então armazenar os dados, conforme mostrado no bloco 1528. O CIM pode recomendar formatos padrão de serviço público para representar os dados de serviço público. A rede inteligente INDE pode facilitar a disponibili-
.: dade de informações a partir da rede inteligente em um formato padrão de serviço público. E, o depósito de dados de CIM pode facilitar a conversão de à: dados específicos INDE para um ou mais formatos, tal como um formato padrão de serviço público recomendado. .” 5 O aplicativo de extração de ativo pode solicitar informações em novos ativos, conforme mostrado no bloco 1530. O registro de ativo pode receber a solicitação (bloco 1538) e enviar as informações sobre os novos ativos (bloco 1540). O aplicativo de extração de ativo pode receber as infor- mações sobre os novos ativos (bloco 1532), extrair, transformar e carregar dados (bloco 1534), e enviar as informações sobre os novos ativos para o depósito de dados de CIM (bloco 1536).
O aplicativo de extração de conectividade de DR pode solicitar dados de conectividade de DR, conforme mostrado no bloco 1542. O barra- mento de dados operacional pode enviar a solicitação de dados de conecti- —vidadede DR para a base de dados comercial, conforme mostrado no bloco
1548. A base de dados comercial pode receber a solicitação (bloco 1554), extrair, transformar, carregar dados de conectividade de DR (bloco 1556), e enviar os dados de conectividade de DR (bloco 1558). O barramento de da- dos operacional pode enviar os dados de conectividade de DR para o aplica- tivode extração de conectividade de DR (bloco 1550). O aplicativo de extra- ção de conectividade de DR pode receber os dados de conectividade de DR (bloco 1544) e enviar os dados de conectividade de DR (bloco 1546) por meio do barramento de dados operacional (bloco 1552) para o DM de estado e conectividade da rede, que armazena os dados de conectividade de DR (bloco 1560).
A figura 16 ilustra um fluxograma 1600 dos processos de Agente de Notificação. Um assinante de notificação pode fazer log em uma página da web, conforme mostrado no bloco 1602. O assinante de notificação pode criar/modificar/deletar parâmetros de lista de vista de cenário, conforme mostrado no bloco 1604. A página da web pode armazenar a lista de vista de cenário criada/modificada/deletada, conforme mostrado no bloco 1608, e o depósito de dados de CIM pode criar uma lista de sinalizadores de dados,
. conforme mostrado no bloco 1612. Um serviço de tradução de nome pode traduzir os sinalizadores de dados para o histórico (bloco 1614) e enviar os sinalizadores de dados (bloco 1616). A página da web pode enviar a lista de sinalizadores de dados (bloco 1610) por meio do barramento de dados ope- . 5 racional, que recebe a lista de sinalizadores de dados (bloco 1622) e a envia para o agente de notificação (bloco 1624). O agente de notificação recupera a lista (bloco 1626), valida e mescla as listas (bloco 1628) e verifica o históri- co por cenários de notificação (bloco 1630). Se forem achadas exceções que combinam com os cenários (bloco 1632), uma notificação é enviada (bloco 1634). O barramento de evento recebe a notificação (bloco 1618) e a envia para o assinante de notificação (bloco 1620). O assinante de notificação po- de receber a notificação por meio de um meio preferencial, tal como texto, correio eletrônico, chamada de telefone, etc., conforme mostrado no bloco
1606.
A figura 17 ilustra um fluxograma 1700 dos processos de Coleta de Dados do Medidor (AMI). O coletor atual pode solicitar dados do medidor residencial, conforme mostrado no bloco 1706. Um ou mais medidores resi- denciais podem coletar dados do medidor residencial em resposta a uma solicitação (bloco 1702) e enviar os dados do medidor residencial (bloco 1704). O coletor de corrente pode receber os dados do medidor residencial (bloco 1708) e enviá-los para o barramento de dados operacional (bloco 1710). O mecanismo de coleta de dados do medidor pode solicitar dados do medidor comercial e industrial, conforme mostrado no bloco 1722. Um ou mais medidores comerciais e industriais podem coletar dados do medidor comercial e industrial em resposta a uma solicitação (bloco 1728) e enviar os dados do medidor comercial e industrial (bloco 1730). O mecanismo de cole- ta de dados do medidor pode receber os dados do medidor comercial e in- dustrial (bloco 1724) e enviá-los para o barramento de dados operacional (bloco 1726).
O barramento de dados operacional pode receber dados do me- didor residencial, comercial e industrial (bloco 1712) e enviar os dados (bloco 1714). Os dados podem ser recebidos pela base de dados de repositório de
. dados do medidor (bloco 1716) ou podem ser recebidos pelo processador de faturamento (bloco 1718), que pode por sua vez enviar a um ou mais siste- mas, tal como um sistema de CRM (gerenciamento de relação com consu- midor) (bloco 1720).
.. 5 Os processos de observabilidade podem ademais incluir proces- sos de monitoramento de ativo remoto. Monitorar os ativos dentro de uma Í rede de energia pode se mostrar difícil. Pode haver diferentes porções da rede de energia, algumas das quais são muito extensas. Por exemplo, as subestações podem incluir transformadores de energia (que custam mais de $1 milhão) e interruptores de circuito. Muitas vezes, os serviços públicos po- deria fazer pouco, se não nada, para fins de analisar os ativos e maximizar o uso dos ativos. Ao invés disso, o foco do serviço público era tipicamente ga- rantir que a energia para o consumidor fosse mantida. Especificamente, o serviço público estava focado em inspeções programadas (que poderiam tipicamente ocorrer em intervalos predeterminados) ou manutenção "aciona- da por evento" (que poderia ocorrer se uma falha ocorresse em uma porção da rede). Ao invés das típicas inspeções programadas ou manutenção "a- cionada por evento”, os processo de monitoramento remoto de ativo podem se focarem manutenção baseada em condição. Especificamente, se uma porção (ou toda) da rede de energia puder ser avaliada (tal como em uma base periódica ou contínua), a integridade da rede de energia pode ser au- mentada. Conforme discutido anteriormente, os dados podem ser gerados em várias porções da rede de energia e transmitidos para (ou acessíveis por) uma autoridade central. Os dados podem então ser usados pela autori- dade central com o objetivo de determinar a integridade da rede. Além de analisar a integridade da rede, uma autoridade central pode realizar monito- ramento de utilização. Tipicamente, o equipamento na rede de energia é o- —perado com uso de margens de segurança consideráveis. Uma das razões para isto é que as empresas de serviço público são conservadoras por natu- reza e buscam manter a energia para o consumidor dentro de uma margem
: ampla de erro. Outra razão para isto é que as empresas de serviço público que monitoram a rede podem não estar cientes da extensão em que uma peça de equipamento na rede de energia está sendo utilizada. Por exemplo, se uma empresa de energia está transmitindo energia através de um circuito a. 5 alimentador particular, a empresa de energia pode não ter um meio pelo qual saiba se a energia transmitida está próxima ao limite do circuito alimentador f (por exemplo, o circuito alimentador pode se tornar excessivamente aqueci- do). Por causa disto, as empresas de serviço público podem estar subutili- zando uma ou mais porções da rede de energia.
Os serviços públicos também gastam tipicamente uma quantia considerável de dinheiro para adicionar capacidade à rede de energia já que a carga sobre a rede de energia tem crescido (isto é, a quantidade de ener- gia consumida tem aumentado). Por causa da falta de conhecimento dos Serviços Públicos, os Serviços Públicos atualizarão a rede de energia des- necessariamente. Por exemplo, os circuitos alimentadores que não estão operando próximo à capacidade podem ser apesar de tudo atualizados por recondução (isto é, cabos maiores são postos nos circuitos alimentadores) ou circuitos alimentadores adicionais podem ser postos. Este custo sozinho é considerável.
Os processos de monitoramento remoto de ativo podem monito- rar vários aspectos da rede de energia, tal como: (1) analisar a integridade atual de ativo de uma ou mais porções da rede; (2) analisar a integridade futura de ativo de uma ou mais porções da rede; e (3) analisar a utilização de uma ou mais porções da rede. Primeiro, um ou mais sensores podem medire transmitir aos processos de monitoramento remoto de ativo com o objetivo de determinar a integridade atual da porção particular da rede. Por exemplo, um sensor ou um transformador de energia podem fornecer um indicador de sua integridade medindo os gases dissolvidos no transforma- dor. Os processos de monitoramento remoto de ativo podem então usar fer- ramentas de análise para determinar se a porção particular da rede (tal co- mo o transformador de energia) tem sua integridade ou não. Se a porção particular da rede não tiver sua integridade, a porção particular da rede pode
. ser consertada. Além disso, os processos de monitoramento remoto de ativo po- dem analisar dados gerados a partir das porções da rede com o objetivo de : prever a integridade futura de ativo das porções da rede. Há fatores que . 5 causam estresse em componentes elétricos. Os fatores de estresse podem não ser necessariamente constantes e podem ser intermitentes. Os senso- : res podem fornecer um indicador do estresse em uma porção particular da rede de energia. Os processos de monitoramento remoto de ativo pode fazer log das medições de estresse, conforme indicado pelos dados do sensor, e pode analisar a medição de estresse para prever a integridade futura da por- ção da rede de energia. Por exemplo, os processos de monitoramento remo- to de ativo podem usar análise de tendências com o objetivo de prever quando a porção particular da rede pode falhar e pode programar manuten- ção antecipadamente (ou concorrentemente com) ao momento em que a porção particular da rede pode falhar. Desta forma, os processos de monito- ramento remoto de ativo podem prever a vida útil de uma porção particular da rede, e assim determinar se a vida útil daquela porção da rede é muito curta (isto é, se aquela porção da rede está se desgastando muito rapida- mente).
Ademais, os processos de monitoramento remoto de ativo po- dem analisar a utilização de uma porção da rede de energia com o objetivo de gerenciar melhor a rede de energia. Por exemplo, os processos de moni- toramento remoto de ativo podem analisar um circuito alimentador para de- terminar qual é a sua capacidade de operação. Neste exemplo de circuito alimentador, os processos de monitoramento remoto de ativo podem deter- minar que o circuito alimentador está atualmente sendo operado a 70%. Os processos de monitoramento remoto de ativo pode ademais recomendar que o circuito alimentador particular pode ser operado em uma percentagem mais alta (tal como 90%), enquanto ainda mantém margens de segurança aceitáveis. Os processos de monitoramento remoto de ativo podem assim permitir uma aumento efetivo na capacidade simplesmente através de análi- se de utilização.
. Metodologia para Determinar técnica específica de Arquitetura Há várias metodologias para determinar a técnica específica de arquitetura que pode usar um, alguns ou todos os elementos da Arquitetura | de Referência INDE.
A metodologia pode incluir uma pluralidade de etapas.
Primeiro, uma etapa de linha de base pode ser realizada na geração de do- cumentação do estado como está do serviço público e uma avaliação imedi- ' ata para transição para uma Rede inteligente.
Segundo, uma etapa de defi- nição de requisitos pode ser realizada na geração de definição do estado a ser e as necessidades detalhadas para chegar a este estado.
Terceiro, uma etapa de desenvolvimento de solução pode ser realizada na geração de definição dos componentes de arquitetura de solu- ção que permitirão a Rede inteligente incluindo a medição, monitoramento e controle.
Para a arquitetura INDE, isto pode incluir os dispositivos de medi- ção, a rede de comunicação para passar dados a partir dos dispositivos para os aplicativos do núcleo inde 120, os aplicativos do núcleo inde 120 para prosseguir e reagir aos dados, aplicativos analíticos para interpretar os da- dos, a arquitetura de dados para modelar os dados medidos e interpretados, a arquitetura de integração para trocar dados e informações entre a INDE e sistemas de serviço público, a infraestrutura de tecnologia para executar os vários aplicativos e bases de dados e os padrões que podem ser seguidos para permitir um padrão portátil de indústria e solução eficiente.
Quarto, uma modelagem de valor pode ser realizada na geração da definição de indicadores de desempenho chave e fatores de sucesso pa- ra a Rede inteligente e a implantação da habilidade de medir e classificar o desempenho do sistema contra os fatores de desempenho desejados.
A re- velação acima se refere ao aspecto de desenvolvimento da Arquitetura da etapa 3. A figura 19 ilustra um exemplo de um gráfico de fluxo de pro- gresso de plano de projeto.
Especificamente, a figura 19 ilustra um fluxo de progresso das etapas que podem ser conduzidas para definir os requisitos da rede inteligente e as etapas que podem ser executadas para implantar a rede inteligente.
O processo de desenvolvimento da rede inteligente pode
.: começar com um desenvolvimento de visão da rede inteligente, que pode esboçar os objetivos gerais do projeto, que pode levar ao processo de rotei- rização da rede inteligente. O processo de roteirização pode levar a fazer o ! plano de projeto e modelar valor. . 5 Fazer o plano de projeto pode fornecer uma abordagem metódi- ca para a definição da rede inteligente no contexto de todo o empresariado r de serviço público. O plano de projeto pode incluir um roteiro geral, que pode levar a uma avaliação de linha de base e sistemas (BASE) e a uma definição de requisitos e seleção de análises (RDAS). O processo de RDAS pode criar —adefinição detalhada da rede inteligente específica do serviço público.
O processo de BASE pode estabelecer o ponto de início para o serviço público, em termos de sistemas, redes, dispositivos e aplicativos pa- ra dar suporte às capacidades da rede inteligente. À primeira parte do pro- cesso é desenvolver um inventário de sistemas da rede, que pode incluir: estrutura da rede (tal como geração, linhas de transmissão, subestações de transmissão, sub linhas de transmissão, subestações de distribuição, alimen- tadores de distribuição, classes de tensão); os dispositivos da rede (tal como comutadores, religadores, capacitores, reguladores, compensadores de queda de tensão, alimentadores de interligações); automação da subestação (tal como IEDs, LANs da subestação, instrumentação, RTUs/ computadores da estação); automação de distribuição (tal como capacitor e controle de comutação; isolamento da falha controles de transição de carga ; sistemas de coordenação de LTC; DMS; Sistema de gerenciamento de resposta de demanda); e sensores da rede (tal como tipos de sensor, quantidades, usos econtasem malhas de distribuição, em linhas de transmissão e em subes- tações); etc. Uma vez que o inventário esteja completo, uma avaliação do serviço público contra um modelo imediato da à rede inteligente de alto nível pode ser criado. Um modelo de diagrama de fluxo de dados como são e sis- temas podem ser também criados.
O processo de configuração da arquitetura (ARC) pode desen- volver uma arquitetura técnica preliminar de rede inteligente para o serviço público combinando as informações a partir do processo de BASE, requisitos
: e restrições a partir do processo de RDAS e a Arquitetura de Referência IN- DE para produzir uma arquitetura técnica que vai ao encontro das necessi- dades específicas do serviço público e que toma vantagem dos sistemas legados apropriados e que conforma às restrições que existem no serviço .. 5 público. O uso da Arquitetura de Referência INDE pode evitar a necessidade de inventar uma arquitetura personalizada e assegura que a experiência a- ' cumulada e melhores práticas sejam aplicadas para o desenvolvimento da solução. Também pode assegurar que a solução pode fazer uso máximo de ativos reusáveis da rede inteligente.
O processo de configuração da arquitetura de rede de sensor (SNARC) pode fornecer um quadro para tomar a série de decisões que defi- nem a arquitetura de uma rede de sensor distribuído para suporte da rede inteligente. O quadro pode ser estruturado como uma série de árvores de decisão, cada uma orientada para um aspecto específico da arquitetura de rede de sensor. Uma vez que as decisões tenham sido tomadas, um dia- grama de arquitetura de rede de sensor pode ser criado.
A alocação do sensor por meio de processo de recorrência de seção T (SATSECTR) pode fornecer um quadro para determinar quantos sensores devem ser colocados na rede de distribuição para se obter um da- do nívelde observabilidade, sujeito a restrições de custo. Este processo po- de também determinar os tipos e localizações de sensor.
O processo de avaliação de elemento de solução e modelo de componentes (SELECT) pode fornecer um quadro para avaliação de tipos de componente de solução e fornece um padrão de referência de desenho para cada classe de componente. O padrão de referência pode conter um modelo para especificações para cada um dos elementos de solução. Esses padrões de referência podem então ser usados para solicitar cotações de fornecedor e para dar suporte a avaliações de fornecedor/produto.
O processo de planejamento de atualização para aplicativos e redes (UPLAN) pode fornecer desenvolvimento de um plano para atualizar os sistemas, aplicativos e redes existentes de serviço público para estarem prontos para integração em uma solução de rede inteligente. O processo de
- estimativa de risco e planejamento de gerenciamento (RAMP) pode fornecer uma estimativa de risco associado a elementos específicos da solução de rede inteligente criada no processo de ARC. O processo de UPLAN pode estimar o nível ou risco para elementos de risco identificado e fornece um e 5 —planode ação para reduzir o risco antes que o serviço público se comprome- ta com a construção. O processo de análise de alteração e planejamento de o gerenciamento (CHAMP) pode analisar o processo e alterações organiza- cionais que podem ser necessárias para que o serviço público perceba o valor do investimento da rede inteligente e pode fornecer um plano de ge- renciamento de alto nível para executar essas alterações de uma maneira sincronizada com o remanejamento da rede inteligente. O processo de CHAMP pode resultar em um plano de projeto sendo gerado.
O roteiro no processo de modelagem de valor pode levar a es- pecificar métricas de valor, o que pode levar a estimação de custos e benefí- cios. A estimação pode levar à construção de um ou mais casos, tal! como um caso de taxa e caso de negócio, que por sua vez pode levar a um fe- chamento de caso. A saída de plano de projeto e a modelagem de valor po- dem ser enviados ao serviço público para aprovação, o que pode resultar em atualizações de sistema de serviço público e os remanejamentos da rede inteligente e atividades de redução de risco. Após o qual, a rede pode ser designada, construída e testada, e então operada.
Conforme discutido com relação à figura 13, o núcleo inde 120 pode ser configurado para determinar ocorrências de queda dentro de várias porções de uma rede de energia e pode também determinar uma localização deuma queda. As figuras 20 a 25 fornecem exemplos do aplicativo inteligen- te de queda configurado para gerenciar e estimar condições relacionadas à queda associadas a várias porções e dispositivos da rede de energia. Cada um dos exemplos nas figuras 20 a 25 pode interagir um com o outro com uso de um único aplicativo inteligente de queda ou pode ser distribuído entre uma variedade de aplicativos inteligentes de queda. Cada aplicativo inteli- gente de queda pode ser baseado em hardware, baseado em software ou qualquer combinação destes. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de
. queda descrito com relação à figura 13 pode ser executado tanto em um mecanismo de CEP, tal como aquele que hospeda os serviços de CEP 144, como em qualquer outro servidor, incluindo um que opera os serviços de : CEP 144. Além disso, o aplicativo inteligente de queda pode recuperar da- .. 5 dos da rede e de conectividade, tal como aqueles descritos em ralação à figura 13, na realização de estimativa e gerenciamento de queda para várias " porções da rede de energia, conforme descrito com relação figuras 20 a 25. A figura 20 é um fluxograma operacional de exemplo para de- terminar queda e outras condições associadas a medidores, tal como os medidores inteligentes 163. Em um exemplo, as mensagens de evento po- dem ser geradas por cada medidor inteligente 163 conectado a uma rede de energia. Conforme previamente descrito, as mensagens de evento podem descrever eventos atuais que transparecem em relação a um medidor inteli- gente particular 163. As mensagens de evento podem ser roteadas para o núcleo inde 120 através do coletor 164 para as redes de comunicações de serviço público 160. A partir das redes de comunicações de serviços públi- cos 160, as mensagens de evento podem ser passadas através do quadro de segurança 117 e o dispositivo de roteamento 190. O dispositivo de rote- amento 190 pode rotear as mensagens de evento para o barramento de pro- cessamento de evento 147. O barramento de processamento de evento 147 pode se comunicar com o aplicativo inteligente de queda permitindo que o aplicativo inteligente de queda processe as mensagens de evento e determi- ne o estado dos medidores inteligentes 163 com base nas mensagens de evento.
Em um exemplo, cada mensagem de evento recebida pelo apli- cativo inteligente de queda pode indicar que um medidor inteligente associa- do 163 está operando de acordo com o serviço normal. No bloco 2000, com base nas mensagens de evento, o aplicativo inteligente de queda pode de- terminar o estado de um medidor inteligente particular 163 para ser de "ser- viçonormal". O estado de serviço normal pode indicar que o medidor inteli- gente particular 163 está operando com sucesso e nenhuma queda ou ou- tras condições de anomalia foram detectadas pelo medidor inteligente parti-
: cular 163. Quando o estado do medidor inteligente particular 163 é determi- nado como sendo aquele de serviço normal, o aplicativo inteligente de queda pode processar as mensagens de evento normalmente, o que por se referir : ao aplicativo inteligente de queda que interpreta as mensagens de evento . 5 associadas ao medidor inteligente particular 163 sem referência a qualquer atividade anormal recente. Mediante a ocorrência de uma condição de "e- Í vento de falha de leitura" 2002 a partir do medidor inteligente particular 163, no bloco 2004, o aplicativo inteligente de queda pode determinar o estado do medidor inteligente particular 163 como sendo "falha de medidor possível".
Um evento de falha de leitura pode ser qualquer ocorrência que faça com que o aplicativo inteligente de queda esteja incapaz de filtrar uma mensagem de evento a partir do medidor inteligente particular 163. Um evento de falha de leitura pode ocorrer quanto o aplicativo inteligente de queda espera rece- ber uma mensagem de evento a partir de um dispositivo, tal como o medidor inteligente particular 163, e não recebe a mensagem de evento. Uma condi- ção de evento de falha de leitura 2002 pode ocorrer para o medidor inteli- gente particular 163 devido a falha do medidor, condição de queda ou perda de comunicação entre o medidor inteligente particular 163 e aplicativo inteli- gente de queda.
Em um exemplo, o possível estado de falha do medidor pode in- dicar que o medidor inteligente particular 163 falhou com base na ocorrência da condição de evento de falha de leitura 2002. No possível estado de falha do medidor, o aplicativo inteligente de queda pode emitir uma solicitação para uma verificação imediata da tensão remota do medidor do medidor inte- ligente particular 163. A verificação de tensão remota do medidor pode inclu- ir enviar uma solicitação para recebimento de uma mensagem a partir do medidor inteligente particular 163 que indica a tensão de corrente do medi- dor inteligente 163. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma men- sagem de "verificação de tensão 'OK"' 2006 transmitida pelo medidor parti- cular 163 indicando que o medidor particular 163 está funcionando correta- mente, o aplicativo inteligente de queda pode retornar ao estado de serviço normal no bloco 2000.
: O aplicativo inteligente de queda pode determinar que a verifica- ção de tensão falhou, o que resulta em uma condição de "falha em verífica- ção de tensão" 2008. A condição de falha em verificação de tensão pode ser determinada com base em falha para receber uma mensagem de verificação .. 5 de tensão"OK"2006 a partir do medidor inteligente particular 163. Com ba- se na condição de falha em verificação de tensão 2008, o aplicativo inteli- " gente de queda pode determinar que uma queda associada ao medidor inte- ligente particular 163 ocorreu e o aplicativo inteligente de queda pode deter- minar que o medidor inteligente particular está em um estado de "queda con- firmada" no bloco 2010. O estado de queda confirmada pode indicar que uma queda prolongada ocorre. Na transição para determinar o estado de queda confirmada no bloco 2010, uma mensagem de "evento de queda pro- longada" 2012 pode ser gerada pelo aplicativo inteligente de queda. A men- sagem de evento de queda prolongada 2012 pode ser transmitida para o sistema de gerenciamento de queda 155, que pode permitir que a localiza- ção do evento de queda prolongada seja determinada. Em outros exemplos, a mensagem de evento de queda prolongada 2012 pode ser transmitida pa- ra o aplicativo inteligente de falha (vide figura 14) e para um arquivo de log. Em exemplos alternativos, a mensagem 2012 pode ser roteada para outros sistemas e processos configurados para processas a mensagem 2012. Enquanto determina o estado de queda confirmada no bloco 2010, o aplicativo inteligente de queda pode emitir solicitações periódicas para uma verificação de tensão do medidor inteligente particular 163. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem se verificação de tensão OK 2006 a partir do medidor inteligente particular 163, o aplicativo inteligente de queda pode determinar o estado de serviço normal no bloco
2000. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "notificação de restauração de energia (PRN)" 2013 durante o estado de — queda confirmada, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o medidor inteligente particular 163 está em estado de serviço normal no bloco
2000. A mensagem de PRN 2013 pode indicar que a queda não existe mais.
: A mensagem de PRN 2011 pode se originar a partir do medidor particular
163. Mensagem de "reinício" 2015 pode ocorrer no estado de queda confir- mada. As mensagens de reinício 2015 podem se originar a partir de entida- des de alto nível tal como seções, circuitos alimentadores, sistemas de ge- e. 5 — renciamento de dados (DMS), etc. No bloco 2000, o aplicativo inteligente de queda pode solicitar T uma verificação de tensão do medidor inteligente particular 163 sem a ocor- rência de um evento de falha de leitura. As verificações de tensão podem ser periodicamente executadas ou podem ser executadas com base em condi- ções particulares da rede de energia, tal como quando a demanda de ener- gia está abaixo de um limite particular dentro de toda a rede de energia ou dentro de uma porção pré-selecionada da rede de energia. Se uma condição de falha de verificação de tensão 2008 estiver presente, o aplicativo inteli- gente de queda pode determinar que o medidor particular 163 está no esta- do de queda confirmada 2010. Na transição da determinação do estado de serviço normal no bloco 2000 para p estado de queda confirmada no bloco 2010, uma mensagem de "evento de queda prolongada" 2012 pode ser ge- rada e transmitida.
Enquanto determina o estado de serviço normal no bloco 2000, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "notífica- ção de queda de energia (PON)" 2014 que indica que uma queda pode ter ocorrido associada ao medidor inteligente particular 163. A mensagem pode ser recebida a partir do medidor inteligente particular 163 ou outros dispositi- vos a montante do medidor inteligente particular 163. Mediante o recebimen- toda mensagem de PON 2014, o aplicativo inteligente de queda pode de- terminar que o medidor inteligente particular 163 está em um estado de "queda percebida" no bloco 2016. No estado de queda percebida, o aplicati- vo inteligente de queda pode suspender ações adicionais por um período predeterminado de tempo. Se o período predeterminado de tempo expirar, uma condição de "tempo esgotado" 2018 pode ocorrer, resultando no aplica- tivo inteligente de queda determinando que o medidor particular está no es- tado de queda confirmada no bloco 2010. Durante a transição para o estado
. de queda confirmada, o aplicativo inteligente de queda pode gerar a mensa- gem de evento de queda prolongada 2012.
Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de : notificação de restauração de energia (PRN) 2013 a partir do mecanismo de . 5 dados de coletado medidor antes de o período predeterminado de tempo expirar, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de "e- vento de queda momentânea" 2020 que indica que a queda percebida foi somente momentânea e o medidor inteligente particular 163 está atualmente funcionando corretamente sem nenhuma condição de indicada pelo medidor inteligente particular 163. A mensagem de evento de queda momentânea 2020 pode ser transmitida para um arquivo de log de evento para análise subsequente. O aplicativo inteligente de queda pode também determinar que o medidor particular está no estado de serviço normal no bloco 2000. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de verificação de tensão "OK" 2006 ante da condição de tempo esgotado 2018, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o medidor inteligente 163 está no estado de serviço normal no bloco 2000, assim como gera uma mensagem de evento de queda momentânea 2020. Em cada uma dos esta- dos nos blocos 2000, 2004, 2010 e 2018, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de suspensão a partir de uma entidade de alto nível tal como seções, circuitos alimentadores, DMS, etc. para suspender o processamento de mensagens de medidor do medidor particular 163. A sus- pensão pode ser baseada no reconhecimento de que adulteração, falha de dispositivo ou alguma outra condição indesejada está presente e que pode afetar o medidor inteligente particular 163. Se uma mensagem de suspensão 2022 existir enquanto o aplicativo inteligente de queda está em qualquer dos estados nos blocos 2000, 2004, 2010 e 2018, o aplicativo inteligente de que- da pode imediatamente determinar que o medidor inteligente particular 163 está em um estado de filtragem suspensa no bloco 2024. No estado de fil- tragem suspensa, o aplicativo inteligente de queda pode suspender a filtra- gem de mensagens originadas a partir do medidor particular 163. Uma men- sagem de reinício 2015 recebida pelo aplicativo inteligente de queda pode
. permitir que o aplicativo inteligente de queda retorne ao estado de serviço normal no bloco 2000. A mensagem de reinício 2015 pode ser gerada por seções, circuitos alimentadores, DMS, etc.
Apesar de a figura 20 ilustra o : aplicativo inteligente de queda com relação a um medidor inteligente particu- . 5 lar 163,0 aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para gerenci- ar similarmente mensagens de evento a partir de qualquer número desejado
' de medidores 163 em uma respectiva rede de energia.
A figura 21 é um fluxograma operacional do aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda associadas a sensores de linha na rede de energia.
Em um exemplo, os sensores de linha podem também incluir os medidores alimentadores que são eletricamente acoplados ao sensores de linha para fornecer informações com respeito à atividade do sensor de linha.
Similarmente à figura 20, o aplicativo inteligente de queda pode determinar vários estados com respeito a um, alguns ou to- dosos sensores de linha e executar várias tarefas mediante a determinação de cada estado.
Os sensores de linha podem incluir dispositivos, tal como RTUs, configuradas para gerar mensagens de evento recebidas pelo aplica- tivo inteligente de queda para determinar estados de um sensor de linha par- tícular.
No bloco 2100, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que um sensor de linha particular está em um estado de serviço normal.
Quando o estado no bloco 2100 estiver determinado, o aplicativo inteligente de que- da pode passar eventos de serviço, tal como quando um medidor associado está programado para reparo ou substituição.
Tal condição pode fazer com que o medidor se desconecte fazendo com eu uma PON seja gerada.
No entanto, nenhuma queda ou outra condição anormal está realmente presen- te, então o aplicativo inteligente de queda pode passar mensagens de even- tos sob essas circunstâncias.
Se uma condição de evento de falha de leitura 2102 ocorrer, o aplicativo inteligente de queda pode determinar um possível estado de falha de sensor no bloco 2104 do sensor de linha particular.
Em um exemplo, a condição de evento de falha de leitura 2102 pode indicar que o sensor de linha particular falhou em gerar uma mensagem de evento quando esperado.
. Enquanto o aplicativo inteligente de queda determina que o sen- sor de linha particular está no estado de falha de sensor no bloco 2104, o aplicativo inteligente de queda pode emitir uma verificação de integridade de : sensor. Mediante o recebimento da mensagem de "verificação de integrida- .“. 5 de OK"2106 a partirdo sensor de linha particular que indicam que o sensor de linha não falhou, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o É sensor de linha está em um estado de serviço normal no bloco 2100. Se ne- nhuma mensagem de verificação de integridade "OK" for recebida, o aplica- tivo inteligente de queda continua a determinar se o sensor de linha particu- lartem possibilidade de falhar no bloco 2104.
Enquanto o aplicativo inteligente de queda determina se o sen- sor de linha particular está em um estado de serviço normal no bloco 2100, uma condição de "perda de tensão" 2108 pode ocorrer fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine um estado percebido de queda que indica que o sensor de linha particular está envolvido em uma queda perce- bida. A condição de perda de tensão 2108 pode ocorrer quando o aplicativo inteligente de queda falha em receber uma mensagem de evento esperada o que indica que a tensão do sensor de linha particular está em um nível dese- jado. A condição de perda de tensão 2108 pode fazer com que o aplicativo inteligente de queda determine que o sensor de linha particular esteja em uma condição de queda no bloco 2110, o que indica que o sensor de linha particular está experienciando uma queda. Enquanto determina que o sensor de linha particular está no estado percebido de queda, o aplicativo inteligente de queda pode determinar se a condição de falha de tensão 2108 é indicati- vade uma queda momentânea ou prolongada. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode suspender ações adicionais por um período pre- determinado de tempo. Se o período predeterminado de tempo expirar, uma condição de "tempo esgotado" 2112 pode ocorrer, resultando em que o apli- cativo inteligente de queda determine que uma condição de queda prolonga- —daresultou, e o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o sensor de linha particular está em um estado de queda confirmada no bloco 2114.
Durante a transição para determinar o estado de queda confirmada, o aplica-
: tivo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de "evento de queda prolongada" 2116, que pode ser transmitida para o sistema de gerenciamen- to de queda 155 para análise subsequente de queda com relação à localiza- : ção e extensão. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem " 5 —detensão restaurada" 2118 enquanto determina que o sensor de linha par- ticular está em um estado percebido de queda, mas antes da expiração da ' quantidade predeterminada de tempo, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que a queda é momentânea e pode determinar que o sensor de linha particular está em um estado de serviço normal no bloco 2100. Durante atransição para determinar o estado no bloco 2100, uma mensagem de e- vento de queda momentânea 2120 pode ser gerada pelo aplicativo inteligen- te de queda e transmitida para o sistema de gerenciamento de queda 155.
Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de tensão res- taurada 2118 enquanto determina que o sensor de linha particular está em um estado de queda confirmada, o aplicativo inteligente de queda pode de- terminar que o sensor de linha particular está no estado de serviço normal no bloco 2100.
Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "falha atual detectada" 2122, o aplicativo inteligente de queda pode determi- —narque o sensor de linha particular está em um estado percebido de falha no bloco 2124. Se a mensagem de falha atual detectada 2122 for recebida, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de falha 2125 a ser recebida por vários aplicativos, tal como o aplicativo inteligente de falha (vide figura 14). Enquanto determina que o sensor de linha particular está no estado percebido de falha no bloco 2124, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que a falha ocorreu em uma localização na rede de energia diferente que o sensor de linha particular, tal como depois da localização do sensor de linha particular. O aplicativo inteligente de queda pode solicitar verificações de tensão periódicas do sensor de linha particular enquanto de- terminar que o sensor de linha particular está no estado percebido de falha no bloco 2124, Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de tensão restaurada 2118, o aplicativo inteligente de queda pode determi-
. nar que o sensor de linha particular está no estado de serviço normal no blo- co 2100. Apesar de a figura 21 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com respeito a um sensor de linha particular, o aplicativo inteligente de queda : pode ser configurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a . 5 — partirde qualquer número desejado de sensores de linha em uma respectiva rede de energia.
' Similarmente ao que foi descrito com relação à figura 20, em ca- da um dos estados nos blocos 2100, 2106, 2110, 2114 e 2124, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de suspensão a partir de uma entidade de alto nível tal como seções, circuitos alimentadores, DMS, etc. para suspender o processamento de mensagem de medidor do sensor de linha. A suspensão pode ser baseada no reconhecimento de que adulte- ração, falha de dispositivo ou alguma outra condição indesejada está pre- sente que possa afetar o sensor de linha particular. Se uma mensagem de suspensão 2126 existir enquanto o aplicativo inteligente de queda estiver em qualquer um dos estados nos blocos 2100, 2106, 2110, 2114 e 2124, o apli- cativo inteligente de queda pode imediatamente determinar que o sensor de linha particular está em um estado de filtragem suspensa no bloco 2128. No estado de filtragem suspensa, o aplicativo inteligente de queda pode sus- —pender o processamento de mensagem que se originam a partir do sensor de linha particular. Uma mensagem de reinício 2130 recebida pelo aplicativo inteligente de queda pode permitir que o aplicativo inteligente de queda re- torne ao estado de serviço normal no bloco 2100. A mensagem de reinício 2130 pode ser gerada por seções, circuitos alimentadores, DMS, etc. A pe- —sarde afigura 21 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com relação a um sensor de linha particular, o aplicativo inteligente de queda pode ser configu- rado para similarmente gerar mensagens de evento a partir de qualquer nú- mero desejado de sensores de linha em uma respectiva rede de energia.
A figura 22 em um fluxograma operacional do aplicativo inteli- gente de queda configurado para determinar falhas reconhecidas por um ou mais indicadores de circuito em (FClIs). Um FCI particular pode estar locali- zado dentro da rede de energia. O aplicativo inteligente de queda pode re-
ceber mensagens de evento a partir de um dispositivo de monitoramento incluído no FCI para determinar que o FCI está em um estado normal no bloco 2200. Enquanto determina que o FCI particular está em um estado ' normal, o aplicativo inteligente de queda pode processar mensagens de e- —ventoa partirdo FCI particular. Mediante o recebimento de uma mensagem de "FCI defeituoso a jusante" 2202, o aplicativo inteligente de queda pode . determinar que o FCI particular está em um estado de falha de FCI no bloco
2204. Enquanto determina que o FCI particular está no estado de falha de FCI no bloco 2204, o aplicativo inteligente de queda pode suspender o pro- —cessamento de mensagem a partir do FCI particular. O aplicativo inteligente de queda pode continuar a suspensão do processamento de mensagem de FCI até que uma mensagem de "reinício de FCI a jusante" 2206 seja recebi- da. Mediante o recebimento da mensagem de FCI defeituoso a jusante 2206, o aplicativo inteligente de queda pode determinar o FCI no estado — normal no bloco 2200. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "falha de FCI local" 2208, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que uma falha ocorreu no FCI particular. Mediante o recebimento da mensa- gem de falha de FCI particular 2208, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o FCI particular está em um estado de detecção de falha a- tual no bloco 2210. Durante a transição para determinar que o FCI particular está no estado de detecção de falha atual, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de falha 2211 para vários aplicativos tal como o aplicativo inteligente de falha e para FCIs a montante. Mediante o recebi- —mentode uma mensagem de reinicialização 2212 a partir do FCI particular, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de reinicialização 2213 para FCIs a montante do FCI particular e pode determinar que o FCI particular está em um estado normal no bloco 2200. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de — FCI defeituoso a jusante 2214 a partir de um a jusante FCI, o aplicativo inte- ligente de queda pode determinar se o FCI particular está em um estado de falha a jusante 2216. Enquanto determina se uma falha a jusante existe, o |
. aplicativo inteligente de queda pode suspender o processamento de mensa- gem a partir do FCI particular. Mediante o recebimento de uma mensagem de reinicialização de FCI a jusante 2218 a partir de um a FCI jusante, o apli- cativo inteligente de queda pode determinar que o FCI particular está em um ” 5 estadonormal no bloco 2100. Apesar de a figura 22 ilustrar o aplicativo inte- ligente de queda com relação a um FCI particular, o aplicativo inteligente de É queda pode ser configurado para similarmente gerenciar mensagens de e- vento a partir de qualquer número desejado de FCIs em uma respectiva rede de energia.
A figura 23 é um fluxograma operacional do aplicativo inteligente de queda configurado para operar bancos capacitores durante condições de queda associadas a uma a rede de energia interconectada. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode determinar vários estados associados a um banco capacitor particular e realizar ações particulares associadas a cada estado determinado. No bloco 2300, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que um banco capacitor particular está em um estado des- ligado de linha, tal como sendo desconectado da rede de energia. O estado desligado do banco capacitor particular pode ser indicado para o aplicativo inteligente de queda por meio de mensagens de evento enviadas por um ou mais dispositivos configurados para gerar mensagens com relação à ativida- de do banco capacitor.
Se o banco capacitor estiver fora de serviço devido à manuten- ção programada ou devido à falha operacional, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "fora de serviço" 2302. Mediante o recebimento da mensagem 2302, o aplicativo inteligente de queda pode de- terminar que o banco capacitor particular está em um estado "fora de servi- ço" no bloco 2304. Enquanto o aplicativo inteligente de queda determina que o banco capacitor particular esteja fora de serviço, o aplicativo inteligente de queda pode suspender o processamento de mensagens de evento com re- lação ao banco capacitor particular. O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "retorno a serviço" 2306 a partir do banco capa- citor particular, indicando que o banco capacitor particular está disponível
. para serviço, permitindo que o aplicativo inteligente de queda determine que o banco capacitor particular está em um estado desligado no bloco 2300. O banco capacitor particular pode ser ligado em algum ponto no tempo através do recebimento de um comando "ligar" a partir de qualquer ” 5 dispositivo dentro da rede de energia que tenha autoridade para isso. O apli- cativo inteligente de queda pode ser notificado de que o banco capacitor par- 7 ticular foi ligado por meio de uma mensagem de "comando de ligar" 2308. O aplicativo inteligente de queda pode determinar que o banco capacitor parti- cular está em um estado "pendente de ligar" no bloco 2310 com base nas mensagem 2308. Na determinação de um estado pendente, a inteligência de queda pode receber uma mensagem de falha de efetividade operacional (O- E) 2312 que indica que o banco capacitor não foi ligado, fazendo com que o aplicativo de inteligência operacional determine que o banco capacitor está em um estado desligado no bloco 2300. A efetividade operacional pode se referir a uma indicação de que um dispositivo particular, tal como um banco capacitor, executa um comando particular, tal como um comando de "ligar". Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "OE confir- ma ligar" 2314, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o ban- co capacitor particular está em um estado de "banco capacitor ligado" 2316, oque indica que o banco capacitor particular está conectado a um circuito alimentador particular na rede de energia. Na transição para determinar o estado 2316, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de "banco capacitor ligado" 2318 que pode ser recebida por vários dispositi- vos, tal como um circuito alimentador interconectado com uso da tensão ge- —rada pelo banco capacitor particular.
Enquanto determina que o banco capacitor particular está no es- tado pendente no bloco 2310, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de comando de desligar 2320 a partir de qualquer dispositi- vo autorizado para desligar o banco capacitor particular, fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine que o banco capacitor particular está em um estado "pendente de desligar" no bloco 2322. Enquanto deter- mina que o banco capacitor particular está no estado pendente de desligar no bloco 2318, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensa- gem de comando de ligar 2408, fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine que o banco capacitor particular está no estado pendente de ligar no bloco 2310. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma . 5 mensagem de comando de desligar 2320 enquanto determina que o banco capacitor particular está no estado ligado de banco capacitor no bloco 2316, 1 a inteligência de queda pode determinar que o banco capacitor particular está em um estado pendente de desligar no bloco 2322.
Enquanto determina que o banco capacitor particular está no es- tado pendente de desligar no bloco 2318, o aplicativo inteligente de queda pode emitir uma solicitação para confirmação de OE. Se o aplicativo inteli- gente de queda receber uma mensagem de falha de OE 2312 em resposta, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o banco capacitor par- ticular está no estado pendente de desligar no bloco 2322.
Enquanto determina que o banco particular está no estado de banco capacitor desligado no bloco 2300, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma confirmação de OE de mensagem 2324, fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine que o banco capacitor parti- cular está em um estado pendente de desligar no bloco 2322. Na transição, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de banco capa- citor desligado 2326 a ser recebida por quaisquer dispositivos que possam desejar as informações com respeito ao banco capacitor particular. Apesar de a figura 23 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com respeito a um banco capacitor particular, o aplicativo inteligente de queda pode ser confi- gurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a partir de qual- quer número de bancos capacitores em uma respectiva rede de energia.
A figura 24 é um fluxograma operacional do aplicativo inteligente de queda configurado para determinar a existência de condições de queda com respeito a um circuito alimentador dentro de uma rede de energia. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para determinar um estado atual de um circuito alimentador particular com base em mensagens de evento recebidas a partir de dispositivos incluídos no cir-
: cuito alimentador configurado para monitorar as condições do circuito ali- mentador. O aplicativo inteligente de queda pode determinar que um circuito alimentador particular está operando em um estado normal no bloco 2400 : que indica que nenhuma condição de queda está presente. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "pendente de comutação" 2402 a partir do circuito alimentador, o aplicativo inteligente de queda pode Í determinar um estado de "comutação" do circuito alimentador no bloco 2404 o que indica que o circuito pode estar experienciando comportamento anor- mal devido a uma comutação atual sendo realizada associada ao circuito alimentador particular. Enquanto determina que o circuito alimentador parti- cular está no estado de comutação, o aplicativo inteligente de queda pode ignorar mensagens de queda de seção recebidas a partir do circuito alimen- tador ou outros dispositivos que indicam tal. Durante a transição para deter- minar que o circuito alimentador está em um estado de comutação no bloco 2404,o0o aplicativo inteligente de queda pode gerar um ou mais notificações de "mensagens de alimentador suspenso" 2408, que podem ser recebidas por vários dispositivos afetados pela comutação do circuito alimentador par- ticular, tal como seções subsidiárias e medidores inteligentes 163. O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de"comutação feita" 2410 a partir do circuito alimentador particular enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de comutação no bloco 2406. O recebimento da mensagem de comutação feita 2410 pode permitir que o aplicativo inteligente de queda transite de volta para determi- nar se o circuito alimentador particular está em um estado de operação nor- —malno bloco 2400. Durante a transição para determinar que o circuito ali- mentador particular está no estado de comutação, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma ou mais notificações de "mensagens de reinício do alimentador" 2412 que podem ser transmitidas para vários dispositivos que tenha recebido previamente a notificação de mensagens de alimentador suspenso 2408.
As condições de queda podem fazer com que um circuito ali- mentador seja bloqueado com base em um disparo de um interruptor inter-
.- conectado.
Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "disparo de interruptor e travamento" 2414 enquanto de- termina que o circuito alimentador particular está no estado de operação õ É normal no bloco 2400. A mensagem de disparo de interruptor e trava 2414 . 5 pode indicar que um interruptor interconectado ao circuito alimentador parti- cular foi disparado, o que afeta o circuito alimentador particular.
O recebi- na mento da mensagem 2414 pode fazer com que o aplicativo inteligente de queda determine que o circuito alimentador particular está em um estado de "alimentador bloqueado" no bloco 2416. Na transição para determinar que o circuito alimentador particular está no estado de alimentador bloqueado, o aplicativo inteligente de queda pode gerar a notificação de mensagens de alimentador suspenso 2408. Enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de alimentador bloqueado no bloco 2416, o aplicativo inteligente de queda pode receber um mensagem de reinicialização 2418 que indica que o interruptor disparado foi reiniciado, permitindo que o aplicativo inteligente de queda determine que o circuito alimentador particular está na condição de operação normal no bloco 2400. Uma queda forçada pode também ocorrer afetando o circuito a- limentador particular, tal como através de uma abertura de manual de um interruptor.
Em um exemplo, enquanto determina que o circuito alimentador particular está em um estado normal no bloco 2400, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "interruptor de aberto" 2420 a partir de dispositivos incluídos no interruptor que monitora as condições de interruptor.
Com base no recebimento da mensagem 2420, o aplicativo inte- ligente de queda pode transitar a partir da determinação de que o circuito alimentador particular está em um estado de operação normal no bloco 2400 para determinar que o circuito alimentador particular está em um estado de queda forçada no bloco 2422. O aplicativo inteligente de queda pode gerar umaourmais notificações de alimentador suspenso 2408 durante a transição para determinar o estado do circuito alimentador particular no bloco 2422. Enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de
. queda forçado, o aplicativo inteligente de queda pode solicitar uma verífica- ção de tensão alternada imediata, que fornece uma verificação na tensão do alimentador com uso de outra fonte de dados tal como sensor de linha ou | um medidor inteligente 163, que pode indicar tais condições tal como retroa- limentação.
O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem Y de reinicialização 2418 enquanto determina que o circuito alimentador parti- cular está no estado de queda forçada.
A mensagem de reinicialização 2418 pode indicar que o interruptor foi fechado, permitindo que o aplicativo inteli- gente de queda determine que o circuito alimentador particular está no esta- do de operação normal no bloco 2400. Durante a transição para determinar o estado no bloco 2400 a partir do bloco 2422, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma ou mais notificações de mensagens de reinício de alimentador 2412. A pesar de a figura 24 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com respeito a um circuito alimentador particular, o aplicativo inteli- gente de queda pode ser configurado para similarmente gerenciar mensa- gens de evento a partir de qualquer número desejado de circuitos alimenta- dores em uma respectiva rede de energia.
A figura 25 é um fluxograma operacional de gerenciamento de condições de queda associadas a uma seção da rede de energia.
Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode determinar um estado de operação normal da seção particular no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "alimentador suspenso" 2502 que indica que um circuito alimentador associado à seção particular está possivelmente fora ou em mau funcionamento fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de "alimentador possivelmente fora" no bloco 2504. Enquanto determina que a seção particular está em um estado de alimentador possivelmente fora, o aplicativo inteligente de queda pode solicitar uma verificação de tensão al- ternada, que fornece uma verificação na tensão da seção com uso de outras fontes de dados tal como sensor de linha ou um medidor inteligente 163. O aplicativo inteligente de queda pode também receber uma à: mensagem de "seção a montante suspensa" 2506 que indica que uma se- ção a montante foi suspensa. A mensagem 2506 pode ser recebida a partir do alimentador a montante. O recebimento da mensagem 2506 pode fazer : com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular estáno estado de alimentador possivelmente fora no bloco 2504. Uma con- dição de "verificação de tensão alternada falha" 2508 pode fazer com que o ' aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de seção fora no bloco 2510 o que indica que a seção particular per- deu energia. Durante a transmissão para determinar que a seção particular está no estado de seção fora, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de seção fora 2512 que pode ser recebida por uma seção a jusante e pode suspender a filtragem das mensagens a partir de outros dis- positivos associados à seção, tal como medidores inteligentes 163, sensores de linha, etc.
1 Uma mensagem de "verificação de tensão alternada “OK"' 2514 pode ser recebida pelo aplicativo inteligente de queda que faz com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de retroalimentação no bloco 2516, o que indica que a seção particu- lar pode estar sendo retroalimentada por outras seções de operação na rede de energia. Enquanto determina o estado de retroalimentação, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "reinício de seção a montante" 2518 a partir de uma seção a montante que permite que o aplica- tivo inteligente de queda determine que a seção particular está em um esta- do de operação normal no bloco 2500.
Enquanto determina que o estado particular está operando em um estado de operação normal, o aplicativo inteligente de queda pode rece- ber uma mensagem "de evento de perda de tensão de sensor" 2520, uma mensagem de "seção a montante abre" 2522, e/ou um mensagem de "medi- dor fora" 2524, cujo recebimento de cada uma pode fazer com que o aplica- tivo inteligente de queda determine que a seção particular está em um esta- do de "seção possivelmente fora" no bloco 2526 que indica que a seção par- ticular pode estar fora de serviço. O aplicativo inteligente de queda pode so-
.: licitar uma verificação de tensão alternada enquanto determina que a seção particular está no estado de "seção possivelmente fora" no bloco 2526. En- quanto determina o estado 2526, o aplicativo inteligente de queda pode re- ceber uma mensagem de verificação de tensão alternada "OK" 2514 que faz . 5 comqueo aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de operação normal no bloco 2500. O recebimento de ' uma mensagem de que a verificação de tensão alternada falha 2508 pode fazer com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção parti- cular está operando no estado de seção fora no bloco 2510 e pode gerar a mensagem de seção fora 2512.
Enquanto determina o estado de seção fora no bloco 2510, o a- plicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem "verificação de tensão “OK”' 2528 que indica que a seção está operando normalmente o que faz com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particu- lar está operando no estado normal no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar uma mensagem de "seção “OK"' 2530 para seções a jusante e pode reiniciar as mensagens de dispositivo de seção de filtragem.
Enquanto determina que a seção particular está no estado de operação normal no bloco 2500, o aplicativo inteligente de queda pode rece- ber uma mensagem de "suspender" 2532 fazendo com que o aplicativo inte- ligente de queda transite para determinar que a seção particular está em um sentado suspenso no bloco 2534. Enquanto determina que o aplicativo inte- ligente de queda está no estado suspenso, o aplicativo inteligente de queda pode suspender o processamento de mensagens de queda mensagens a partir da seção particular. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar uma ou mais mensagens de "dispositivo suspenso" 2536 a serem pro- cessadas por dispositivos associados à seção particular e suspender ade- mais a geração de mensagem.
Enquanto determina que a seção particular está no estado sus- penso, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "reinício" 2537 a partir da seção particular, indicando que a seção particular
: está operando normalmente, assim fazendo com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está no estado de operação nor- mal no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar | uma ou mais mensagens de "reinício de dispositivo" 2538 que pode ser re- .- 5 cebida por processada por dispositivos associados à seção particular e ge- ração de mensagem de reinício.
Enquanto determina que a seção particular está no estado de operação normal no bloco 2500, a processada por dispositivos associados à seção particular e suspensa geração de mensagem adicional pode receber uma mensagem de "comutação pendente" 2540 a partir da seção particular que indica que a seção está para ser comutada e pode fazer com que o comportamento da seção varie da operação normal. Mediante o recebimento da mensagem 2540, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma ou mais mensagens de dispositivo suspenso 2336 e determinar que a seção particular está em um estado de comutação no bloco 2542. Enquanto deter- mina que a seção particular está no estado de comutação, o aplicativo inteli- gente de queda pode ignorar as mensagens de queda de seção geradas pela seção particular. O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "comutação feita" 2544 que indica que a comutação com re- lação à seção particular foi realizada permitindo que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está no estado de operação nor- mal no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar uma ou mais mensagens de reinício de dispositivo 2538. Apesar de a figura ilustrar o aplicativo inteligente de queda com respeito a uma seção parti- 25 cular, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para similar- mente gerenciar mensagens de evento a partir de qualquer número deseja- do de seções em uma respectiva rede de energia.
As falhas da rede de energia podem ser definidas como condi- ções físicas que fazem com que um elemento de circuito falhe no desempe- —nhoda maneira desejada, tal como curtos-circuitos físicos, circuitos abertos, dispositivos defeituosos e sobrecargas. Falando de forma prática, a maioria das falhas envolve algum tipo de curto-circuito e o termo "falha" é normal-
. mente sinônimo de curto-circuito. Um curto-circuito pode ser alguma forma de conexão anormal que faz com que a corrente flua em algum caminho que não o pretendido para operação apropriada do circuito. As falhas de curto- ; circuito podem ter muito pouca impedância (também conhecidas como "fa- - 5 Ilhas parafusadas”) ou podem ter alguma quantidade significante de impe- dância de falha. Na maioria dos casos, as falhas parafusadas resultarão na F operação de um dispositivo protetor, que gera uma queda para alguns con- sumidores do serviço público. As falhas que têm impedância suficiente pata impedir que um dispositivo protetor opere são conhecidas como falhas de alta impedância (alta Z). Tais falhas de alta impedância podem não resultar em quedas, mas podem causar significantes problemas de qualidade de e- nergia e podem resultar em sérios danos a equipamentos de serviço público. No caso de linhas de energia abatidas, mas ainda energizadas, as falhas de alta impedância podem também oferecer um perigo a segurança. Outros tipos de falha existem, tal como falhas de fase aberta, onde um condutor se tornou desconectado, mas não cria um curto-circuito. As falhas de fase aberta podem ser o resultado de um condutor defeituoso que resulta em desconexão ou pode ser o efeito colateral de uma falha de fase parafusada, onde um fusível de fase lateral queimou, deixando essa fase efetivamente desconectada. Tais falhas de fase aberta podem resultar em perda de serviço para consumidores, mas pode também resultar em ris- cos de segurança porque uma linha de fase aparentemente desconectada pode ainda estar energizada através de um processo chamado de retroali- mentação. As falhas de fase aberta são normalmente o resultado de uma conexão de fio defeituosa em um comutador de topo do pole.
Qualquer falha pode se alterar em outro tipo de falha através de instabilidade física ou através dos efeitos de arco, queima de fio, forças ele- tromagnéticas, etc. Tais falhas podem ser referidas como falhas de evolução e a detecção de processos de evolução e estágios de tipo de falha são do interesse dos engenheiros do serviço público.
Na operação de uma rede de energia, a detecção de falhas é desejada, assim como a classificação de falha e localização de falha tão
. precisamente quanto à instrumentação da rede inteligente permitir. As falhas parafusadas podem ser classificadas tanto como auto sanáveis momentâ- neas ou prolongadas (requerendo um dispositivo protetor para interromper a : energia até que a falha seja sanada por equipes de campo). Para falhas de alta impedância, a distinção pode ser feita entre intermitente (acontecendo em uma base recorrente, mas não frequentemente) e persistente (aconte- " cendo aleatoriamente, mas mais ou menos constantemente). As falhas po- dem também ser reconhecidas como sendo estáticas ou emergentes (tam- bém conhecidas como falhas de múltiplos estágios). Conforme previamente discutido, as falhas emergentes podem começar como um tipo ou envolven- do uma fase ou par de fases, então com o tempo se alteram para outro tipo ou envolvem mais fases. Um exemplo de uma falha emergente é uma falha de aterramento de linha única ("SLG") falha que faz com que um fusível queime. Se plasma se desvia para cima em linhas sobre construídas, um falhafaseafase pode evoluir a partir da falha inicial de SLG.
A detecção tradicional de falha, tal como detecção e análise bá- sica sobrecorrente são realizadas a partir de medições em sua maioria feitas na subestação e em alguns sistemas, com dispositivos de topo de pole, tal como comutadores inteligentes e religadores. No entanto, muitas falhas, tal como as falhas de alta impedância, não são detectáveis ou classificáveis desta forma por que as formas de onda características estão muito diluídas, especialmente na subestação. No contexto de uma rede inteligente, um con- junto distribuído de fontes de dados pode estar disponível incluindo sensores de linha com RTU's, os medidores e os relés de microprocessador da subes- tação (e seus transformadores potenciais e transformadores de corrente as- sociados). Assim, a habilidade sai para combinar dados a partir de sensores em vários pontos em um circuito alimentador com dados a partir de outros circuitos alimentadores e mesmo outras subestações se necessário para realizar a análise avançada de falha de rede.
A Tabela 4 descreve vários tipos de falha, envolvimento de fase e comportamento de estado da rede de uma rede inteligente de energia.
> Falha Parafusada | SLG “Tensão em fase afetada cai (vai a zero eme (distribuição — pri- abaixo da falha) mária "dist pri") “Tensão em fases não defeituosas aumenta ' acima dos níveis normais se Resistor de Aterramento Neutro (NGR) for instalado no -- transformador “Corrente de fase a montante de falha em linhas afetadas surge até que a proteção " dispare “Corrente neutra a montante de falha em linha afetada surge até que a proteção dispa- re “Corrente em linha afetada mostra desvio de CC com decaimento “Corrente a jusante de falha em linha afetada vai a zero “Medidores a jusante emitem Notificações de Queda de energia (PON's) *Após o disparo da proteção, todos os medi- dores em linha afetada emitem PON's se não tiverem ainda o feito “Deslocamento em fasores de impedância “Se a falha for interrompida por um fusível, as correntes em fase e neutras temporaria- mente aumentam, algumas vezes disparan- do o interruptor de circuito — (a.k.a. disparo favorável) Falha Parafusada | DLG “Tensão em linhas afetadas cai (vai a zero (dist pri) em e abaixo da falha) “Correntes a montante de falha em linhas afetadas surgem até que a proteção dispare "Correntes em linhas afetadas mostram des- vio de CC com decaimento “Correntes a jusante de falha em linhas afe- tadas vão a zero “Medidores a jusante em linhas afetadas emitem PON's *Após o disparo da proteção, todos os medi- dores em linhas afetadas emitem PON's se já não o tiverem feito «Deslocamento em fasores de impedância Falha parafusada | Trifásica (3P) “Tensões em todas as 3 linhas vão à tensão (dist pri) igual “Correntes a montante de falha em todas as 3 linhas surgem até que a proteção dispare n “Correntes em linhas afetadas mostram des- vio de CC com decaimento “Correntes a jusante de falha em todas as 3 . linhas vão a zero “Medidores a jusante em todas as 3 linhas o emitem PON's *Após a proteção disparar, todos os medido- res em todas as 3 linhas emitem PON's se já S não o tiverem feito “Deslocamento em fasores de impedância Falha parafusada | FaseaFase('P-P") | -Tensões de linha afetada se tornam iguais (dist pri) (contato estabilizado | (ou aproximadamente) em falha e a jusante defio) *Fases de tensão de linha afetada se tornam (momentâneo) iguais “Tensões a montante em linhas afetadas caem “Corrente a montante em fases afetadas aumenta significantemente “Corrente a jusante em fases afetadas dimi- nui significantemente “Tensões e corrente em ponto de entrega caem significantemente; medidores podem emitir PON's “Deslocamento em fasores de impedância Falha parafusada | P-P “Tensões de linha afetada se tornam iguais (dist pri) (curto de ponte de fio) | (ou anteriores) (permanente) *Fases de tensão de linha afetada se tomam iguais “Corrente em fases afetadas aumenta signifi- cantemente «Tensões e corrente em ponto de entrega caem significantemente; medidores emitem PON's «Deslocamento em fasores de impedância Falha parafusada | SP curto primário- | «Tensões secundárias iniciais se alteram (seção dist pri | secundário muito pouco; corrente a montante em linha dist) afetada aumenta *Se o fusível do transformador queimar antes que a proteção a montante dispare, a tensão secundária se eleva ao valor primário se a falha aumentar acima do fusível do transfor- mador *Se a falha estiver abaixo do fusível do trans- formador, então a queima do fusível sana a falha e a tensão/corrente secundária vão a
' E ze medidores afetados emitem PONS — | Distribuição — se- | Curto calor a calor | * Meia tensões (fases divididas) diminuem ou cundária de Falha | secundário vão a zero ou se tornam iguais em algum - Parafusada (dist valor para transformadores únicos sec) “Corrente secundária em transformador úni- " co se torna maior, mas correntes de carga (para usuários) se tornam menores ou zero «Deslocamento em fasores de impedância «Medidores afetados podem enviar PON's *Fusível do transformador pode abrir, fazen- do com que as tensões e a corrente secun- dárias vão a zero Falha subconstru- *Sobretensão em condutor de dist. ida para circuito «Se interruptor de distribuição operar, tensão de trans completa aparece em condutor de dist. transmissão “Energia pode fluir na contramão em condu- tor de dist. *Mais falhas a partir da subestação de dist causam sobretensões mais altas Disparo favorável | Falha em uma fase | «Surgimento de corrente em uma fase e neu- causa um disparo | tra resulta em disparo atrasado em outra |-após curto atraso, surgimento de corrente fase; ocorre em outra fase e fase neutra Quedas de sobrecarga | «Pode estar relacionada a cargas de motor de fusível — fases não equilibradas, por e- xemplo Disparo aleatório | Despacho pode de | -Falhacausaum disparo de carga fria forma — equivocada | «Conforme a energia está sendo restaurada, enviar equipes; res- | pico de carga se eleva por uma quantidade posta correta é trazer | de segundos ou minutos até que um novo cargas de volta online | disparo ocorra em seções para evitar o disparo aleatório Fase aberta Fusível queimado ou | Tensão e corrente em linha afetada vão a (dist pri) linha primária caiu, | zero a jusante de falha sem retroalimentação | «Corrente a montante de falha em linha afe- tada diminui *Tensão a montante de falha em linha afeta- da aumenta levemente «Medidores afetados enviam PON's Fase aberta Fusível de transforma- | «Se o fusível estiver queimado ou o jumper (dist sec) dor queimado oulinha | estiver quebrado, as tensões e a corrente secundária caiu, sem | secundárias vão a zero e os medidores neste retroalimentação transformador enviam PON's
7 *Se a meia fase secundária estiver quebrada, a meia tensão vai a zero para alguns ou to- dos os pontos de entrega e os medidores . correspondentes enviam PON's “Deslocamento em fasores de impedância a -. montante Fase aberta Fusível queimado ou | Corrente a montante em linha afetada dimi- (dist pri) linha primária caiu, | nuí, tensão a montante se eleva levemente Y retroalimentação a | «Fase de tensão em linha afetada se reverte partir de carga delta | e se torna próxima à fase em outra linha 3P “Corrente a jusante pode diminuir “Corrente em outras duas fases pode au- mentar “Podem evoluir para zero a tensão e a cor- rente em falha e a jusante em linha defeituo- sa se disparos de proteção de carga abrirem “Deslocamento em fasores de impedância a montante Fase aberta Fusível queimado ou | Corrente a montante em linha afetada dimi- (dist pri) linha caiu, retroalimen- | nui, tensão a montante se eleva levemente tação presente a partir | «Deslocamento em fasores de impedância a de banco capacitor | montante nioalanãds “Fase de tensão em linha afetada se reverte (capacitor aterrado | ou se torna próxima à fase em outra linha dificimente falha em | .Corrente a jusante pode diminuir rede CNP. devido à | comente em outras duas fases pode au- estratégia de aterra- mMentar mento) *Podem evoluir para zero a tensão e a cor- rente em falha e a jusante em linha defeituo- sa se o fusível capacitor queimar Fase aberta Fusível queimado ou | “Corrente a montante em linha afetada dimi- (dist pri) linha caiu, retroalimen- | nui, tensão a montante se eleva levemente tação a partirde DG — | «Deslocamento em fasores de impedância a montante *Fase de tensão em linha afetada se reverte ou se torna próxima à fase em outra linha *Corrente a jusante pode diminuir “Corrente em outras duas fases pode au- mentar *Podem evoluir para zero a tensão e a cor- rente em linha defeituosa se os disparos de proteção de carga abrirem Fase aberta Linha aberta conecta- | «Corrente a montante em linha afetada dimi- (dist pri) da a outra fase nui, tensão a montante se eleva levemente *Deslocamento em fasores de impedância a
. montante *Tensão em linha afetada se torna próxima em magnitude e fase àquela da linha conec- - tada “Corrente a jusante pode diminuir . “Corrente em outras duas fases pode au- mentar “Podem evoluir para zero a tensão e a cor- õ rente em falha e a jusante em linha defeituo- Sa se os disparos de proteção de carga abri- rem Fase aberta Linha aberta conecta- | «Corrente a montante em linha afetada dimi- (dist pri) da à Neutra/Gnd; sem | nui, tensão se eleva levemente retroalimentação “Deslocamento em fasores de impedância a montante *Tensão em outras linhas pode se elevar levemente “Tensão e corrente em e a jusante de falha em linha afetada vão a zero; “Medidores a jusante emitem PON's AltaZ Linha primária energi- | »Distorção de forma de onda de tensão e de (dist pri) zada derrubada, corrente próxima à falha arco *Diminuição em corrente a montante se o circuito estiver altamente carregado a partir da falha em linha afetada; leve aumento em tensão a montante como resultado «Perda de tensão a não ser que haja retroa- limentação e corrente a jusante a partir da falha; PON's a partir de medidores a jusante *Possíveis elevações de tensão em outras linhas AltaZ Linha primária energi- | «Diminuição em corrente a montante se o (dist pri) zada derrubada, não- | circuito estiver altamente carregado a partir arco da falha em linha afetada; leve aumento em tensão a montante como resultado “Deslocamento em fasores de impedância a montante *Perda de tensão a não ser que haja retroa- limentação e corrente a jusante a partir da falha; PON's a partir de medidores a jusante *Possíveis aumentos de tensão em outras linhas Alta Z Dispositivo de rede | Distorção de forma de onda de tensão e de (dist pri) defeituoso, arco corrente próxima à falha *Defasagem em fasores de impedância pró-
Tipo de Falha Envolvimento de Fase | Comportamento de Estado da Rede . ximos à falha “Diminuição de sinais característicos com distância a partir da falha em ambas as dire- - ções AltaZ SLG, Arco “Distorção de forma de onda de tensão e de - (dist pri) corrente próxima à falha *Defasagem em fasores de impedância pró- ximos à falha ' “Diminuição de sinais característicos com distância a partir da falha em ambas as dire- ções Alta Z SLG, *Aumento sutil em corrente em ambas as (dist pri) não arco linhas afetadas; pode ser flutuante ou estável “Deslocamento em fasor de impedância Alta Z Fase a fase, arco “Distorção de forma de onda de tensão e de (dist pri) corrente próxima à falha em ambas as linhas afetadas *Defasagem em fasores de impedância pró- ximos à falha *Aumento sutil em corrente em ambas as linhas afetadas; flutuará aleatoriamente Alta Z Fase a fase, não arco | «Aumento sutil em corrente em ambas as (dist pri) linhas afetadas; pode ser flutuante ou estável «Deslocamento em fasor de impedância Tabela 4 — Tipos de falha Estabelecer um delineamento claro de tipos de falha e compor- tamento de estado da rede associado pode permitir definições para RTU, análise da subestação, aquisição e processamento de dados de análise do centro de controle.
Em um exemplo, em uma rede de energia de múltiplas fases, tal como um sistema trifásico, dados de sincrofasor podem ser utiliza- dos para análise de falha.
Em particular, interfasores podem ser analisados com o objetivo de identificar tipos particulares de falha que ocorrem no nível da subestação.
A Tabela 5 inclui várias falhas que podem ser identificadas den- tro de uma rede de energia trifásica que podem causar um evento a ser i- dentificado na SUBESTAÇÃO INDE 180. A SUBESTAÇÃO INDE 180 ou o NÚCLEO INDE 120 podem ser configurados para classificar cada tipo de falha com um código de evento.
Cada código de evento pode representar
. um tipo de evento reconhecido no nível da subestação, tal como a SUBES- TAÇÃO INDE 180. Cada tipo de falha pode ser identificado com base em uma pluralidade de qualidades predeterminadas com respeito a magnitudes ' de fasor e ângulos de fasor de cada fase, tal como A, B e C.
Em um exem- - 5 plo, os fasores individuais (magnitude e ângulo) podem ser analisados, as- sim como os interfasores, que podem se referir a valores de fasor relativos ' entre os fasores, tal como A-B, B-C e A-C.
Conforme indicado na Tabela 5 abaixo, os valores de fasor em tempo real e os valores de fasor nominal de cada fase podem ser usados para determinar ocorrências de falha e tipo de falha
Í 89/103 8 o o “x%
E : Sã 2o - - - - 22 ss o“ : 2 SS Quo É os Ss 3E 2? < s “ = e <= TA = Zz Zz s sos Facil Sesis*ts - 2838 S.S3o 225 2,3 <a zZ gEsS<X/ TIE Tt? si. ++ | +++ | +e+r 3 Seo co oco eo 3 882 SRS / SRS /Sr e É vv avo NyYrv lvy.as $ = RT EA E 7oW> 7aeWX> ve er>| | 5, o voyvVY Eva | vyvyYe y Ss Dis Sol aos ilsSõs o BR 2$S|/3SS|/38ÊS = << << << e x 2 eo eo eso eso < nas SBESt/SeTtTIiIVREL Z vovo y 2 =s a à à Ê o 0. < 8 v v v o ER o % BESBBS É 2 2seESSS FE A A + o" 2> 2 22222 < < < <o <<novo0o = a Zz 2 vovo v v v 2 2 2 à BZ o nNS/>2 > >7O > x mo O Sae als av 4 vovo vo RSE8vY STR. =. x >xXx>x> x>MN O0<x>0|< 55 são ro sro lero er | 82 ESC Ss ESSES ESSE o Bro PS oL >? HoL/ 7? Sos o so as 2 S& SS Re SESÃS cs Pol LS Po 28 Po $o DEE, SE 628º 0028” ss “e 8 2E8 zE8 2E8 ES SS, sES5 sã25 SES8 85 |B8,ES ToEtRItaES ESA Ss o So g28s Segs Seçse/STSe Oss G2ovEes OECcCEe OEcEejdEdck o ” , hPa A. 2 a Ss + os Ss S õ C 2 Ss los s E q Oo so. <£ o o <= o o o ã o co |Z ec ús so £ = qm s s Es o 8 8 se 2 E 8 So l02%5 vs a É <TE so 33 8 ; 7 o gê ss 8 ES geo 82 as q ERC SE. $ =. EO uo uu uo uUu=o>3 uso 22 à vo 2 O mM z oct
PPT ERS AS RSE s 3 8 3 oouosL [=] o o o
:; | E . ss - 7 zo 2 82 ” “x : < o : : ar = s 222 g << E 2 | 3 << : | : S ss : 8338 sap : 3 233 222 E sas 232 + E 2sºes : e. : à É 38º ses : sê 383 o |3ãs : SS ET ear $ TE sas E vaAa> < 8 ?s 3 o . o : : Ss < < ã. ã v v v 8 To O : ê Tê O << “o ; E SA 3v os vv Rv : : Y ê 32 x =x x ê & x>= x si Emas EX à e. 5 eso é | xnx> DTCETRS dogt SRSRSt 2º $St25SS v 38 + MESSIAS: 35ESE?R E8 E.
E o Ss es cs ESSdso E ES$ãg, são ts.
E ES s,o ME $*s 8º | [5992;/8s 16; Did & gu, go 2 PSESº8 2 D8ÉÕôs Ego z 2 x Ss ls ISEL É Sus a E à ses e ú SPRcBEsos a iciasasdti $s CESLSTAGRIÕOES í à e ES : oo - : " a £ i, E 8 E.
E. 2 E SE SÉ S so ed. e S 8 U.S >. a. + & RS oo FF 2 2 gs + gi Sã Es ã [sd Ls ss ro 22 88 à, o í Ss 25TZ 3 : BSS 2 8 S3$EE 8 oDomwss o Ee
É . Sã = o - - oo v v 383 C = a f 3.3 = S Ss : . 228 58 33 m << E = dI< s $ s E SS Ê 22 2832 E sã <<< o << o E AE A) D+ eo EA - ae ee? ê VA vv < 5aT> tTabtr> ? v v =. sr =s 2 sê SÊ 2 == == Ps av aa V 23 saES o % 2 a£es aas£gs Fo mo&s=s oL<== E. vv aa vovo + so" 222322 33323 2 BERRAX 32 2323 <o <<XCmm no<Ia<a 2 vv vovo Y + = = > => 2 2 3 à à BRs 3 < mm o < à o E 8 vovo y vv + =" >= ema Nm xxx XXx Ss geo; lagoa LES SO GSa as 2 no: 83 |8ESE SETE SLGTSTERSLAÇO Cds os co ve ESo ESSO ST o É E3o u o É S eo E ce232 cos BE o E E vo Yo 2 tease zo 2 a 5," |8S8, 2 I28g9E "82 38 67. 7? To 8, PRESEDSDSGOIES DAH TAS £S $ 2 gs so ELAS ESTO ES SE. 8 E agi. lBSESSOÍIS Sagolsostcono Ss [E$%O8 2 Quão SET HZ 2n58, 5E 58 2 $$ 25x So 289008 E 8 SPaDLNISANStociacooexs Se sESCE àeº |H2&5S GOES SSERISSC ass OE2SSOE = PLATA NDPDOS TITLE E a58gisiços 2E8RÊS S: Eiastaso ri iÂsçãos z 238. Eoitso 255 £2 S =. ão CNA: 85 2 La o & RS MOSS oS rãs eo ST Rgs 3855 Gaêss Sã SEC Cu. 2ãS so SS 2 8 SESI OMÁEDA 8388, 8 Ê SBEDORDO 383 E r$ o c-a5088 8 r$S235 22 vo o Ou 2 2e5ETZ aoccE = S8S$SSE 8 oouwoc2 o o ox z - Sa zo Tr - SS, v $$$ É — = . e. q as. o 8 o , E SE - sos es < - <<E =x 2 : S5s << ã à SR 8 vbAaAT = vv 2 2 ego = << es o e. vv 8 o SS o ção ES E FT << > - ro H rar .—. < o — > vOo> ? yY o BEBÊ 2 == Bs x o É 2 ass so m<=323 Ss vv. a a Es 2 232 s <>” ODoOoXL<L Zz o vv yv Y vox P = = = = = à a RR ga ss << e... < oa 3 vv Y vo = 2 > ENS NAN às ELSE EA COS so LES SOS sa OS FE vB 262 como ALc Soco os ESB Ss gs ESRE ESOTH 3/58 2 Car est tr emss bp Goes o eem E õ ft ro ET TogGeostB E 7 so E o 5 ES os ta LEEDS ES OS HIEÇES o eso RO OlE&IA SN couogo BO o 2 E Ss conglostconocass Sox Ss & bh lã SOS ESQ 2 Eu SOC Sgo os sESsCOo La Ss ECOS Canos SISSRS EE TESS O553/3 85 33 xe SOS BS vês ne |EsSesooloEssoEeTseoatro Esso o 2o0ooºê5 Sr os<soADOOL O LL2Oo EF 22 ss ORAS : = Ss es oe oScNEõemum cs Ro
SNEÉEE E CGSN ONEO CN 2 S E Se 5E É à. S ss 2 ev sS s- s SIS, " SO DS [E ão E SETE £c255O ESSTEG a Õõ 85 es aa g& to CRENCRS º 285. SE LES col os <=? = ss FE" õsº 2ºsE ge” sos 7 a & Coon ass e ETs o S õ w o os so õ E E S 2 Beio8 EEN 3LZ25Do 828 ro |C28BS8SÉ rávecasessst 2885 LS à vo s Ou o = ceec5TZ
SL S3SEE e = ood8ss s s
8 E
E . sô zo - - - sx v es ç = . 8 = SS . 228 Ss < es - << E Z z EE . 833 883 a < << s ++ +++ 3 = Soêó S EL 82 É vv vv. > 8 o o Tre 65 E es FAT ss FA vv. vo... ça 8 2 A e A R 8 5 EB RO o $33 3 s <<< ss. ve à a e aNvS7* 2 re soe ADA < E Des bar Z v v y =s à à à É o é << sã v vv +
2. Cossos 8 Sr L2SSs Cs + A+ +
ER 2 < < 2a2a2a8êa <o = Zz <X<XEMMOO 2 vo v v vv v - A "a a rã 3 à o? Ss AN o < ro < mm o gs à av + v êàv vovo =." o <tCx>x>|x>2x> x>xXx>x> Ss FPA seu, ELSE! QOÇo 3 atto5 SE SO TETRSEOCS os 3 E 3 32.) o 225 2 8 SE ET E$82Q.E EZX vB S HÁ S FE % SAE DS |& EQEGBÉ IcQESÉ BS ESÇQE oo o o o oo 2 E 2evsboo>oS FS E Pv o Pv os DIS = - |E 45 = Se losaS For so E E E E - 26 5 E 2 |St. 58 SE DS BEvão São . o 6 DS Zoo DST TT e .o GoDnod FE a |E8$ ES. SS SgcosPSS ds é ldDESTO DEST O OESISCAGGD = o esgeos cuozeoo Sogo - É |EBFODÊ |ESFOE |ÉESS8 5 le8ds E E je SR e SB lt tcos Eosos E 55 É : MSN SE las S a SS 6 os > 6 PE 56 PESO PRB 4s osG6a 230 ogXSso Es o s o o NE meésco <Taço «ao ss a soess segs Satã s cg EBC É Fo ascãsoe gs 2F 8 Ego er so go sr 8? NS 2 Se/82R 550 5 2B SS SNS Fo suojLo E cgouo ro EooouoVToOE oo ss .. O? uy z get sois
B ar rãs = 2 z ooãss s 5 =
E sô zo = 2 o v v v 883 = a = 8 õ o < e) Soa Ts : ! : 2? E E 23 - <<E az sã a s
É s pI ns Ba e SS FERN $$$ o = tas << € a e ea e + SR se o eos 8 8 8º 8º ê va v “VA va ? "na. de ta SE < o 0> o o> DA > 2 vv à. > vv vv 32 3 3 E 2 à 2 E à =s 2 RA 2 R 2 RR à 2 oêÉ m o << m Oo << o o << 3 v v v v v v v v v o É sE$SBES ESRSSS BSSSZ so == 22 22 == 323232 =... Ss FT Tao $a 333333 33333 3 3 E 223 233aas RAAAÇA BRAZA <co <XC<ILMMOO SRInNmOoOo <<mnvo 2 vv + vv + v voOyv “v ” = = = = 3 = 3 = EF) ek 2 2 E aàaR ms [1] o << mo oO < mo o Es v o yvy y«v vo voy vv =au x>x<=*x> DA mM Aa, x mnX>Xx bs ESSES QOGO SELSGOÇA BOFEAELS 3 j5SSs38L8 53SSSSES SESESS o ES 25 o ES 20 Ss S E 23272 Evo joga -? to SE so SI LST,. TS SSCOE ÇÕES Ss 556 SELosS£S DBELSSSON Spséck SE 1sãe sos | SsS Sc a | SasE, SE [88 2 BS. 85 CS CBEZIZE CS RO E BEGE S$e8E cão SS ESEL OS Co da ra sa 5 o aa DS ão 88 S88E038P5S 32 cEaBPs Ss 388285 Se (ot sIStcacmorsssicapbocsseo . : e Si 2 2880 23880 Lc COB o. 280 ec. Sea E É 88 ca 88 To s 2a 8 GE so GEES às 288 82883 888" Rg oESç8 oES5 cSTÇ 85 Pg Sã E Sã <g às Fá Soa s3gçõe voSRo o o 8 gTTaç 2a BA SÇO as Seks S o%sos So&aBs ro ruo8US 8 Lu odos nu o8So8E 28 ” = Ow 2 ascbS 83; s38$ 5E 2 2 E oouwos o o o
B Ez
E sô - O - 2 es v v 383 Y >= a : 8 Ss Ss < 3 o , ' soe — 2P8 358 ss s rr << E IX = > s i < Ss + 3 8 € v 2 SS sã = e 282 = 26 E sas 22 ? 3 DSO SR P 8 sas [es Z a . ? 222 SRS o < vQo> 5 e > õ > v v UV v vv
E 2 2 à | 3 =. a a s a 2 Ê à o << o 0.o. 8s v v v v v v st BE SSB BESSEZ o |E SE SST == 3232532 CS + A FO SEE SL 2 33 3332 23 33 2 < Ê à 332222 23222 = 3 o <<ovÕO 2AMMOO Zz 2 vv > v x >“« Ae = = 3 2 ê 8 Es E a o << 38 v + v v v v à = > xX>X>x> xxxanx> | b& 66 BGSELESGA SESETENHOS E FE ES É? SESBEOS EP PESSGHES s $ |58 |58º8S$ sê E E ee 3 ESG E ESSE 2 &S S S 5% e 235 |e Sg58028 e 3S$ 3808 a. es vgTÍgcedo, TETITEÇESO E o o o - Lo e S x 2 3 E Sb SsrFóÇ asma B5F 25 8 2 "EE 2 8 E 3 A, E as çEeE2)EÇQ50E AS Ee So Fes 5E é SST 8 SD SEL T8 TS 2S|S 85 [ESQ PRRQSSESA ESB RQEOE TIE E 3398 393853508 |3 $33388|3 às RSS GCESSCANBGS OESSEBSASO ms LA vv oó2000 o E 88 SSFERESES E SBSSS - Ss $S3e ESSS Tao 2 Sesc Ss 3 íss8s Tess ECESoS Basso S eb 5 2É fl ã SSRSCZESE 0.82 ESSE S5SSR|S TE ES SSSSC QE (DS GNÇA BR o S ceolme sons caçaxso PREÇO 83 [BSS TCS Ses ig sS85S 8 SST gH EO SuRGSE ação 8, 85 5 Se RÇE5S5S a o Ss BS Po Tosras ES PETI CENAS EERNÇSO
A s8
A z ez 3 SS Ss co o o $3 SEE Ss NDA e q R oDoouUwoL o as vm so Oo oo > voo : 2 e E. : SE = - se. Ts <<E $ g 8 z = Ev e Ev . SE E. 2 + 8 sis sis 3 . & 2:32 2+2 & õ A aa ç Z 3 í 21 2 à 3 à 2 & S = "re 3 É e. o Bye a É E =. É Tr —-a a. Y ç- v = - S = = É 5 E va SAE 2 o. TZ > $Es E 28º s ss 333 são º 3 383 6 É Sao 2 E << << z sis ? oo a a A i 3 e dos À va $as sat TR : 2 as
Z =. 2 es ss o $s & S 8 Ee =. o g > â ã
Ê Z 8 => >> >> > x 83 33 a ES DES S 8 RR =a2a.s.às So Zé |&oô 2ãâê 22 < SS e oo Z2mo 3 à EEZH |e FE -s 38 S à Er eGGp5SS lLEGGBS Lag 8 é 2º SEGA Fou $e lo fg ÉS se ES cESs Es |S 8-8 (E. Sa E 858 $o |NEF LES ERE ee Eol8 SE e pagf ds 2oS fl 5 228 228. E ess * É 38 8/8 35 SIS o E a SSB o FE ecos ast aaa FE 2 o à2 SSSPS SSBERDE SS ASSES & SssEcSsOSST aaa saR tao 2SSEcESsS o2STESo dE : SO . SouL af E 8 E & s & é 3 É s + 5 SS 85 e ã. ei a 3 FS FS É Ss E Rg 28 Es Es Faso Es É 1888 8 35 a. 8 8 Ss 35 sã [SÉ%,& E ÊS SS E FE & ts ES%s Ci, EE 2 É 238 o, BS Ss. .. 8à |g8is 888 3258 3.38 o o 2 $ gs 2 &s [288 SP 8S$S Sã: S : SRS SE | Ss vo 2 Ow 2 cn
EFSFE Ss 23S5E [SNSNTE-N E & 8 ã 8 Ss o. sô Zoo 2 2 < - 88 = = o x + + : 5 - = Eos =. a". FS E 2 - 2 E -. 8 ” ao õyY sv yY - 3 3 à S ã à ê " É = . o a LÁ DZ E BB NS õs x BZ 5383 Fr NT, vÉE< o so3B BOL 2 ez ses 3 ê “> ovo S => Sr. = ES SET -
Z —z 2 ã Po o% 3 o Cs És < < x = Zz o 8 o 8 8 sg < =" 2 Zz às gq 20L00 os gooso O dus 83 |jB$385S5 Essas E |Esgus os E LT oc SELO os PESE Se lboscaBaudesS oo acane cl eSoo. o E O 58x FS Z 2? [/ºERGºPSSA SSIS EG” SAR OO oo Set. 3" ela çSazE., 3º Da co o ET 20 o DU Wo 23 o DU GW o 23 ss DEQUSA DEE à se se jo. 8SSs 8. ag ssa ol a 5 ã 56 5 4503 BSS 28 So Pics acho DECO S dona SS [(SCsPrasgGEtstcagço ass vdõcsa oo |/IS58SSEcE EM SESC GESSE MESAS s & o & e o E s 86 8 5 Ss É É 3 É : SE tz E. ds Ss o = o = o 9 vão vo Ea | EESSS TESS * jes .8sogS . 86828 85 [8 STEÉZ 5 ES5 Z S = Soo = gê = 82 868o gg 88 ss os O Som CCR Fo as e SS spas 2 vo o Om o Zz ot. 322 SS SE 8 vOMÇGE > o e sá sô zo o ee. Es x o o s3E - 228 s Ss << E z > - ssSS$S <<< s ++ + Fi 2 eos - 3 a> ú Da E sa> FF vv o 32 = <<< à P eo < < e> Zz Fr) 3 =so
X ss Po qo So > Sê Es < <g xo = Zz 8 ==> PER mo na vn 8 3 3 3 33 gs aaR à =" <Kaádo|/ 2 õs 55 oe seo ou 83 SSBES [ANS ISS ns o o o. - 5º sê uu o o) sã - o oe eQB8. CSS 2 to SEGA 08 | oe a? |ES”SFTNS A 228 DE 8o 38.27.3098 So SE g õ 8 E = 58 S/S SS 2asRtê vlosteso.o &. Soa ue ENE SE 5 29E/ EO FE SB ERSIO 5/08 âs SEE GS IAGO 55" o [BSECÉE=088/ 3823 = e 2 = o = = É = S S õ 2 Z e ú se F o 2 & 3 2 8º Ss - o o s o 8 õ Fi o o => FO o o ee 88 2 Ow z seE5Z
SS ESSE Ss KR É voos Ss Ss Ss
ET M———osssqss 99/103 mm o e: e je |o << mo o o é lg é 18 |s - E je 8 * 2 jg |g
S E É s | 5 (& x E - É |E ES E |É E õ e |8 |8 2 jo jo : 2 a E gs
CANECAS e :- a < o A ; 8 ja 18 je Ss Ss É É (8 [É > = + | |5 2 3 = ll. é 12 o Ss o FÃ o 2 2? 2 8 o o 532 - 8 [RS 8 E Ss |E | >= E) 2 12 [2 | ES |-& gnmicgoje< [68 ço Solo So eE ja < qjenjoçoules E SolSvo/S ala? PP PE DDS |5 se ss ss 23 205 = Z - 3 Ss = = (d uu o o 6 ; o 2 E < 7 8 s o o 8 É 8 8 o 2 E 2 ss Pv ” S = o o o e | 3 3 E & 3 SE EIS E ig 58 5 |38 o vo = = Si o ER |E » = | o S É Ss ls soe 2 o £ 6 GE FE e 2 12 [885 (É [8 o Ss. es s e s 5 |8g 58 Sa 28 je E = Ea) É 3 |88D jêSs |88O É |ESIS = [| DS S$8 Ex 23 E j68|= |E3 |E83 E |Éàâix | E5ó jEsl | x à | o - o o O ã o | 8 iE|S IS ls s1i= x << x --
A figura 26 é um fluxograma operacional de exemplo para esti- mativa de falha dentro de uma rede de energia. Em um exemplo, a estimati- va de falha pode incluir a identificação de existência de falha e identificação do tipo de falha. O fluxograma operacional da figura 26 pode ser realizado - 5 por aplicativo inteligente de falha (vide figura 14). Em um exemplo, tipos de falha podem ser determinados pelo aplicativo inteligente de falha com base 4 nas categorias de critérios de identificação de falha da Tabela 5. Os dados de sincrofasor para cada fase dentro da rede de energia podem ser obtidos a partir de um cabeçalho de coleta de dados de unidade de medição de fa- sor (PMU) localizada no grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180 ou pode estar localizada centralmente em uma autoridade central para a rede de energia. The PMU mede e pode fornecer informações de fase incluindo os dados de sincrofasor, tal como dados de magnitude de fasor e ângulo de fasor, para cada fase, A, B e C, podem ser gerados e analisados para determinar se uma falha está presente e determinar o tipo de falha. As informações de fase podem ser recebidas pelo aplicativo inteligente de falha no bloco 2600. Uma determinação de que uma possível falha pode estar presente pode ser reali- zada no bloco 2602. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de falha pode fazer a determinação no bloco 2602 com base em limites associados aos dados de magnitude de fasor e ângulo de fasor para cada fase sendo anali- sada.
Mediante a determinação de que uma ou mais Possíveis condi- ções de falha estão presente, critérios de ângulo de fasor de cada fase po- dem ser aplicados no bloco 2604. No bloco 2606, um, alguns ou todos os tipos de falha que não encontram os critérios predeterminados de ângulo de fasor com base nas informações de fase podem ser eliminados a partir da consideração adicional de ser um possível tipo de falha. No entanto, se os critérios de ângulo de fasor não são aplicáveis a um tipo de falha particular (designado como "N/A" na Tabela 5), o tipo de falha pode permanecer por — consideração como o possível tipo de falha. Se nem todos os tipos de falha devem ser considerados, esses tipos de falha podem ser eliminados de con- sideração no bloco 2608.
No bloco 2610, os critérios predeterminados de alteração de magnitude de fasor relativa para cada fase podem ser aplicados às informa- ções de fase. No bloco 2612, um, alguns ou todos os tipos de falha que não : encontram as informações predeterminadas de magnitude de fasor relativa - 5 são eliminados. No entanto, os tipos de falha ainda sob consideração, tal como sendo não aplicáveis com respeito à alteração de magnitude de fasor . relativa, podem não ser eliminados. No bloco 2614, os tipos de falha identifi- cados podem ser eliminados. No bloco 2616, critérios predeterminados de ângulo de interfasor podem ser aplicados às informações de fase. Com base "na aplicação dos critérios predeterminados de ângulo de interfasor, a deter- minação de quaisquer possíveis tipos de falha remanescente para elimina- ção com base nos critérios predeterminados de ângulo de interfasor pode ser realizada no bloco 2618. Quaisquer tais tipos de falha podem ser elimi- nados de consideração no bloco 2620. Quaisquer possíveis tipos de falha ainda sob consideração em que o ângulo de interfasor não é aplicável po- dem ser inelegíveis para eliminação.
No bloco 2622, critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo podem ser aplicados aos possíveis tipos de falha rema- nescentes sob consideração. Quaisquer possíveis tipos de falha remanes- centes ainda sob consideração podem ser identificados para eliminação no bloco 2624 com base nos critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo. A aplicação dos vários critérios podem gerar um único possível tipo de falha no bloco 2624 conforme de encontram todos os crité- rios predeterminados aplicados.
No bloco 2626, um número de leituras consecutivas das possí- veis condições de falha pode ser comparado a critérios predeterminados de leitura consecutiva. Conforme mostrado na Tabela 5, possíveis condições de falha identificadas podem ser solicitadas para apresentar para um número de leituras consecutivas antes de determinar que um tipo particular de falha está presente. Se o número de leituras consecutivas for encontrado no bloco 2626, uma mensagem de falha pode ser gerada pelo aplicativo inteligente de falha no bloco 2628, que pode ser transmitida a outros dispositivos na rede nnÔÔÔ—s— 102/103 de energia que pode ser afetada pelo falha ou pode ser usada para alertar partes interessadas do tipo particular de falha.
Se o número de leituras con- secutivas não for encontrado, o fluxograma operacional pode retornar ao bloco 2600. ”- 5 Na figura 26, a aplicação dos vários critérios da Tabela 5 nos blocos 2604, 2610, 2616 e 2622 pode ser realizada em uma ordem outra que aquela descrita com respeito à figura 26. Em exemplos alterativos, o fluxograma operacional da figura 26 pode incluir menos blocos ou blocos adicionais que os descritos com respeito à figura 26. Por exemplo, os crité- rios da Tabela 5 usados para aplicar às informações de fasor para cada fa- se, incluindo magnitude de fasor e ângulo de fasor para cada fase, de forma paralela.
Por exemplo, as aplicações descritas nos blocos 2604, 2610, 2616 e 2622, na figura 26 pode ser realizadas em paralelo, permitindo que um tipo de falha, se presente, seja identificado.
À determinação de leituras consecu- tivas no bloco 2626 pode ser realizada subsequente a ou em paralelo com a aplicação de outros critérios da Tabela 5. Apesar de esta invenção ter sido mostrada e descrita em cone- xão com as modalidades preferenciais, percebe-se que certas alterações e modificações em adição àquelas mencionadas anteriormente podem ser fei- tas apartirdos recursos básicos desta invenção.
Em adição, há muitos tipos diferentes de software e hardware de computador que podem ser utilizados para praticar a invenção, e a invenção não é limitada aos exemplos descritos anteriormente.
A invenção foi descrita com referência a atos e representa- ções simbólicas de operações que são realizadas por um ou mais dispositi- vos eletrônicos.
Como tal, deve-se entender que tais atos e operações inclu- em a manipulação pela unidade de processamento do dispositivo eletrônico de sinais elétricos que representam dados em uma forma estruturada.
Esta manipulação transforma os dados ou os mantêm em localizações no sistema de memória do dispositivo eletrônico, que rTeconfigura ou de outra forma alte- raa operação do dispositivo eletrônico de uma maneira bem entendida por aqueles versados na técnica.
As estruturas de dados onde os dados são mantidos são localizações físicas da memória que têm propriedades particu-
lares definidas pelo formato dos dados.
Embora a invenção seja descrita no contexto anterior, este não deve ser limitante, conforme aqueles versados na técnica perceberão que os atos e operações descritos podem ser também implantados em hardware.
Da mesma forma, é intenção dos Requerentes - 5 proteger todas as variações e modificações dentro do escopo válido da pre-
sente invenção.
Pretende-se que a invenção seja definida pelas seguintes 7 reivindicações, incluindo todos os equivalentes.

Claims (20)

UT REIVINDICAÇÕES
1. Método de gerenciar uma condição de queda associada a pe- lo menos uma porção de uma rede de energia, o método executável com um computador tendo pelo menos um processador e memória e compreenden- . 5 doasetapasde: receber uma pluralidade de mensagens de evento, em que cada É uma da pluralidade de mensagens de evento é indicativa de uma condição associada a pelo menos uma porção da rede de energia; determinar, usando pelo menos um processador, que pelo me- nos uma dentre a pluralidade de mensagens de evento é indicativo de uma condição de queda associada a pelo menos uma porção da rede de energia; recuperar pelo menos uma porção de dados de estado da rede, em que os dados de estado da rede são representativos de condições de demanda atuais da rede de energia; recuperar pelo menos uma porção de dados de conectividade, em que os dados de conectividade são representativos de uma configuração física da rede de energia; verificar, usando pelo menos um processador, a presença da condição de queda com base nos dados de estado da rede e dados de co- —nectividade; | gerar, usando o processador, pelo menos uma mensagem re- presentativa da condição de queda, em que a mensagem é configurada para fornecer notificação da condição de queda, receber pelo menos uma mensagem de suspensão para sus- pendero processamento da pluralidade de mensagens de eventos a partir de pelo menos um dispositivo em pelo menos uma porção da rede de ener- gia, em que a mensagem de suspensão é indicativa de uma adulteração de- tectada de pelo menos um dispositivo; e suspender o processamento das mensagens de evento recebi- das a partirde pelomenos um dispositivo em resposta a etapa de receber pelo uma mensagem de suspensão.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda compre-
ende as etapas de: determinar um primeiro estado associado a pelo menos uma porção da rede de energia com base na Pluralidade de mensagens de even- to, em que o primeiro estado é indicativo de operação da pelo menos uma - 5 porção da rede de energia na ausência da condição de queda; e determinar um segundo estado associado a pelo menos uma Í porção da rede de energia com base em pelo menos uma dentre a pluralida- de de mensagens de evento é indicativa da condição de queda; e em que, gerar pelo menos uma mensagem representativa da — condição de queda compreende determinar o segundo estado.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, que ainda compre- ende a etapa de suspender o processamento da pluralidade de mensagens de evento em resposta à verificação da presença da condição de queda.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a etapa de : receber a pluralidade de mensagens de evento indicativas da condição de queda inclui receber uma mensagem de notificação de queda de energia a partir de pelo menos uma porção da rede de energia, em que a mensagem de notificação de queda de energia é configurada para indicar a presença da condição de queda.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, ainda compreen- dendo a etapa de receber uma mensagem de notificação de restauração de energia a partir de pelo menos uma porção da rede de energia mediante e- liminação da condição de queda a partir de pelo menos uma porção da rede de energia.
6. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia que compreende: um aplicativo inteligente de queda executável por pelo menos um processador em um computador, em que o aplicativo inteligente de que- da é executável para: receber uma pluralidade de mensagens de evento indicativas de uma condição de operação associada a pelo menos uma porção da rede de energia, em que pelo menos uma dentre a Pluralidade de mensagens de s7 evento é indicativa de uma condição de queda associada a pelo menos uma porção da rede de energia; ' recuperar pelo menos uma porção de dados a partir de estado da rede, em que os dados de estado da rede são representativos de condi- . 5 —çõesde demanda atual da rede de energia; recuperar pelo menos uma porção de dados de conectividade, S em que os dados de conectividade são representativos de uma configuração física da rede de energia; determinar a presença de uma condição de queda associada a pelomenos uma porção da rede de energia com base em pelo menos uma dentre a pluralidade de Mensagens de evento, os dados de estado da rede e os dados de conectividade; gerar pelo menos uma mensagem indicativa da presença da condição de queda, em que pelo menos uma mensagem é configurada para fornecer notificação da presença da condição de queda para uma autoridade de energia central; receber pelo menos uma mensagem de suspensão para sus- pender o processamento da pluralidade de mensagens de eventos a partir de pelo menos um dispositivo em pelo menos uma porção da rede de ener- gia, em que a mensagem de suspensão é indicativa de uma adulteração de- tectada de pelo menos um dispositivo; e suspender o processamento das: mensagens de evento recebi- das a partir de pelo menos um dispositivo em resposta a etapa de receber pelo uma mensagem de suspensão.
7. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia, de acordo com a reivindicação 6, em que o aplicativo inteligente de queda é ainda executável para: determinar uma quantidade de tempo em que a condição de queda está presente; comparar a quantidade de tempo a um período predeterminado | de tempo; determinar que a condição de queda é uma condição de queda prolongada quando a quantidade determinada de tempo for maior que a quantidade predeterminada de tempo; e indicar que a condição de queda é uma condição de queda pro- longada em pelo menos uma mensagem. .: Ss
8. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia, de acordo com a reivindicação 6, em que o aplicativo inteligente de queda é . ainda executável para: determinar uma quantidade de tempo em que a condição de queda está presente; comparar a quantidade de tempo a um período predeterminado de tempo; determinar que a condição de queda é uma condição de queda momentânea quando a quantidade determinada de tempo for menor que a quantidade predeterminada de tempo; e indicar que a condição de queda é uma condição de queda mo- mentânea em pelo menos uma mensagem.
9. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia, de acordo com a reivindicação 8, em que o aplicativo inteligente de queda é ainda executável para transmitir pelo menos uma mensagem para um log de evento de queda.
10. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia, de acordo com a reivindicação 6, em que o aplicativo inteligente de queda é ainda executável para: receber pelo menos uma mensagem de suspensão para sus- pendero processamento da pluralidade de mensagens de evento, em que a mensagem de suspensão é gerada com base em adulteração do pelo me- nos um dispositivo; e suspender o processamento das mensagens de evento com ba- se no recebimento de pelo menos uma mensagem de suspensão.
11. Sistema de gerenciamento de queda de rede de energia, de acordo com a reivindicação 6, em que o aplicativo inteligente de queda é ainda executável para:
| 7 receber pelo menos uma mensagem de reinício para reiniciar o processamento da pluralidade de mensagens de evento; e reiniciar o processamento da pluralidade de mensagens de e- vento com base no recebimento de pelo menos uma mensagem de reinício. . 5 12. Sistema de gerenciamento de queda de sistema de energia, de acordo com a reivindicação 6, em que a pelo menos uma porção da rede f de energia é um circuito alimentador, em que o aplicativo inteligente de que- da é ainda executável para: gerar pelo menos uma mensagem indicativa da presença da condição de queda dentro do circuito alimentador, em que a pelo menos uma mensagem é configurada para fornecer notificação da presença da condição de queda dentro do circuito alimentador para uma autoridade de energia central.
13. Sistema de gerenciamento de queda de sistema de energia, de acordo com a reivindicação 12, em que o aplicativo inteligente de queda é ainda executável para suspender o processamento de mensagens de evento a partir de pelo menos um dispositivo interconectado ao circuito alimentador com base na presença da condição de queda no circuito alimentador.
14. Método de determinar um tipo de falha em uma rede de e- —nergiade múltiplas fases, compreendendo as etapas de: receber dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases, em que os dados de fase e magnitude são indi- cativos de uma falha na rede de energia de múltiplas fases; comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energiade múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predetermi- nados, em que o primeiro conjunto de critérios inclui pelo menos um dos cri- térios predeterminados de ângulo de interfasor e critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo; e determinar um tipo de falha com base na comparação dos dados de fasee magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases ao primeiro conjunto de critérios predeterminados.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14, em que a etapa de comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de ener- gia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados compreende comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na re- de de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios prede- . 5 terminados que inclui os critérios predeterminados de ângulo de interfasor e : . os critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo.
16. Método, de acordo com a reivindicação 15, em que a etapa de comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de ener- gia de múltiplas fases ao primeiro conjunto de critérios predeterminados “compreende comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na re- de de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios prede- terminados que inclui critérios predeterminados de magnitude de fasor.
17. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que a etapa de comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de ener- gia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados compreende comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na re- de de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios prede- terminados que inclui critérios de alteração de magnitude de fasor relativos predeterminados.
18. Método, de acordo com a reivindicação 14, em que a etapa de determinar um tipo de falha compreende selecionar um tipo de falha a partir de um grupo de tipos de falha com base na comparação dos dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases ao primeiro conjunto de critérios predeterminados.
19. Método, de acordo com a reivindicação 18, em que a etapa de selecionar o tipo de falha compreende eliminar tipos de falha incluídos no grupo de tipos de falha a partir da consideração conforme o tipo de falha se- lecionado com base na comparação dos dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases ao primeiro conjunto de cri- térios predeterminados.
20. Método, de acordo com a reivindicação 14, em que a etapa de receber os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia
Ur de múltiplas fases compreende receber os dados de fase e magnitude em uma pluralidade de instantes de tempo; em que, comparar os dados de fase e magnitude para cada fase | na rede de energia de múltiplas fases compreende comparar os dados de . 5 faseemagnitude para cada uma dentre a pluralidade de instantes de tempo;
& e
: em que, selecionar o tipo de falha compreende selecionar o tipo de falha quando os dados de fase e magnitude para cada um dentre a plura- lidade de instantes de tempo estão dentro dos primeiros critérios predeter- — minados por um número predeterminado de instantes de tempo consecutivo.
LC EHGI lr 706 7 FIG. 1AlFIG. IBEIG. IO | FO Aplicativos — |Planejamento 101 102 Depósito de inteligentes de recurso | dados de negócio | | de negócio || empresarial!
NE | 1 : ; 17 23 : 1
PR OZ : SO 1 —.. i 100 Dados da malha / 1 Sistema de Análise e serviços de análise t gerenciamento de serviços de - 7 1 dados de medidor medição Serviços | Serviços de 1 de dados | gerenciamento | | . desensor | de análise i Ee Km 1 | : 8 ELA Pa 139) ; | " . Para ISOIRTO's, ã Depósito de Depósitode || Depósito de calos . NASPI, NERC, E conectividade dados CIM metadados Semana É ' alimentações de LN = lemalha — |! clima, organizações o o Sê o centralizada | : de serviço de o À análise, etc o ' 1388 i 8 nm A LIA A i S Logs de Dados Dados Arquivos 1 & evento históricos operacionais || DFRSER ' i i CN ON CF OS : Km 1
LEE EIA Km '
À | | 161, O 164 16835 8 1 &): 1 1630 | Ox [165 PO 166 ; Geração) MS 768 exiição) | i cas MET domiciliar] | room m=B7 | nei i distribuída y7, Rede de medidor |nsnsndencias di fd: 1 18 tetaênte. Dependências do consumidor PST FIG. 1A 1 19.
|
IE A AE 07 108 108 to | il sistemas Sistema de Sistema Sistema de : 1| financeiros informações de recursos gerenciamento ' 1 do consumidor humanos de ativo À 1 ' 1 DO mo E f S ! i Ambiente de integração empresarial ' Fc = = - á E ; L 1 1 Quadro de segurança 1 t 1 1 uv 117 148 i : i Serviços de metadados de malha 126 Suporte de i i Núcleo SOA de 1 1 Serviços de Tradução Serviço TEDS.
INDE operações ' ' i conectividade de nome (IEEE 1451 .4) ' ; 1 i 180 120 | ' verso ne 17X ; À : — Barramento de serviço de operações 1 r a : ion & S: o : 1 BR Serviços de gerencia- BR Extremidade(s) 1 | Serviços de mento de aplicativos Serviços de Gero ; + | visualização gerenciamento dados de i . | notificação Serviços de Suporte de de rede medidor 1 | suporte de comutação 1 i aplicativos distribuída i 1 1 i 1 1 143 à ' t Serviços ; i CEP 1 1 | : í 146 ; 1 1 t Op. em tempo real / barramento de dados não op. 1 t Barramento de processamento de evento complexo em tempo real 1 ' o 7 — gy ' To nm Í Í Quadro de segurança : 1 1 170 Redes de comunicações de serviço público —— 160) i Í — À 1 || Subestação Subestação INDE ' i 2 181 182 | — FIO OS 1 ' Cr ) im Pp. çà m Jados op. ul ção i i j Í LAN da subestação 1 1 1 | [Atrasos de microprocessador —) [ Instrumentação da subestação : 1 AT F———— | j 178 FIG.
IB .m ! |
! 11 12 118 1 Suporte Sistema de Serviços de | SOA- gerenciamento || mensagem mr ! empresarial de rede empresarial empresarial 1165 ( i SJ v E ; : 116 í 1 1/6 Centro de controle de operações ' 149 1 ft f' ão 1 Análise de fluxo de 1] Sistema de Sistema de Gerenciamento circuito e carga, : 1) informações gerenciamento de chamada planejamento, análise de 1] geográficas de trabalho e ambiente iluminação e ferramentas] 1 de simulação de malha : UV ' t t 186, & & O & i| Sistema de Sistema de Sistema de Sistema de Sistema de 1| gerenciamento | | gerenciamento gerenciamento | | gerenciamento dados móveis " 1| de resposta de de queda de energia de distribuição de despacho - à demanda 1 i 158
Í 1 Serviços de 1 rede de IP , 1 1 ' t
F CU TD Tg (ep); H 1 i À 1 A 1 1 DX) i ! JA! L : t | E Análise as subestação — — — TL189 te À - Í Processamento de detecção/classificação | 184 Dispositivo INDE / análise ' Processamento de sinal/forma de onda 185 de sinalevento de dispositivo ' 1 de malha distribuído ' Suporte de computação distribuida 7" 186 e malha d 1 Coluna de interface/comunicações 187 jog 189: 189: fa br e] ! L) E) LA] | [Registos de sventoarauvo] [RTU de estação) ! 1 16 FIG. 1C )
? + 85, KH DP õ* st "” x Tês R Ss. 38” KEN T - T > Es = ; E as EEE RAEM - = ds o = 3 : TIC 2º Ko | [88 EH se | 58) 88 So 2 | 58 Ss < E | 3 FE : S EE ; 8 Ee gg : 3 | 82 T5|/ as a & 3 85 $E|8es é â 8|/$s 3É| 883 $ : 3/1: Dia : E | FS 38 dê : 3| Sé É o É 8 2 SS Sel |& " j s 3 S $$ &— e: R | º âz Ka 888 z $ ôs SA ses sl e : “ É É a : FENHERA - a 28 u8 6 Í 8º fan) SS os
HINOS SSES ME sé Est SNhA 25 5E : ES SS ER A ses à | SS TS às E — é :ê 25/5508 8 & : : 88 º E ê Pr E) | Reis ko | É | & ar 8 = ô3| E5ko NH SAN + £ ss : &) ssh gs WIFINIA * E SAE ê 3z 8 3 Ko 08 às $ ã às ê SEN fo | dE Km: “a” às | BT, À ê 88 ko Py Ss Ss gs: o TR 81º SÉ ko º " 82 si 223 si = EA Ig EA ME “5 S/ôs 88 Jos Ss Da NR no
5/47.
LL HG3 rm 76 DE EIG. SALFIG. 3BIEIG. 3C| | <a [apicaíivos | Planejamento 101 1 Depósitode =|| inteligentes de recurso fo2 dados de negócio | | de negócio || empresarial FSVRASELE O S | O | 1 1 17 LO RB ]
PI 00” (1 1 Cs 1 Dados da malha / ' Siste de " aaa] antes dados de medidor medição Serviços | Serviços de 1 de dados | gerenciamento | 1 1 q desensor | de análise 1 '
TIS KA 1 1 ' Para ISO/RTO's, q 18: 1 NASPI, NERC. A FRA COR EOOOOOS 9 v i alimentações de SC Depósito de Depósito de Depósito de Aplicativos — |! - clima, organizações Ss conectividade dados CIM metadados & isa : - deserviçode LD | le malha ' análise, etc 8 so 134 Sd o centralizada ' - s ' o 188 1 ' = Logs de Dados Dados Arquivos À re evento || históricos || operacionais ||DFRISER 1 ' ' i Cv CG o Cv ; KA 1 1
H ' 1 d 1 ' f61, É 164 168 Í 163 E): i AX ' 6-0 1 O BEST 16 ! amgação | 68) 168 cxtição|: [Sensores | ' 188] “Ts energia domicitiar| L[ Controtes “| -167 i distribuída [A Rede de medidor |Dependências do consumidor 1 178 9 £PSTN | 179 169 i FIG. 3A j i : . ' i |
IS 1 107 108: 109: 110 ' 1, NU | Sistema de Sistema Sistema de i 1] financeiros informações de recursos gerenciamento i p do consumidor humanos de ativo ; 1 . 1 DE a É no D ! 1 Ambiente de integração empresarial i ' L Quadro de segurança 1 ! SG i í 7 148 1 : i Serviços de metadados de malha 126 Suporte de 1 Í Núcleo , SOA de À 1] Serviços de Tradução | ServiçoTEDS WoE operações i 1| conectividade de nome (IEEE 14514) 1 1 1 i 180 120 1 CAENNTCEENTOE: ; À Barramento de serviço de operações 1 f 149, O & : vd : Ú 1 Serviços de gerencia- " 1 1 Caiação mento de aplicativos Serviços de Ea i . notificação Seniçosde —T suportede || 9Qdamento dados de í : 1 suporte de comutação rede medidor 1 1 aplicativos distribuída 1 - i ; H 43 1 ' Serviços í "| CEP í ! ! i 346 i 1 L Barramento de processamento de evento complexo em tempo real 1 t 1 1 t ! 190 1 ; À mA Quadro de segurança 1 Redes de comunicações de serviço público =; 1 í —s 160 ] il Subestação Subestação INDE Hd i 181 182 | Í FI É FI OO 1 | mm Dados não op. da subestação Dados op. da subestação i i 1 | [ Serviços de segurança 1 a a 1 LAN da subestação 1 == = ! [Atrasos de mioopocessador ] [ Trsrumenação de subestação. j ! ! 178 14 1 1 ! FIG. 3B i |
7I47 y | mm nz 18 i Suporte Sistema de Serviços de Í SOA gerenciamento mensagem mr i empresarial de rede empresarial empresarial 115 1 i V í t 116 í - 1h fl6— Centro de controle i 152 de operações ' 1 149. ft qi fi 1 Análise de fluxo de 1) Sistema de Sistema de Gerenciamento circuito e carga, 1) informações gerenciamento de chamada planejamento, análise de 1| geográficas de trabalho e ambiente iluminação e ferramentas i Tt | 1 de simulação de malha ' 1
V ' 151 À SJ 1 . Ts v V v 1 a 1] Sistema de Sistema de Sistema de Sistema de i 7 te 1 | gerenciamento | | gerenciamento | | gerenciamento gerenciamento E ado, ' | | de resposta de | | “qo quea: de energi: de distribuiçã je despacho . 1] demanda le queda le energia le distribuição de despacho 1 1 ' 1 158 1 ' 1 [Serviços de 1 rede de IP | 1 i "” (« D= ' À : À | 1 D
T KS
Í PST ( | [ Análiseas subestação — — 188 188 o Í Processamento de detecção/classificação. NF 184 Dispositivo INDE / análise À Processamento de sinalforma de onda FT 185 de sinalVevento de dispositivo ' iuporte de computação distribuida [1 -186 de malha distribuído 1 Coluna de interface/comunicações 187 189 189 189 ' — | — LL) LJ) | | Registros de evento/arquivo . r r— Í 176 16 1 | FIG. 3C | o É El 21, 8 5/88 3 /8/8)% o /8| EE 8 /3|8E/7|3 > S/|o|E E 8/23/88 Si 5/88 2 /8|o|a|/E KA a l8/3/5|s Ss 2/28/82 2/5/2888 | E = 2 /5/8/8/8 $|/8|8|S 8 | es/ja|o 2 & [ a... : SESSSE z E .. 3 E: Ss : EN ST 2 = & R à s s as E |. e ãs = oo
S a ê /
É ê : Es 83) * 8 8 FM . FM sã e SS
É E KM
E F 8 8 ao õ as |
> a 8 > É 8
SS ê SÊ E s ã F > Ss E 8 2 sê É s | à à E; à v o õ o Ss 8 358 38 dê 6) ES. sê 22 Es 8 38 SS 2 8 ES “ils às 5858) 8/86 3 3 És | 28 gas 85 |8É 8,02? 2283 | sã ses 82 | 2 8 ogas 5 di | 32 328/83|/2 5 8888 E S2 mi) 38.5 83/33 | 835 5% eo 2 7 PD 3 Ss: 2 Stsz SE | É 2 aaos 25338 ( ELOS SS > Evo 8 Bege - e - Ss |
F g É S 72 & são 8. 2 nt BSE Fo 3 ST: E Es 3 ê Es 88% É ê << so E Ss õ 4? | m|3 NR)? 8 S/s Ss " z so S/S; E 8 5 2E. | So 885 : F58 ss : TES 5 O FE gES|| 88 288 El [888 $52|| sá 28E " s ã E o WS es E || ss Ps | xo
RR Ss AFA AS dh dh Ss AA E IA DA IA DA IA IA DS 38 HH 288 dE SE, Ru Ra CR — ÉS $$ ES TRES RT 53 EH É ga SÃs 18 1818181 S ês AO 328 "o OQ nº nºnºn sê Ho 33º . a o o ã EO 322 A Ls 2 ss A bo e ”?
E Ss | aleo = $/S 8/5 S/S SG 5/0
E
Ê 8 o 3 si g So a E es 5 8 =| a 28 E o SIS) a 2 o S é a O 6/S EM é E : a OPS o . E 8 8 8 3 E 38 ! à à & &$ 3 AM “ 8 Fd 8 : E: Ê 2 gg 75 $ s ã ã DaoS ' 8 s $ à R,
Ê = - 2 s - 8 : 3 gds E 3 ES 8 5. st: o o > 8S92SE s Hd E So 8 o o 8 geo 8 o vB o E =) 2 3 SE588L 3 | e /3523g3ºe 5 e,ã E Ss 85 53238 2| 2/58 2 S ss | 78 2 8 8E| << £o 23 82 | 8 5s588 SOS: as 8 8 EE | 88288 <& ão 8 ES É 3 é |$=53L33 ? Fo É $ se SE SEL S 23 & ES Sa 2EaE s <a o 2 6s Ss 2º : e ' a ? x |
LL EHG6 lr 706. e FIG. 6A[EIG. 6B) FIG. 6C| F— Aplicativos ||Planejamento) 101 mr Depósito de inteligentes || de recurso 102 de negócio || empresarial |
SAT RO IRS Qi) i ; ; co” i i : ' : 1 i í í 1 ' i ' 1 i ! i : posso Mon 42608 ! ' ' ' o Para INDS TA Núcleo INDÉ — i ' i b ' i 1 i | ' 1 í i | 161, 2 164 168, | UA | i 68 | Ox, T165. FE 166 ' Geração/ 168() f68| exibição)! [ Sensores | : 162 emezenâmeno icesma ter distribuída Rede de medidor Dependências do consumidor ' inteligente £PSTN 1 s FIG. 6A 1 we |
1 . | 107 108 109: 110: ; 1 " Y Sã. 1 1l Sistemas Sistema de Sistema Sistema de | il financeiros informações derecursos || gerenciamento i 1 (do consumidor humanos de ativo ' i 1 1 LET Aa E O DD i 1 Ambiente de integração empresarial 1 h r pj É Quadro de segurança À n
POC AE ' 7 148 i Í Suporte de NÚ i SOA de 1 1 operações ' i i í 1 i ' Í q— 1 1 i Lv í : q i O Extremidade(s) i 1 & de coleta de 1 . Ss dados de ! í 1 D medidor 1 ' i 8 i : ' : o ' ! o ' i e ' a : * : Í 3 ' i Oo ' i i i KM 1 1
NS ; K—— 1 : 117 : i 1 170 Redes de comunicações de serviço público —ff() i 1 DD TZ 1 1| Subestação Subestação INDE 1 À 181 182 1 í FÉ EZX | i Tm Dados o. da subestação || 172 i 1 | [ Serviços de segurança «e o = nn) + ; LAN da subestação. | ' iocssador ] [ nsramentsção da subsstação : ' | ! 178 FIG. 6B .m ! | y 1 111 112 118 1 Suporte Sistema de Serviços de À SOA gerenciamento mensagem mr 1 empresarial de rede empresarial empresarial 15 1 i v t V h : L 116 í 1 Centro de controle i de operações 149 f 152 ' À Análise de fluxo de 1) Sistema de Sistema de Gerenciamento circuito e carga, 1) informações gerenciamento de chamada planejamento, análise de 1| geográficas de trabalho e ambiente iluminação e ferramentas 1 de simulação de malha ' | ! XY v L Barramento de serviço de operações í ' 54 À) dt ) a) & 1 1). Sistema de Sistema de Sistema de Sistema de Sistema de - 1| gerenciamento | | gerenciamento | | gerenciamento | | gerenciamento dad is 1 |de resposta de | |” de queda de energia de distribuição iatos móveis 7 ' 1] demanda de despacho ' ' 1 158 ; ' Serviços de t rede de IP í 1 ' 1 Op. em tempo real / barramento de dados não op. í uam ER E («p)«; L Barramento de processamento de evento complexo em tempo real 1 + À 1 AR ! E 190 A 1 Dá : XY t 1 Análise as subestação — " 183 188: & 1 Processamento de detecção/classificação NT 184 Dispositivo INDE / análise ! Processamento de sinal/forma de onda [1185 de sina/evento de dispositivo 1 Suporte de computação distribuída 1 186 de malha distribuído | Coluna de interface/comunicações W 187 189. 189: 189. e ELLA ARA ke Aa AL e] | NBA 1 arauvo] [TU de sstsção
Ç : 15 te FIG. 6C |
/ 700 ' Centro de hospedagem norte-americana INDS 120 120 120 Núcleo INDE [| Núcleo INDE me [EE e 120 120 120 A Núcleo INDE E Núcleo INDE mM as) na A 704 | 702 : : — Serviço públicoFlórida 600 Serviço público Califórnia 600 E E a & | ã Ê é a é 2 É a 8 o É E $$ oã 8 sã â SS =25si,: Tôg? NS| 55 sa 838 sn 822088 sos EE CESSA 2838, & gs 2º SRS cSS,SÉRd: 2ej5 andas onosos T88S SEPSH ESSORS asc... Tonico os a 8 2 va s 8 2 8g SE sê z é É 2 $ z& fe 3 8%, É 283 el, Eo ê vv em E «= 3/88 1805 8) 225% e Ez, ESÍ s/a ã Sê 86| SE SS 8 3 58 Es 38 8$55 S2| És sos SE S53 025 E . PTOS o SovoE os s$ se se as? E. ss SE SS5 2 ss o E, SE/E68 SEE 8 TES8 58 57 8 & s5 ES SoRES SÊ 383% 28 088 =? [ESSE 2 Anos SPO . dé S88ÃS — e : o = É & ou E, ? o ss 28 g 8% ES So . - CN ss o. vo SE BD
1.8 Et, 8e [35 85088 &s 28 ÉS |O ss. 8 8 252 32 Ss gs 3 3 é 8$E e? SE Éo8 as BE DE . o SOS sas 2 FEST o” SE mos, Bo So 58 EX 8, E 82 2º2| SE SS Ss SE SS - 82) 205 o 8 to, | 88 22S 5 É > 5555 38 ta se so Es E&-s 32 sê se es SS ct iSst as vãs ||88 TSS2S3i ss: E?) Sgê so cs82S 2a dd: BÊ SoBfEaE s£8 o - aSsasdadads São 3) sstês dt ss ASSES 2º: e 22 "=. . = 5 bs E 8 s 2% ÉS É E , é So FEISE 83 E 8 E 28) 3 82 sPE a 28; $ã| s Es 56 & 8 238 3/38 Fe 298 & Es go5S sães o Es Do g88 ”? BE É58 5 885 $e| Ss ES SB Es SSÍSEsS 29% E 28 3ão8 3 Se SER E õ 2El & É Eãdo 2% 5355 5855 32|/ si 53 888 E E | 34835 aà Es =| 32 68 2E8 [82028 gs 2º e . ã 86 sas > 22 2? * + = Fl o 2 S 1a
FR So 02 2 2 28 Pos sE So gs o E sê Td 55 Es EB São 8 Ê EX gê E5 48 3 3) 5% S5º ES ge ss ||85 23226 £ É 2 2/52 Es5S 235 & ÉS 88 ãa 55 sã = é 3 8| Es 2E| 2o 585 282 Es Sp 2) 8225 58 a 87 SEE 18.2 TETO ES| oz ds $3| 32 ES 288 so $ã || 23 28 so 28 & 8 Fo 3 E sm 5 DS SL SS 33| 83 38 28 2885 ||34 EEN : “3 3E 23E $ºS ss Es FLAD: oo |? 2 8g" & é Sia (9: : . = 2 |
: 1 IO Rc “x 5 PP 8 i ss 888. i EE Et i 28783 | = 293 i [Ta ; ã t
Í i s8/ 8 ! sE/L o i i i s i s i É & 2 85 à 82) 88) | /s32 : 28| || |/sã2 i É É [5shll fss à À 8 sã 2 3E | $ EE RESINAS 8 ã3| lag|||NE8s //88 | sl e la 8 [183] LA Es //88 || 8 |s : s 3 3 EL ê se voe Í 8 FT. ” Í . 8 V : a ediasasils.a | = : E ae aee Ea | || E || SS 38/38 E 33 . sol sz /a> ss 8 2 o Sel| Ss se se | ) B & zo ||[25//| 28 ãs 8 1 ||[8/j8 8º 8 - o º 8 8 S : ; 1 ! : e | = i : S s o Í gu X o” 8 ||| 8 $ ? & || E|32 88||| Ss É [8585/88/82 $ Ê : = o SiS. | ê 2 | ssllss||ss 5 É a ss Fal sas//25///2 3 Si ER 22/2838 38) [82 ss 8 1õ?| E a ES 88 5% o 1 ê sos Í 8 â : ei Ss s Lã IS Ss s â R SS a 3 3 1) = = ss 8s 82 ; E seljlse TENSO 3 ã& sãs 1 35) |8º Ses | 338 3 38 se Ss i o SE i AD =| oe - : i ..as| 8 | vo. 8 2 Ê : WS 28] 23 ZE 55 823 28|/E$|/35| 2 | 38) 8 2É |! = 23/85) és) 3 | 53 4ã| és TE o So o = S 5? 3 $ | 8a| 8” s$ a E 3 + ! 8 8 Rx Es EE | v 5 t 8 3 1 i |
;
E t ———
E == í 8 ; - í " 3 | ' : T cÊ ' 1 t Ê 228 sig 2EO o t sd ' 5! | ' i i 1 & | | às : 3 1 : << : 1 R 7 ' : z ; “ : à 8 | é 28 ) e j & BÊS RR + ão 85 : IR 88 338 E 2és . 1 EE 38 sã es i 238 | |s3ê ES Se: | ; Ee 8 Sê ses + SD ' soe 528 êz des A i Ee ão : | i 2 ê E Tt uu i : &S L : Ser | L ; de q Ss EE 8. Em E ; EANES RES 8& | | | 38 às :z 1 E) sã aº SE : ' Eos gos ss E à? : Ses S£8/| Ss ãz j ES 38S||| E i ! 1 | |5ês 28 : | | 38 : - . F E | | PD 8o ê ' : 1 % S ses $s &s : 1 o nto Se E as Í ilNsês |U sês|| 34 4) Ss 5 i Ex FE TS ãs 5 : 1 3s FEM E ãs E : i 38: e 28 83 Õ Ê i | [988 8 : : : 2 " ' 8 - ! 1 = 8 2. 3 a o o So ss 36 ; z ' * = oe s E ê ; : 1 Fi 20 |S E s se E% 8 $ í i ds ss 3 33 àé + il 8 : : 1 e e E $ : | 3 à E 23 õs E? 1 s 2% as s É i É <co s 1 sã ' ss 1 6 t |
S 8
E ê ces 8ES
BSE
SE ss = wu e Ss E SR ' = = s| 4 o = o 85 8 8 ES E ss vs v 76 sã s + >2o > Ra as õ ao . É Ês 2 [so E ES SS ss Ss S&S SR - 8 e s = - Ss e - & o 2 a ê * 2 & 2 lia $| | 88 8 É 88 88 838 FE - &| 8 35 38 235 Es 35 : É e E 88 sã 288 22 33 | OD 8 sã FE so sãos sãos E =s s so SS Ss so Po Hi ão zo zo O O sã ã a ãos ãs os o8s go E ê S ê8 Ss S&S Í = e = 2o E Zs = Es e E so Ss 82 ES Es EE E FE) 758 2 » à sã su” sã? 8 8 sis sã 255 os Ss Ss) | [Es | [288 A 2 2 888 885 88 Es as BÊS ES TES o ss ses 228 228 Cs 3o ao ão FP É 22 zo 22 o É So Z o o o o= = : Ss o rs s Ez 88 a Es 2 E Ss 85 so Ee | 7 3% 2s sê o 85 8 28 Es se Es ves É + à âs ão S55 2 8 Í Es Es ss ss Es x ê Ss 8s [=] 38º a < | s : SÊ «
SÊ [Ss 23% 28: [88% 3 sia | 335
FF
E 2 É ã õ 8 8 3 3 õ o 8 o Ss - $ z 2 z * - 2 ds - 2 NIE ê S/s 8 & ae . 3 : | i $ Ss ã 8 o 2 o õ ã = - 3 ê 3 Ss Í ã o sz = Z = 3 = a z 2 É = - 85 s É 2 2. 3 3 2 Es les |//83 Ts E 8 o rr 23 8 E H Ss ||| 25 às E Fá 5 ||| 23/5218 Eã Z $ | 28/63/1152 ss o = soe ZE) e ||| Ss liss/|| 52/25 ns Ss E ZE ||| os 8 ã s Ss 2 ã Ê Já uu a e 8 . sê, e 835 882 | S% | g [as [88 | 88) 8 | 52% |»5E 8 se E ês - s5º 283 | 83 | 3 |ss |88 | 848 | 3) $ãs | E38| E É 8 | o so 2 = 28º << 2 28 a â |
FIG. 12A/FIG. I2BIEIG. 120) 1202 Lo a Ea Estado/conectivi- Coletar dados de 1 dade de malha disponibilidade de DR 1204 ' e A 1212 ; Histórico de Fra , ' Enviar dados de | + . | mes | 1216 1218 o gera i Barramento de a jar dad: dados operacionais || | |Coletas dados de VPP' Ensiaçõados 128 i ——— Ls 6 i Dispositivo de Solicitar infor. E 1 - Coletar infor- = ti 1
D Aplicativo de 1 extração de 1282 1284 À conectividade ; i Operador Í - i Aplicativo de str operação de Solicitar dispon- otimização de i s distribuição ibilidade de DR disponibilidade de DR 1 ! Barramento Enviar disponibilidade i - de evento [| de DR 1256] snasde VPP" 1 — ' gerenciamento 1254 j mama [A i e i Dependências À do consumidor Receber t 1 || Receber informações | Enviar informações 1266 1 DRMS 1,2, N | esinais de DR e sinais de DR i en | | ese i Aplicativo de 1 extração de 1270 1272 i conectividade ' 1 . Base de dados Cancelar sinal 1 de faturamento recebido 1282 i i Base de dados " 1 Cancelar sinal a | i Coleta de : dado de DR *VPP = usina de energia virtual 1 i 1 |
Sinalização de DR f ' ' i Loo ! t 1 i Enviar dad: ; 1 tem 1222 1224 i t C—— ado ds |) 1 i Enviar dados de Recuperar dados Envardadas 1 ' estado da malha de distribuição [ envardados | i i pe | E) | ; t Enviar sínais de VPP* 1 t — j ' i 1288 Enviardados — ) | i ; 1242 de distribuição : ' ET 8 ' i cancelados í ' fe8 DT (quando aplicável) 1252 i | Treme menesen | Stereo || i ecuperar mensagens ar otim) Enviar sinal de DR í 1 . ' de evento 1 de distribuição para cada DRMS i 1 ã - , rs 1 1250 Coletar sinais jar si i Enviar sinais de VPP* Enviar sinal de 1 * ' ba 1258 para-cada DRMS DR para cada DRMS | | = p———— | PR para cada r ; ' Enviar sinais H : cancelados 7 1260 1262 ' ! (quando aplicável) 1264 ! cc LE a aaa Aa LEE a 2 CN — [LS Recs ee mA t 1268 Receber resposta Enviar resposta 1 i de DR de DR i : 1 i ' 1204 : L 1 i Receber respostas 1 i (isto é, saídas de | 1 operação, etc.) i ' Receber respostas ; 1 (isto é, saídas de ! —eeeração sto) | ! [ 1 1288 1 ! 1, É t o HE RBB S— |
: Dúbia ; 206 1208 | “semen 1 conectividade de DR i ! 1226 1228 i 1 Enviar respostas Receber ! Receber respostas e capacidade disponibilidade 1 e | asponível de DR e resposta de DR ' '
A 1 1 ' 1 1 1 1 ' ' À ' ; . ' 1 1 1 ' 1 1 1, ' 1 1 1 ' ' 1
L í 1278 1280 1 os asas | ' Extrair novos dados Enviar novos dados 1 de consumidor de consumidor ' í 1290 1 [ras t Enviar novos EK À dados de consumidor 1 L 2 |
| FIG. 13 | 1900 [FIG. 13AIFTG. 13B Inteligência de queda PÁ Análice de Enviar notificação 1302 Enviar situação ; sub min, de queda 1304—| de restauração 1 de energia de energia 1
U . Enviar notificação --7306 Enviar situação 1 Análise de de queda b 13081 de restauração 1 Sub sec. de energia de energia ' Mecanismo de — | [Enviar notificação jar si i coleta de dados dequeda po de restauração ! le medidor de energia de energia 1 — : Dispositivos Enviar notificação Enviar situação ' da malha de queda be! de restauração i de energia de energia i Inteligência Enviar notificação |-|-7818 Enviar situação ' de falha de queda 1320: de restauração ' de energia/falha de energia 1 Sistema de 1 gerenciamento i b de queda i Barramento Coletar MN Enviar 1 e de evento eventos fp ' le queda dequeda| | dea 1882 emo Processo de Receber mensagem Processar Enviar dados | | it i ess. | 4 ms Desp] 1 Aplicativo de ; inteligência 1830 1836) Receberdados | | de queda de evento 1 i Barramento de i dados operacionais i t Base de dados de j momentâneos i ' ' Armazenamento de ' dados operacionais i 1 1 1 | se | ' í 1 |
| í 1 ' 1 1 1 1 1 í 1 1 1 1 1 t ' i 4 to , í ' i : 1822 1 ' i Armazenar e processar 7 1 dados de caso de queda| 1 ' Criar caso | ! — =X.
1 1 ' 13828 1 ' 138: t a 1840 Não 1 Ed Receber dados de Epa 1 conectividade estado e conecti Foi um momentâneo? 1 da malha [| dade da malha DS i Solicitar dados Enviar dados de [5 ; avASSs estado e conecti- Log de ; A Eovata vidade da malha momentâneos x p— — ' dd i 1844 1848 Armazenar dados. i 1862 de momentâneos 1 t i | | Enviar dados de || ' estado e conecti- i [| vídade da maiha [| r 1 [| Enviar dados de R 1, estado e conecti- i vidade da malha L- 1354 | lAarquivo de log de falha ; A 1 Estado e conect- Enviar dados de 1 idade da malha estado e conecti- 1404 ; a ese o
À Depósito de CIM* | 1 1 1 Processo de ' evento complexo dados 1422 ; 1 RTU's de 1416 Enviar dados Í i sensor de linha de falha ! Comutadores " ' memo E de falha ! ana ' - E Análise de Solicitar mensagem =— | 1424 Detecção e i sub sec de dados de falha 1430. caraslarzação ; le evento | Ú Barramento Receber men- Enviar men- i eme) Memes ' Dispositivos 1434 1436 i : de malha j j DCE's de medidor i 1 Aplicativo de inte- ' ligência de falha 1 1 Barramento de i dados operacionais 1 1 i “Aplicativo de inte- 1 ligência de queda ' 1 Sistema de gerencia- H mento de trabalho i 1 * modelo de informações comuns i ' |
Inteligência de falha AA Me, í ) 1 2 : ' Enviar dados de 1 estado da malha [7406 1 1 1 : Po F í ' 1 1 i 1 i Enviar metadados 4474 i ' Receber estado da ; ' malha, dados de Receber dados | [ Enviar mensagem ' ; puganecividade s de evento | | de sventodetana [71420 ' estado de comutado: i ' “ mm 1 1 t - Modificação | de ortrólo Receber mensagem 1426 ' : e proteção de evento de falha i . ' ' i 1 1444 i 7 ! —Todososoutros| 1438 A fe | Espe] ' í 1 í 1450 : 1 1 ' ' 1452— Enviar dados ' 1 1 1 1 1 Receber dados | |! ; se : ; ) ; 1 i 1 ' i Po 1 i ! 1 í IA FF E] ; 1 1 1 1 1 Ns t ' | ás 1 i Log de dados : 1408 1402 de evento i “Enviar dados de 1 estado e conec- 1 ã. ' EM tividade da malha [ nm , . í Extrais estado de comu- 1 [o tador em tempo real nm | 5 * O 1 1 | | — | ..TÔ ms ' 1 1 o RAIAS ' '
Í | = TXIÁVPSPSS
E 1 i í S 1 ' | Lo A 1 1 ' 1 | Receber mensa-| Enviar mensa- 1 gem de evento Fo gem de evento 1 ; 1448 ' ' i í Solicitar dados de conec- Receber dados de conec- [E tividade de estado da tividade de estado da Enviar dados 1460 i malha e estado de comutador | |malha e estado de comutadol | de evento 1464 1 Ã 1456 Receber Br Enviar dados i 158 MBB asda Sono] ' i Receber dados 1 1466 de evento | Receber orde teceber ordem i 1468 de trabalho 1 i Receber dados : 170 |
Aplicativo de Solicitar dados 504 ; Britaçáo ds de conectividade |— 150,2 Receber conectividade de base de base dados i ' PT 1612 i Receber Gis Enviar dados ij 1 ' 1 Repositório de ' conectividade ' 1616 1 1 Aplicativo de Solicitação de 1518 1 extração de metadados para ! metadados ativos da malha metadados ; 1 4 1526 Í Base de dados Receber , 1 de metadados solicitação Enviar metadados) i h * ! Depósito de j dados de CIM 105 de 1530 1 , icítar 1582 ' Aplicativo de Solicitar intor- Receber i tração de ativ mações sobre " extraç o novos ativos ativos j ' 8 1540 1 Registro de ativo Receber Enviar informações t solicitação sobre novos ativos ; 1 Aplicativo de Solicitar dados i extração de de conecti- 1542 ' conectividade de DR || vídade de DR 1 1 Barramento Enviar solicitação 1 de dados de dados de 1548 i operacionais conectividade de DR. ! [| sm ||| — — Receber solicitação | Extrair, transformar, Base de dados de dados de conto |al camada dadoçda” 1 tividade de DR | conectividade de DR | | LR 1 Metadados de 1554 1556 i estado e conec- ' tividade da malha 1 |
Gerenciamento de metadados DÁ ' Lu) Extrair, transformar, . dados dad: Inectivi- :
t . ” ” DN )
1
1
'
|
' Receber dados [1514
1 ; i
' Extrair, transformar, Enviar
1 “carregar metadados meeiss | A
1 [|
1
; 1520 1522
1
'
1 28
! Armazenar
1 metadados . 1
' 1 iso] Extrair, transformar, SANA
1 carregar dados | | novos ativos
1
' 1534 1536
1
1
1 1544 1546 i
' Receber dados | Enviar dados i de conectivi- de conectivi-
; 1550 | dadedeDR [| dade de DR | |
! 1 Enviar dados | Enviar dados ' de conectivi- de conectivi- i * (1558 dade de DR dade de DR 4 ç Enviar dados | | 4 de conectivi- 1 dade de DR 1 1 i Armazenar dados ' de conectivi- 1560 j dade de DR
|
& o ENT se = Ss ss Ss EE ê “ss $g Ss são às s Ss 85 s Ssoc 8 | 8 07 ã | 505 ss 28% | ESSO ss TES FE: às s5E 288 " 858 | 88s ss [AS e & $& =| , & se Ss o = & E - É NE 3 Ígg| |O à ES ms E) + 2 E - 2 Ss 305 . | sil o 3 ão < $ eo Pç = & ? RX o = e sã z "” ESSO o. Fãs 283 88 a 8 & ESS vão ESC age os E São SS =8 34d 22 EE 228 2 NO So E sss 685 so ESSd 22 ã =D so 2a 3 ã g sê = 8 FS Ss FERIBERA $.s EsSs Se se see 28E 5a col " . 252 ||» ss badsia ss 3esáil | & Ss 882 na. NS favd FE 8 || 1888] | [Es8|| [838 Sgdd|l» 82 s 55º || [8% 285: 2 mm LESS ESB “ES 2 & |S|<E2 É a É
EN S & 2 = 2 E Ê PES TTEETINENTO: 8 8 É s.,s £E o Lo 2'EE | SS É SE eo o 7” a? g238 [ES EESg 8 2? E 38 285 |sê | 8385 2% FS < 8 SÊS 2 fas ÉS ? 2 as 6 88 |=s82o sE a e os ge
É |
S 8º 3º 5 s 7 zo EE [88 | [és 85/85] |8ês 828/8238] 285 Es) ESA 253 Bo Bos ss ss ES EõE 23 ||[83 | |38 ? 3 3º |||8º | |8& e Z a "” & o s= sv. Bê 863 3E 88 88: 2 8g/| [3835 3E Sh, |5ês Ro 1 o] 8º z2|/|| | 285 38 2 USE Ps E E8 SE E 8 ã 8 o . 3 Ss D É lina = = & É = - = 8. 3. : 3 48 sa] ss! 13) | [ES - 7 las 7 z HE : 2 [83] | [88/|| | 382 8ã| | | sz 8 ||[8 E =SE|| = S$o DÊ ES, ãs Fo 85 às 8 SE 85 So 35 So 2 = 285 so ss ua de $a Z E É [24 Rês Fã Es 88 ã 2 = 3 5 sã 8 33 DÊ 8 - 2 ss 88 8 E3 ERSMNES sê FE ss 8 É 8ê SÊ É 2'e 25 82º 2 38| | |33 33|| |33 33) | [32 se 75
Ê Ê SE DÊ ss 38 sê 28 o o o o 283 F 5 ne | 248 888 | e 3 ss ve Es soe 5E es = 3º | 55 | 838 | SSE| 3E | gx | 528| 638 8 2 e e 8 32 | 35 825 | ss | 85 | 5 | 33s| 833 8 |o ss 2 2 DB 88 DES =2 m 8 28 && no Psi 28º 3 3 |
TAbontamEnAEanmameREREAnEaRRTRRamemEnRADAnmEnmEa sn ATA Ss no E "E Ss u ni 23 8 cab ,Q > ui 2 |5 E83e É Ho oajê ZT$Sdos>o 1 2/8, 282 8SEH8 ui so SiS] fo = 358 '%$%É 53 SESI, ç ni 2 e E x 2je 2 ds 0 =o=|$es = e os ui 8 IES Ss Ss 3 ! BO) | 29/8288 SE ES LER a Fo 27S —= s/8/2 E ' 1 EE SSSS g *ºisissssl | 2/88 8 ss E 2 DS FS 1 << 0O<2=E|., Ega ZÉ doEoS o $/ 2/8 É 7 " $|glgo pon HO [818 o E ! to E F) t o o O) >= 1 ef ass io SE 8 8 E 1 S|6 À& oo 1 =| |8& 1oWS E sr EF ESLO0U ê Es - 3| 88 a SS o SgEsSE 1 S 2 2 E E 5 383 i 2 (98 3 elo, & 28 0 ZX 2020 1 8 3 |: | |8 E S/37E E É eo: s Es S/S e 7 1 =| [8 8/38 SS e x? Q ea s| |$s > ols/ 85 5 1, & ' = o ns 2 o 1 . HRIESPN NCIA AA: i W: o v>n0n2 o FE “aE8E oo 1 Ff ajda&Fr EE s/l 522 E Es j << ASUS S E/I5 SEIS SRS 1 dE EgSS [222252353 : R : * 2/8 2 55 33 = z = i o 2565 3 E i VW ! i Q i eê > o | ' o sz 2 E E El = i: S3sST7E So". OO ONS +23 SP SHS|: B 28 E 5 529 328 s8| Ss o o ! =” Ts! s z HO SS SSSES AI A 8 ex 7 <EZSArÍSSESS| gol 3 PR sigislê 2aã i gia à | s F Ss vegusilisesss 9 Í o E 28 28 EIS 28 8 ont Í < AS gÉ gn 2 88 ÉS; 8833 [852833 1 Sdo202| ol= 5602 E|'s s i 1 e] a 1 1O <C E 1 E É E PR & i Tr "OB noso 1 ; a Jgg&8 Salm = E) , 5/2 8% 8 78 378 1 À Ses“ 3eESE SE 1 o 2) 53/58 2588383 i E Ze 2H2O002oEÊ ' s/a É s i => a > E 18 z 238 8 PR 3 i $$ 2Luo> o t 313] Est Et intat i BS 8, EE 55 EDE SS Leao - ; o|S 3 2% 88 SERES E RO Anne FAmpTAmEnDAma=n=A 2STSSCÍSSE SE i
' ' 1 3 1 = 1 à : N i ' & 1 E 1 2| e 2) EE | 2) É se se Es | E o o 5 FE | | slgg 85h SS] à Pilgg&EHCdt /, 2/8883 F/esE EST 838 8 SIS oe EE É 7 8ÊÉê 1 v/2e8 '8 EEE SS ZÊ EE '8 LESS ! = 2/8 2 ESSES 38 2/56 ESSES 8 HESEESTIES O E 2088 ES5SS2E 1 bi Y o Y : O O ! ' Q 1 í os í 8 1 ê ! À | t ã E E é lg Í 5/ E 51 E ox | | ! 2/8 É Ss =| $/o P es | Z 5/85 Ee PR & E 88) o, É : | Adsscosesas didesise 9 gisl55s arts 5132 19 828 E: ! É a 8 8 /o08gEsé s/a i E/8 3 jo og çgê EE 38 38 Ss Ê Rn S/S 8. F5 35 ES ES 3 Sl! E i SSzSS5EsSãs| | 5 88383 dels XE X268O0EOE 6 co: ] o aa Y < YV i Y O Õ " Q 1 ! &: ; À a i Ô ! ; Rs 1 ç o i o = o > ' i n s F Áfto--—— 2 o ostenenmenanmenenennn-or Éh a pd E go Set gases ; preeeneneno== HM 58 SE SS sos 1 n/E $ EB h o <IHOoESOoE 1 x É Z ! " Ê O90 À ; E MAS ! da a : ij i 2 CE ' A 33 FE t Ê 2 233 FE | 4d às 285 z 1d ! 3 sê 8 ss É aa ' Ú ss Ss ss Tr Í 8 FS 8) Dado Í É csftizósô fl lo FE í tg a/E 8 E 52 844 2 |8| E EA i Alol= S5 50 8 s/l B FE sit BESSA) Blocos lesse | £ |s ESSES B/ 8/2 vi S/S En2dissSs 2/8/2 Ei: SE sFD5SS E | vi “5 2 E SP PF Sl ol É nm ESSE SSS s/3/& di 5 SS om 222 ol8 |
NT mens | epBRgEnnp mn eo ; pontenocco FS Domsensnnpoo O FE Em à só o
Í Ã Iê: io À i ' PS 2 : Dt ; 1 Ff E 1 il Ee i ' i a 12 3 1 Fo ER$ãS 3,E e ' i S/olE É gE = pita E 2; i CASSA R SESBÇO AP SEE | REM 131 Edngudet 3 3 3 À = 2 Oo t lg 8 SS ss 285 | TolBsiiisisisias : bo "Eis tidcss: : E Asct£sa : = ço ; R j E é | fe i io 3,8. BS dl: 9,5 e o E AOS >=2 o SD. o E o 8% Pt gi 8/88 2222 2nSXHS ng $ 88 Sã DR dera çhdas > 8 EEB 1 oo STE: : E 85 2 85 5238 SE NS SSSS): IE as SsFENESSS SEE | | 'AESSASZSZ
DÉO ; DD : i DS i : : | : : Sl leg o
E Ê e E => 1 - i x S 212 S E ã ii i BI88&. não : i é 818 & =P$: | Ê ss 5 a8 38 i | É : 3152885: Po 1 s HERSS : &20o-ou3|8 3553: à i : ind! " i 1 [SI 1,8 | is 88 psxaÉ | lise: ; | BIB 18E 88 . iE/ 2/8 8 3 5 25 3 : fo = &52o0E z É 4 8 ] ' P 8 8 $ iz : i + 8 É S 3 í 2. 8 ss = o Rg H 3? EE oo 1 Do z SESSGAA se i á bo legs siipriadçã: | La EIS Eicdst: i À “essstidiiçist:s 1 ' ElSgatssso A dsSO | Bless iissadad|: t : À e: uúS | SE ESB : i cena ' —— ; — —..— i A
FA Loo 1
À
BRPI0923437-3A 2008-12-15 2009-12-14 método de determinar um tipo de falha em uma rede de energia de múltiplas fases BRPI0923437B1 (pt)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US20185608P 2008-12-15 2008-12-15
US61/201,856 2008-12-15
US12/378,102 US8509953B2 (en) 2008-05-09 2009-02-11 Method and system for managing a power grid
US12/378,091 US9534928B2 (en) 2008-05-09 2009-02-11 Method and system for managing a power grid
US12/378,102 2009-02-11
US12/378,091 2009-02-11
PCT/US2009/067938 WO2010077830A2 (en) 2008-12-15 2009-12-14 Power grid outage and fault condition management

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BRPI0923437A2 true BRPI0923437A2 (pt) 2020-08-11
BRPI0923437B1 BRPI0923437B1 (pt) 2021-03-09

Family

ID=42272094

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BRPI0923437-3A BRPI0923437B1 (pt) 2008-12-15 2009-12-14 método de determinar um tipo de falha em uma rede de energia de múltiplas fases

Country Status (12)

Country Link
EP (2) EP3065245B1 (pt)
JP (1) JP5452613B2 (pt)
CN (2) CN102257694B (pt)
AU (1) AU2009333362B2 (pt)
BR (1) BRPI0923437B1 (pt)
CA (2) CA2972362C (pt)
MY (1) MY163732A (pt)
NZ (1) NZ593113A (pt)
RU (1) RU2525859C2 (pt)
SG (2) SG172171A1 (pt)
WO (1) WO2010077830A2 (pt)
ZA (1) ZA201104278B (pt)

Families Citing this family (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009117741A1 (en) 2008-03-21 2009-09-24 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Decision support control centers
WO2010096783A1 (en) 2009-02-20 2010-08-26 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Dynamic contingency avoidance and mitigation system
US8725625B2 (en) 2009-05-28 2014-05-13 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Capital asset planning system
EP2539861A4 (en) 2010-02-24 2013-08-07 Univ Columbia METRIC MONITORING AND FINANCIAL VALIDATION SYSTEM FOR PURSUIT OF PERFORMANCE IN IMPROVING INFRASTRUCTURE
WO2011156394A2 (en) 2010-06-07 2011-12-15 Abb Research Ltd. Systems and methods for classifying power line events
EP2593844A4 (en) 2010-07-16 2017-05-31 The Trustees of Columbia University in the City of New York Machine learning for power grids
WO2012037947A1 (en) * 2010-09-20 2012-03-29 Technische Universität Dortmund Method and system for fault detection on an electrical power transmission line
JP2012085383A (ja) * 2010-10-07 2012-04-26 Mitsubishi Electric Corp 充放電システム、充放電装置および電動車両
IT1401890B1 (it) * 2010-10-12 2013-08-28 Biesse Srl Sistema di controllo di una rete di distribuzione elettrica.
EP2633600B1 (de) * 2010-10-28 2019-01-30 CBB Software GmbH Verfahren zur kurzzyklischen datenerfassung, zum energiemonitoring und zur netzsteuerung im smart metering/smart grid unter verwendung einer verteilten, intelligenten middleware
DE102010060938A1 (de) * 2010-12-01 2012-06-06 Technische Universität Dortmund Kontrollsystem
US8718829B2 (en) 2011-04-01 2014-05-06 International Business Machines Corporation Energy grid device commissioning method and system
US8914247B2 (en) * 2011-08-01 2014-12-16 General Electric Company Systems and methods to monitor the operation of a power generation system
CN103501054A (zh) * 2011-12-04 2014-01-08 江苏省电力公司南京供电公司 配电网故障处理方法
CN103501052A (zh) * 2011-12-04 2014-01-08 江苏省电力公司南京供电公司 配用电网故障综合处理方法
US9202168B2 (en) 2012-01-26 2015-12-01 Abb Research Ltd. Method and system for multi-IED event zone identification in an electrical grid
CN102932431B (zh) * 2012-10-12 2015-07-08 宁夏电力公司电力科学研究院 一种基于消息路由的状态监测数据接口配置方法
CN103020428A (zh) * 2012-11-26 2013-04-03 昆山北极光电子科技有限公司 一种机械诊断的故障排列处理方法
CN103032626B (zh) * 2012-12-12 2015-03-18 济南大学 调节阀故障诊断系统及方法
US9058234B2 (en) * 2013-06-28 2015-06-16 General Electric Company Synchronization of control applications for a grid network
US20150094965A1 (en) * 2013-09-30 2015-04-02 Battelle Memorial Institute Electrical Power Grid Monitoring Apparatus, Articles of Manufacture, and Methods of Monitoring Equipment of an Electrical Power Grid
CN104123134B (zh) * 2014-07-07 2017-05-10 四川中电启明星信息技术有限公司 基于ami与j2ee的智能用电数据管理方法及系统
CN105717355A (zh) * 2014-07-11 2016-06-29 英科德技术股份有限公司 用于能量测量的装置、服务器、系统和方法
CN104362744A (zh) * 2014-10-24 2015-02-18 南京南瑞继保工程技术有限公司 一种集成测控装置
CN104280668B (zh) * 2014-11-05 2016-05-11 广东电网有限责任公司佛山供电局 配电网故障类型识别方法和系统
CN104316844B (zh) * 2014-11-14 2016-05-11 广东电网有限责任公司佛山供电局 配电网故障类型识别方法及装置
WO2016139613A1 (en) * 2015-03-03 2016-09-09 Abb Technology Ltd. Method for protection in a mixed power transmission line
US9709604B2 (en) 2015-05-03 2017-07-18 Itron, Inc. Detection of electrical theft from a transformer secondary
US10338017B2 (en) 2015-05-04 2019-07-02 Itron, Inc. Electric grid high impedance condition detection
US10495677B2 (en) * 2015-05-14 2019-12-03 General Electric Technology Gmbh Angle-based management of a power grid system
EP3300524A1 (en) * 2015-08-06 2018-04-04 Accenture Global Services Limited Condition detection using image processing
JP6686593B2 (ja) * 2016-03-23 2020-04-22 日本電気株式会社 データ処理装置、データ処理システム、データ処理方法及びプログラム
US20190271731A1 (en) * 2016-06-13 2019-09-05 Electrical Grid Monitoring Ltd. A method and system for dynamic fault detection in an electric grid
CN106339803B (zh) * 2016-08-24 2019-11-01 天津大学 一种考虑通信失效的配电网风险评估方法
US10739396B2 (en) * 2016-10-03 2020-08-11 General Electric Technology Gmbh Enhanced disturbance management of a power grid system
CN106570612A (zh) * 2016-10-08 2017-04-19 中国南方电网有限责任公司 一种基于数据挖掘的隐患等级自动评估方法
CN106451791B (zh) * 2016-11-21 2020-07-31 中国南方电网有限责任公司 供断电信息检测方法和系统
CN107085164A (zh) * 2017-03-22 2017-08-22 清华大学 一种电网故障类型确定方法及装置
US10837995B2 (en) 2017-06-16 2020-11-17 Florida Power & Light Company Composite fault mapping
US10489019B2 (en) 2017-06-16 2019-11-26 Florida Power & Light Company Identifying and presenting related electrical power distribution system events
US10852341B2 (en) 2017-06-16 2020-12-01 Florida Power & Light Company Composite fault mapping
RU2684482C1 (ru) * 2017-12-08 2019-04-09 Общество с ограниченной ответственностью "Интеллектуальные электроэнергетические системы" Способ управления распределенной интеллектуальной микросистемой электроснабжения с персональными энергоблоками (ПЭБ)
US11287285B2 (en) * 2017-12-18 2022-03-29 Landis+Gyr Innovations, Inc. Methods and systems for distributed verification and control of a resource distribution network
CN109342887B (zh) * 2018-11-22 2021-11-09 广州供电局有限公司 基于相量测量装置的配电网故障统一定位方法及系统
AU2020216422B2 (en) 2019-01-31 2023-03-16 Ge Grid Solutions Llc Battery charge and discharge power control in a power grid
GB2586435B (en) * 2019-04-05 2023-12-27 Orxa Grid Ltd Electrical grid monitoring system
CN110323833B (zh) * 2019-07-03 2022-11-08 国网冀北电力有限公司唐山供电公司 一种10kV线路双电源手拉手智能联络结构及方法
CN110389312B (zh) * 2019-07-17 2021-01-01 华北电力大学 一种适用于现场pmu测试的校准器相量测量方法
AU2020392112B2 (en) 2019-11-25 2023-03-30 Enphase Energy, Inc. Methods and apparatus for grid connectivity control
EP3828655B1 (de) * 2019-11-28 2022-05-18 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren und vorrichtung zur fehlerursachenbestimmung eines fehlers in einer elektrischen schaltung
CN111292200A (zh) * 2020-01-17 2020-06-16 国网浙江嘉善县供电有限公司 一种基于运行数据的配网典型故障研判方法
CN111428780B (zh) * 2020-03-20 2023-04-07 上海理工大学 基于数据驱动的电网异常运行状态识别方法
CN112053521B (zh) * 2020-08-12 2022-07-08 长沙理工大学 一种小区楼宇泄漏电流边缘指纹库判断系统
CN113595237A (zh) * 2021-04-28 2021-11-02 阜阳市福颖网络技术开发有限公司 基于云计算的电网故障智能监测系统
CN113011530B (zh) * 2021-04-29 2023-04-07 国网新疆电力有限公司营销服务中心(资金集约中心、计量中心) 一种基于多分类器融合的智能电表故障预测方法
CN114828057B (zh) * 2022-04-15 2022-10-28 珠海市鸿瑞信息技术股份有限公司 基于gis的通信基站配网监测系统及方法

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4795983A (en) * 1988-03-07 1989-01-03 Westinghouse Electric Corp. Method and apparatus for identifying a faulted phase
US5428549A (en) * 1993-05-28 1995-06-27 Abb Power T&D Company Transmission line fault location system
US5839093A (en) * 1996-12-31 1998-11-17 Abb Transmit Oy System for locating faults and estimating fault resistance in distribution networks with tapped loads
US6005759A (en) * 1998-03-16 1999-12-21 Abb Power T&D Company Inc. Method and system for monitoring and controlling an electrical distribution network
US7615893B2 (en) * 2000-05-11 2009-11-10 Cameron International Corporation Electric control and supply system
SE519943C2 (sv) * 2000-12-14 2003-04-29 Abb Ab Metod för fellokalisering i en transmissionlinje
US7062359B2 (en) * 2000-12-29 2006-06-13 Abb Ab Substation control system
US7043340B2 (en) * 2002-02-25 2006-05-09 General Electric Company Protection system for power distribution systems
CN101325326B (zh) * 2002-10-25 2017-06-16 S&C电力公司 控制电力系统以响应电路异常的方法和装置
SI1489714T1 (sl) * 2003-06-21 2008-06-30 Abb Research Ltd Zaznavanje elektromehanskih nihanj v močnostnih sistemih
US7472026B2 (en) * 2006-12-22 2008-12-30 General Electric Company Multi-ended fault location system

Also Published As

Publication number Publication date
CA2972362A1 (en) 2010-07-08
AU2009333362A1 (en) 2011-06-23
CN104617677A (zh) 2015-05-13
EP2377217A2 (en) 2011-10-19
RU2011129332A (ru) 2013-01-20
ZA201104278B (en) 2018-11-28
JP2012512619A (ja) 2012-05-31
AU2009333362B2 (en) 2013-08-22
WO2010077830A2 (en) 2010-07-08
SG10201704635VA (en) 2017-07-28
MY163732A (en) 2017-10-13
NZ593113A (en) 2013-10-25
CN102257694B (zh) 2015-04-15
BRPI0923437B1 (pt) 2021-03-09
RU2525859C2 (ru) 2014-08-20
CA2746955C (en) 2017-08-22
CN104617677B (zh) 2018-04-27
EP3065245A1 (en) 2016-09-07
EP3065245B1 (en) 2018-01-31
CA2972362C (en) 2019-08-13
WO2010077830A3 (en) 2011-06-30
JP5452613B2 (ja) 2014-03-26
CA2746955A1 (en) 2010-07-08
EP2377217B1 (en) 2016-05-11
SG172171A1 (en) 2011-07-28
CN102257694A (zh) 2011-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
BRPI0923437A2 (pt) gerenciamento de queda de malha de energia e condição de falha
US8892375B2 (en) Power grid outage and fault condition management
US8509953B2 (en) Method and system for managing a power grid
ES2450121T3 (es) Sistema de filtro de órdenes de red eléctrica de servicio público
US9021431B2 (en) System and method for developing, deploying and implementing power system computer applications
US20180267494A1 (en) Smart meter based service ticket closing control
AU2012241193B2 (en) Method and system for managing a power grid
BR102014010249A2 (pt) sistema, meio legível por computador não transitório e método
AU2015230786A1 (en) Method and system for managing a power grid
Madani et al. Wide-Area Monitoring, Protection and Control Needs, Applications, and Benefits

Legal Events

Date Code Title Description
B06U Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 09/03/2021, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS.