BRPI0923437B1 - método de determinar um tipo de falha em uma rede de energia de múltiplas fases - Google Patents

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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

ANTECEDENTES 1. Campo da Invenção
[0001] 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
[0002] Uma rede de energia pode incluir um ou todos os seguintes:geração de eletricidade, transmissão de energia elétrica e distribuição de eletricidade. 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 através de linhas nacionais ou através de fronteiras internacionais, até que chegue a seu consumidor por atacado, que pode ser uma empresa que possui 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 distribuição. 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 subestações de distribuição. Por exemplo, de quatro a dez de circuitos alimentadores podem emanar a partir da subestação de distribuição. O circuito alimentador é um circuito de 3 fases que compreende 4 fios (três fios para cada 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 circuitos alimentadores pode ser extraída periodicamente com uso de transformadores de distribuição, que diminuem a tensão de "tensão média" para a tensão de consumo (tal como 120V). A tensão de consumo pode então ser usada pelo consumidor.
[0003] Uma ou mais empresas de energia podem gerenciar a rede de energia, incluindo gerenciar falhas, manutenção e atualizações relacionadas à rede de energia. No entanto, o gerenciamento da rede de energia é normalmente ineficiente e custoso. Por exemplo, uma empresa de energia que gerencia a rede de distribuição local pode gerenciar falhas que possam ocorrer nos circuitos alimentadores ou em circuitos, chamados de circuitos laterais, 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.
[0004] 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 inteligente pode então comunicar essas informações por meio de alguma rede de volta para o 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 usada, metade da capacidade da rede de transmissão de longa distância não é usada e dois terços de sua distribuição local não são usados. Sendo assim, existe claramente uma necessidade de aperfeiçoar o gerenciamento da rede de energia.
BREVE SUMÁRIO
[0005] De acordo com um aspecto da revelação, um sistema de gerenciamento de queda para uma rede de energia é revelado. O sistema de gerenciamento de queda pode incluir um aplicativo inteligente de queda executável 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 dispositivo ou porção particular da rede de energia. O aplicativo inteligente de 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 indicando tal coisa. O aplicativo inteligente de queda pode notificar uma autoridade de energia central de uma ocorrência de queda que permite a localização 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.
[0006] De acordo com outro aspecto da revelação, um aplicativo inteligente de falha executável em ao menos um processador pode ser configurado para receber dados de fasor (magnitude e ângulo de fase) para identificar 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 inteligente de falha pode aplicar várias categorias de critérios aos dados fasoriais para eliminas sistematicamente quaisquer tipos de falha a partir de consideração 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. A aplicação de cada categoria pode resultar em uma redução dos tipos de falha 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 restrições de leitura consecutivas para determinar se a falha é mais que transitória por natureza. Uma autoridade central pode receber a identificação da falha para análise e correção subsequentes.
[0007] Outros sistemas, métodos, recursos e vantagens serão ou se tornarão evidentes para aqueles versados na técnica mediante a observação das seguintes figuras e descrição detalhada. Pretende-se que todos tais sistemas, 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
[0008] A figura 1 é um diagrama em bloco de um exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia.
[0009] A figura 2 é um diagrama em bloco do NÚCLEO INDE representado na figura 1.
[00010] A figura 3 é um diagrama em bloco de outro exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia.
[00011] A figura 4 é um diagrama em bloco da SUBESTAÇÃO INDE representada nas figuras 1 e 3.
[00012] A figura 5 é um diagrama em bloco do DISPOSITIVO INDE representado nas figuras 1 e 3.
[00013] A figura 6 é um diagrama em bloco de ainda outro exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia.
[00014] A figura 7 é um diagrama em bloco de ainda outro exemplo da arquitetura geral para uma rede de energia.
[00015] A figura 8 é um diagrama em bloco que inclui uma listagem de alguns exemplos dos processos de observabilidade.
[00016] A figura 9 ilustra um fluxograma dos Processos de Gerenciamento de Estado de Rede & Operações.
[00017] A figura 10 ilustra um fluxograma dos processos de Dados Não Operacionais.
[00018] A figura 11 ilustra um fluxograma dos processos de Gerenciamento de Evento.
[00019] A figura 12 ilustra um fluxograma dos processos de Sinalização de Resposta de Demanda (DR).
[00020] A figura 13 Inteligência de Queda. ilustra um fluxograma dos processos de
[00021] A figura 14 ilustra um fluxograma dos processos de Inteligência de Falha.
[00022] A figura 15 ilustra um fluxograma dos processos de Gerenciamento de Metadados.
[00023] A figura 16 ilustra um fluxograma dos processos de Agente de Notificação.
[00024] A figura 17 ilustra um fluxograma dos processos de Coleta de Metadados (AMI).
[00025] As figuras 18A-D são exemplos de um diagrama de relação de entidade, que pode ser usado para representar a base de dados de conectividade de linha de base.
[00026] A figura 19 ilustra um exemplo de um gráfico de fluxo de progresso de plano.
[00027] A figura 20 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a um medidor
[00028] A figura 21 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a um sensor de linha.
[00029] A figura 22 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a um indicador de circuito de falha.
[00030] A figura 23 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a um banco de capacitor.
[00031] A figura 24 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a uma seção da rede de energia.
[00032] A figura 25 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de queda configurado para determinar condições de queda relacionadas a um circuito alimentador.
[00033] A figura 26 ilustra um fluxograma operacional de um aplicativo inteligente de falha configurado para identificar um tipo de falha.
DESCRIÇÃO DETALHADA DOS DESENHOS E DAS MODALIDADES PRESENTEMENTE PREFERENCIAIS
[00034] 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 aspectos se referem à própria rede de energia (inclusive hardware e software na transmissão de energia elétrica e/ou na distribuição de eletricidade). Ademais, certos aspectos se referem às capacidades funcionais do gerenciamento central da rede de energia. Essas capacidades funcionais podem ser agrupadas em duas categorias operação e aplicação. Os serviços de operações permitem que os serviços públicos monitorem e gerenciem a infraestrutura de rede inteligente (tal como aplicativos, rede, servidores, sensores, etc.).
[00035] Conforme discutido em mais detalhe a seguir, as capacidades de aplicação podem se referir à medição e controle da própria rede. Especificamente, 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, o uso desses processos permite que uma pessoa "observe" a rede, analise os dados e derive informações sobre a rede.
Descrição de Arquitetura de Alto Nível INDE Arquitetura Geral
[00036] Voltando-se aos desenhos, em que numerais de referência similares se referem a elementos similares, a figura 1 ilustra um exemplo da arquitetura 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 análise e gerenciamento de análise, assim como integração dos anteriores processos e sistemas de serviços públicos. Por conseguinte, este pode ser visto como uma arquitetura coorporativa . Certos elementos, tais como gerenciamento e aspectos operacionais da própria rede, são discutidos em mais detalhe a seguir.
[00037] A arquitetura representada na figura 1 pode incluir quatro barramentos de dados e integração: (1) um barramento de dados de sensor de alta velocidade 146 (que pode incluir dados operacionais e não operacionais); (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 empresarial 115). Os barramentos de dados separados podem ser alcançados de uma ou mais formas. Por exemplo, dois ou mais dos barramentos de dados, tais como o barramento de dados de sensor de alta velocidade 146 e o barramento de processamento de evento 147, podem ser diferentes segmentos 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 comutadores, podem ser usados para rotear dados em diferentes segmentos do barramento de dados.
[00038] Como outro exemplo, dois ou mais dos barramentos de dados podem estar em barramentos separados, tal como barramentos físicos separados em termos do hardware necessário para transportar dados nos barramentos 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 barramentos pode compreender uma rede de área local (LAN), tal como o Ethernet® sobre cabeamento em par torcido não protegido e Wi-Fi. Conforme discutido 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.
[00039] Como ainda outro exemplo, dois ou mais dos barramentos podem estar em diferentes segmentos em uma única estrutura de barramento e um ou mais 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 separado fisicamente.
[00040] Embora a figura 1 represente quatro barramentos, números menores 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 processamento de evento (trazendo o número total de barramentos para três), conforme discutido a seguir. E o sistema pode operar sem o barramento de serviço de operações 130 e/ou o barramento de ambiente de integração empresarial 114.
[00041] O ambiente de IT pode ser compatível com SOA. Arquitetura Orientada a Serviço (SOA) é um estilo de arquitetura de sistemas de computador 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 infraestrutura de IT para permitir que diferentes aplicativos troquem dados e participem em business processes. Embora o uso de SOA e o barramento se serviço empresarial sejam opcionais.
[00042] As figuras ilustram diferentes elementos dentro da arquitetura geral, tal como os seguintes: (1) NÚCLEO INDE 120; (2) SUBESTAÇÃO INDE 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 fornecer mecanismos para lidar com implantações em larga escala.
[00043] A Arquitetura de Referência INDE é um exemplo da arquitetura técnica que pode ser implantada. Por exemplo, pode ser um exemplo de uma meta-arquitetura, usada para fornecer um ponto de início para desenvolver qualquer número arquiteturas técnicas específicas, uma para cada solução utilitária, conforme discutido a seguir. Assim, a solução específica para um serviço público particular pode incluir um, alguns ou todos os elementos 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.
[00044] A Arquitetura de Referência INDE pode ser uma arquitetura corporativa. Seu propósito pode ser fornecer o quadro para gerenciamento ponta 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 existente 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 solução de rede inteligente. A discussão a seguir se foca em diferentes componentes dos elementos da rede inteligente INDE.
Grupos de Componente INDE
[00045] 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
[00046] A figura 2 ilustra o NÚCLEO INDE 120, que é a porção da Arquitetura de Referência INDE que pode se encontrar em um centro de controle 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 aqueles 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 desenvolvido 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.
[00047] Em adição, esta arquitetura de dados pode fazer uso de middleware 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 barramento 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. Conforme discutido a seguir, na seção da SUBESTAÇÃO INDE 180, os dados de subestação podem ser coletados e armazenados localmente na subestação. Especificamente, uma base de dados, que pode ser associada e próxima à subestação, pode armazenar os dados da subestação. A análise referente ao nível de subestação pode também ser realizada nos computadores da subestação e armazenada na base de dados da subestação e todos ou parte dos dados pode ser transportado para o centro de controle.
[00048] Os tipos de dados transportados por incluir dados operacionais e não operacionais, eventos, dados de conectividade de rede e dados de localização 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 podem 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 forma, os aplicativos que precisam destas informações podem ser capazes de obter os dados assinando às informações ou invocando serviços que tornem estes dados disponíveis.
[00049] Os eventos podem incluir mensagens e/ou alarmes que se originam 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 componentes da rede como dispositivos da rede (sensores de energia inteligentes (tal como um sensor com um processador incorporado que pode ser programado para capacidade de processamento digital) sensores de temperatura, etc.), componentes de sistema de energia que incluem processamento adicional 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 dados 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.
[00050] Os dados de conectividade da rede podem definir o desenho da manhã de serviço público. Pode haver um desenho base que define o desenho físico dos componentes da rede (subestações, segmentos, alimentadores, transformadores, comutadores, religadores, medidores, sensores, polos de serviço público, etc.) e sua interconectividade em instalação. Com base nos eventos dentro da rede (falhas de componente, atividade de manutenção, 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 da rede dados pode ser extraída a partir do Sistema de Informações Geográficas (GIS) em uma base periódica conforme as modificações na rede de serviço público são feitas e estas informações são atualizadas no aplicativo GIS.
[00051] 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 componentes da Rede inteligente são instalados como serem extraídos de um Sistema de Gerenciamento de Ativos se estas informações são mantidas externamente.
[00052] Conforme discutido em mais detalhe a seguir, os dados podem ser enviados a partir de vários componentes na rede (tal como a SUBESTAÇÃO INDE 180 e/ou o DISPOSITIVO INDE 188). Os dados podem ser enviados para o 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 roteamento 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 barramento segmentada) ou em um barramento separado. O dispositivo de roteamento pode compreender um ou mais comutadores ou um roteador. O dispositivo de roteamento 190 pode compreender um dispositivo de rede cujo software e hardware roteia e/ou direciona os dados a um ou mais dos barramentos. Por exemplo, o dispositivo de roteamento 190 pode rotear dados operacionais e não operacionais para o barramento de dados operacionais/não operacionais 146. O roteador pode também rotear dados de evento para o barramento de evento 147.
[00053] O dispositivo de roteamento 190 pode determinar como ratear os dados com base em um ou mais métodos. Por exemplo, o dispositivo de roteamento 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 dispositivo de roteamento 190 roteie os dados para o barramento de dados operacionais/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). Alternativamente, o dispositivo de roteamento 190 pode examinar a carga útil dos dados para determinar o tipo de dados (por exemplo, o dispositivo de roteamento 190 pode examinar o formato dos dados para determinar se os dados são dados operacionais/não operacionais ou dados de evento).
[00054] Um dos armazenamentos, tal como o depósito de dados operacionais 137 que armazena os dados operacionais, pode ser implantado como base de dados realmente distribuída. Outro dos armazenamentos, o histórico (identificado como dados históricos 136 nas figuras 1 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 SUBESTAÇÃO INDE 180 (discutida a seguir). Ademais, os eventos podem ser armazenados diretamente em qualquer dos vários armazenamentos de dados por meio do barramento de processamento de evento complexo. Especificamente, 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 persistência para todos os eventos.
[00055] 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 para 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 disponibilidade 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 solução para o armazenamento dos dados históricos (que podem ser acessíveis no nível de controle de operações 116) pode ser similar àquela de armazenamento dos dados operacionais. Os dados podem ser armazenados localmente na subestação e os enlaces da base de dados configurados na instância de repositório no centro de controle fornecem acesso aos dados nas subestações individuais. A análise da subestação pode ser realizada localmente 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 armazenados centralmente no núcleo inde 120. No entanto, dada a quantidade de dados que pode precisar ser transmitida a partir dos DISPOSITIVOS INDE 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.
[00056] 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 aspecto da SUBESTAÇÃO INDE 180 ou DISPOSITIVO INDE 188 (tal como controle dos sensores ou análise). Outros elementos, não mostrados na figura 2, podem incluir vários elementos de integração para dar suporte a esta arquitetura lógica.
[00057] A Tabela 1 descreve certos elementos do NÚCLEO INDE 120 conforme representados na figura 2.
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[00058] 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 barramento 346. Um exemplo disto é ilustrado no diagrama em bloco 300 na figura 3.
[00059] 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 falha digital, mas esses podem ser normalmente recuperados em uma base controlada, apesar de intermitências de evento serem assíncronas e aleatórias.
[00060] A figura 1 ademais mostra elementos adicionais no centro de controle de operações 116 separados do NÚCLEO INDE 120. Especificamente, 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 controle de nível de sistema de transmissão que controla os dispositivos nas subestações (por exemplo) na rede de transmissão. Sistema de Gerenciamento de Distribuição 157 é um sistema de controle de nível de sistema de distribuição que controla os dispositivos nas subestações e dispositivos alimentadores (por exemplo) para malhas de distribuição. Os Serviços de Rede de IP 158 são uma coleção de serviços que operam em um ou mais servidores que suportam comunicações do tipo IP (tais como DHCP e FTP). O Sistema 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 Iluminação e Simulação de Rede 152 são uma coleção de ferramentas usadas por um serviço público no desenho, análise e planejamento para malhas. A 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 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 Orientada de Serviços (SOA), Suporte de SOA de Operações 148 é uma coleção de serviços para dar suporte a um ambiente de SOA.
[00061] 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 incluem o Suporte de SOA de Operações 148, o Sistema de informações geográficas 149, o Sistema de Gerenciamento de Trabalho 150, o Gerenciamento de Chamada 151, Ferramentas de Análise de Fluxo de Circuito & Carregamento, 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 Gerenciamento de Distribuição 157, Serviços de Rede de IP 158 e Sistema de Metadados de Expedição 159. No entanto, esses sistemas de produto legado podem não ser capazes de processar ou movimentar dados que são recebidos 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 sistemas de produto legado de uma forma que os sistemas de produto legado possam usar (tal como formatação particular para o sistema de produto legado). Desta forma, o núcleo INDE 120 pode ser visto como um middleware.
[00062] 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 sistemas dentro do IT Empresarial 115, incluindo Depósito de Dados de Negócio 104, Aplicativos de Inteligência de Negócios 105, Planejamento de Recurso Empresarial 106, vários Sistemas Financeiros 107, Sistema de Informações de Consumidor 108, Sistema de Recursos Humanos 109, Sistema de Gerenciamento de Ativo 110, Supor de SOA Empresarial 111, Sistema de 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
[00063] A figura 4 ilustra um exemplo da arquitetura de alto nível para o grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180. Este grupo pode compreender elementos que estão realmente hospedados na subestação 170 em um abrigo de controle da subestação em um ou mais servidores co- localizados com os eletrônicos e sistemas da subestação.
[00064] 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 integrados ao grupo da SUBESTAÇÃO INDE 180.
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[00065] Conforme discutido anteriormente, diferentes elementos dentro da rede inteligente podem incluir funcionalidade adicional que inclui capacidade adicionais de processamento/analítica e recursos da base de dados. O uso desta funcionalidade adicional dentre de vários elementos na rede inteligente permite arquiteturas distribuídas com gerenciamento e administração centralizados de desempenho de aplicativos e rede. Por razões funcionais, de desempenho e escalabilitidade, uma rede inteligente que envolve de centenas 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.
[00066] A SUBESTAÇÃO INDE 180 pode incluir um ou mais processadores e um ou mais dispositivos de memória (tal como dados não operacionais da subestação 181 e dados de operações da subestação 182). Os dados não operacionais 181 e dados de operações da subestação 182 podem estar associados e próximos à subestação, tal como localizados em ou sobre a SUBESTAÇÃO INDE 180. A SUBESTAÇÃO INDE 180 pode ademais incluir componentes da rede inteligente que são responsáveis pela observabilidade 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 operacionais distribuídos; aquisição de dados não operacionais e armazenamento no histórico; e processamento de análise local em uma base de tempo real (tal como um subsegundo). O processamento pode incluir processamento de sinal de formas de onda de tensão e corrente, processamento de detecção e classificação, incluindo processamento de fluxo de evento; e comunicações de resultados de processamento para sistemas locais e dispositivos assim como para sistemas no centro de controle de operações 116. A 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 exemplo, a transmissão de dados a partir da SUBESTAÇÃO INDE 180 para o centro de controle de operações 116 pode ser com fio. A SUBESTAÇÃO INDE 180 pode transmitir dados, tais como dados operacionais/não operacionais 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 barramento de evento 147.
[00067] 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 previamente discutido.
[00068] Por exemplo, os dados de conectividade podem ser duplicados na subestação 170 e no centro de controle de operações 116, assim permitindo 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 se o enlace de comunicação para o centro de controle de operações estiver inoperante.
[00069] 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 armazenamento de dados na subestação. As estruturas de dados do armazenamento 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 de dados 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 análise de dados no nível de controle de operações 116 pode ser menos sensível a tempo (como o centro de controle de operações 116 pode tipicamente examinar dados históricos para discernir padrões que são mais previsíveis, ao invés de reativos) e pode ser capaz de trabalhar a cerca de problemas de rede se houver.
[00070] Finalmente, os dados históricos podem ser armazenados localmente na subestação e uma cópia dos dados pode ser armazenada no centro 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 individuais. A análise da Subestação pode ser realizada localmente na subestação 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 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.
DISPOSITIVO INDE
[00071] O grupo do DISPOSITIVO INDE 188 pode compreendem qualquer 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), medidores 163 nas instalações do consumidor, etc. O grupo do DISPOSITIVO INDE 188 pode compreender um dispositivo adicionado à rede com funcionalidade particular (tal como uma Unidade de Terminal Remoto inteligente (RTU) que inclui programação dedicada), ou pode compreender um dispositivo 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 incluir um ou mais processadores e um ou mais dispositivos de memória.
[00072] Os dispositivos da rede existentes podem não ser abertos a partir do ponto de vista do software, e podem não ser capazes de suportar muito na forma de leitura moderna ou serviços de software. Os dispositivos da rede existentes podem ter sido destinados para adquirir e armazenar dados para descarregamento ocasional para algum outro dispositivo tal como um 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 partir de mecanismo de coleta de dados de medidor, já que as redes de medidor são 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 possam ser transportados diretamente para onde forem necessários, o qual pode não ser necessariamente o centro de controle de operações 116, mas pode ser qualquer outro lugar na rede.
[00073] Os dispositivos tais como indicadores de circuito com falha podem ser combinados com cartões de interface de rede sem fio, para conexão 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 sensores. 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).
[00074] A figura 5 ilustra uma arquitetura de exemplo para grupo de DISPOSITIVO INDE 188. A Tabela 3 descreve certos elementos do DISPOSITIVO INDE 188. O dispositivo da rede inteligente pode incluir um processador 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.
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[00075] A figura 1 ademais representa instalações do consumidor 179, que podem incluir um ou mais Medidores Inteligentes 163, um exibidor domiciliar 165, um ou mais sensores 166 e um ou mais controles 167. Na prática, os sensores 166 podem registrar os dados em um ou mais dispositivos nas instalações do consumidor 179. Por exemplo, um sensor 166 pode registrar os dados em vários aparelhos principais dentro das instalações do consumidor 179, tal como o forno, aquecedor de água quente, condicionador de ar, etc. Os dados a partir de um ou mais sensores 166 podem ser enviados ao Medidor Inteligente 163, que pode empacotar os dados para transmissão para o centro de controle de operações 116 por meio da rede de comunicação de serviço público 160. O exibidor domiciliar 165 pode fornecer ao consumidor nas instalações do consumidor um dispositivo de saída para ver, in em 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 computador que se encontra nas instalações do consumidor.
[00076] 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., dependendo dos comandos a partir do centro de controle de operações 116.
[00077] Conforme representado na figura 1, as instalações do consumidor 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 coletor 164 para transmissão para o centro de controle de operações 116 por meio da rede de gerenciamento de serviço público 160. Ademais, várias fontes de armazenamento/geração de energia distribuídas 162 (tais como painéis 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.
[00078] Conforme discutido anteriormente, os dispositivos na rede de energia fora do centro de controle de operações 116 podem incluir capacidade 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 sensor e/ou dados analíticos (tal como dados de evento)) com o objetivo de analisar o estado da rede de energia (tal como determinar falhas) e com o objetivo de alterar o estado da rede de energia (tal como corrigir as falhas). Especificamente, os dispositivos individuais podem usar o seguinte: (1) inteligência (tal como capacidade de processamento); (2) armazenamento (tal como o armazenamento distribuído discutido anteriormente); e (3) comunicação (tal como o uso de um ou mais barramentos discutidos anteriormente) . Desta forma, os dispositivos individuais na rede de energia podem se comunicar e cooperar entre si sem supervisão do centro de controle de operações 116.
[00079] Por exemplo, a arquitetura INDE revelada anteriormente pode incluir um dispositivo que percebe ao menos um parâmetro no circuito alimentador. 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 parâmetro 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 alimentador 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 analisar a falha determinada pelo dispositivo e pode tomar uma ação corretiva dependendo da falha (tal como reduzir a energia fornecida ao circuito alimentador). 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 ainda 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 dispositivo que percebe o estado do circuito alimentador pode cooperativamente trabalhar com a subestação com o objetivo de corrigir uma falha potencial com ou sem solicitar que o centro de controle de operações 116 intervenha.
[00080] 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 circuito alimentador). Os dados de estado da rede podem ser compartilhados com o sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 no centro de controle de operações 116. O sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 pode controlar um ou mais dispositivos em locais do consumidor 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 carga 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 sensor de linha em combinação com o sistema de gerenciamento de resposta de demanda 155 pode deslocar automaticamente a carga de um circuito alimentador defeituoso e então isolar a falha.
[00081] Ainda como outro exemplo, um ou mais relés na rede de energia podem ter um microprocessador associado. Esses relés podem se comunicar 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
[00082] 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 operacionais relacionados internos. Neste modelo, o serviço público pode instalar e possuir sensores e dispositivos da rede (conforme descrito anteriormente) e pode tanto possuir como operar o sistema de comunicação de transporte 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 Dados de Rede Inteligente remoto (INDS), onde os dados podem ser gerenciados, armazenados e analisados. O serviço público pode então subscrever serviços de dados e análise sob um modelo financeiro de serviços apropriado. O serviço público pode evitar o investimento de gasto de capital inicial e os custos contínuos de gerenciamento, suporte e atualização da infraestrutura de dados/análise da rede inteligente, em troca de taxas. A própria Arquitetura de Referência INDE, descrita anteriormente, leva à disposição de terceirização descrita no presente.
Arquitetura INDS para Serviços da Rede Inteligente
[00083] Com o objetivo de implantar o modelo de serviços INDS, a Arquitetura 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 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 como a interface para os sistemas remotos. Para os sistemas de serviço público, isto pode aparecer como um núcleo inde virtual 602.
[00084] 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.
[00085] O NÚCLEO INDE 120 pode ser remotamente hospedado, conforme 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 operação de rotina. Uma parte separada do serviço público elétrico pode gerenciar 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 local de hospedagem INDS para cada SUBESTAÇÃO INDE 180 e DISPOSITIVOS INDE 188 do serviço público.
[00086] Com o objetivo de facilitar as comunicações, os serviços de comunicações 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 áreas podem ser servidas, tal como Califórnia, Flórida e Ohio. Esta modularidade 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 gerenciamento 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 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
[00087] 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 medição e serviços 122, podem ser incorporadas.
Processos de observabilidade
[00088] Conforme discutido anteriormente, uma funcionalidade dos serviços de aplicação pode incluir processos de observabilidade. Os processos de observabilidade podem permitir que o serviço público "observe" a rede. Esses processos podem ser responsáveis por interpretar os dados brutos recebidos a partir de todos os sensores e dispositivos na rede e transformando-os em informações acionáveis. A figura 8 inclui uma listagem de alguns exemplos dos processos de observabilidade.
[00089] 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 solicitação pode ser enviada a um ou mais dispositivos da rede, computadores da subestação e RTUs de sensor de linha. Em resposta à solicitação, os dispositivos 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 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.
[00090] 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 coletar 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 solicitante 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 estado da rede 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 rede em um tempo futuro, os dados do medidor são armazenados no armazenamento de dados operacionais, conforme mostrado no bloco 938. O armazenamento de dados operacionais ademais envia um instantâneo dos dados para o histórico, conforme mostrado no bloco 940, e o histórico armazena os instantâneos dos dados, conforme mostrado no bloco 942.
[00091] A figura 9 ademais ilustra ações que se referem à resposta de demanda (DR). A resposta de demanda se refere a mecanismos de demanda 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 resposta 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 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, 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 energia. Sob condições de pouco fornecimento de eletricidade, a resposta de demanda pode significantemente reduzir o preço máximo e, em geral, volatilidade de preço da eletricidade.
[00092] 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 demanda máxima (mais a margem de erro e eventos imprevistos), diminuir demanda máxima pode reduzir necessidades de usina geral e custo de capital. 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 podem 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 forma crescente para gerenciamento efetivo da rede elétrica.
[00093] O aplicativo de estado de DR pode solicitar a capacidade disponível 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 dispositivos domésticos podem coletar capacidade de DR em resposta à solicitação, 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 bloco 946. O sistema de gerenciamento de DR pode coletar a capacidade de DR e dados de resposta, conforme mostrado no bloco 950, e enviar a capacidade de DR e dados de resposta para o aplicativo de estado de DR, conforme 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 resposta, 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.
[00094] 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 subestação, 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 reativa), conforme mostrado no bloco 962. O aplicativo da subestação pode coletar os dados de aplicativo, conforme mostrado no bloco 966, e enviar os dados de aplicativo para o solicitante (que pode ser o computador da subestação), 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.
[00095] O processo de medição de estado da rede e dados operacionais pode compreender derivar o estado do 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 informações de estado da rede para outros aplicativos de análise (isto habilita 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 conectividade/armazenamento de dados operacionais no formato apropriado assim como 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 instantâneo em ponto no tempo do estado da estado da rede no histórico para a conectividade base no armazenamento de dados de conectividade, conforme discutido em mais detalhe a seguir); e (5) fornecer informações de topologia da topologia da rede para aplicativos mediante solicitação.
[00096] Com relação ao subprocesso (4), a topologia da rede pode ser derivada por um tempo predeterminado, tal como em tempo real, 30 segundos 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 relacional que armazena os dados de conectividade de base (a "base de dados de conectividade"). A base de dados de conectividade pode manter as informações de topologia da rede conforme construídas para determinar o modelo de conectividade de linha de base. As informações de ativo e topologia podem ser carregadas nesta base de dados periodicamente, dependendo das atualizações para a rede de energia, tal como a adição ou modificação de circuitos na rede de energia (por exemplo, circuitos alimentadores adicionais que são adicionados à rede de energia). A base de dados de conectividade 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 alimentadores, tal como uma adição de um circuito alimentador, a base de dados de conectividade pode se alterar .
[00097] Um exemplo da estrutura 1800 da base de dados de conectividade pode ser derivada a partir do modelo hierárquico representado nas figuras 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 representar a base de dados de conectividade de linha de base. O modelo hierárquico 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.
[00098] 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 operacionais. 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 armazenados podem ser comprimidos. Por causa disso, os dados operacionais/não operacionais na rede de energia podem ser armazenados facilmente e podem ser gerenciados mesmo através de uma quantidade considerável de dados possa estar disponível. Por exemplo, os dados da ordem de 5 Terabytes 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 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.
[00099] Várias análises para a rede podem precisar receber, como entrada, a topologia da rede em um ponto no tempo particular. Por exemplo, análise que se refere à qualidade de energia, confiabilidade, integridade de 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 vários 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 circuito 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.
[000100] Um exemplo mais complicado para determinar a topologia da rede pode incluir múltiplos circuitos alimentadores (por exemplo, circuito alimentador 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 comutadores seccionalizantes), as seções dos circuitos alimentadores podem pertencer 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 alimentador B).
[000101] 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 mostrado no bloco 1004, onde por vários dispositivos na rede de energia, tal como dispositivos da rede, computadores da subestação e RTUs de sensor de linha, podem coletar os dados não operacionais, conforme mostrado em blocos 1006, 1008, 1110. Conforme discutido anteriormente, os dados não operacionais 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 operacionais 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 operacionais, conforme mostrado no bloco 1022, e enviar os dados não operacionais coletados para o histórico, conforme mostrado no bloco 1024. O histórico 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.
[000102] A figura 11 ilustra um fluxograma 1100 dos processos de Gerenciamento de Evento. Os dados podem ser gerados a partir de vários dispositivos 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 dados do medidor pode enviar informações de notificação de queda/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 evento, 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 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 barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1112. O barramento de evento 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 concorrentes. Após o processamento pelos serviços CEP, os dados de evento podem ser enviados por meio do barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1118. E o 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), inteligência 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.
[000103] A figura 12 ilustra um fluxograma 1200 dos processos de Sinalização de Resposta de Demanda (DR). A DR pode ser solicitada pelo aplicativo de operação de distribuição, conforme mostrado no bloco 1244. Em resposta, 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 distribuir a otimização de disponibilidade de DR, conforme mostrado no bloco 1246, por meio do barramento de evento (bloco 1254), para um ou mais Sistemas de Gerenciamento de DR. O Sistema de Gerenciamento de DR pode enviar informações e sinais de DR e para uma ou mais instalações do consumidor, 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 Gerenciamento de DR pode receber a resposta DR, conforme mostrado no bloco 1274, e enviar as respostas DR para um, alguns ou os barramentos de dados de operações 146, a base de dados de faturamento e a base de dados comercial, conforme mostrado no bloco 1276. A base de dados de faturamento e a base de dados comercial podem receber as respostas, conforme 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 processar 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 estado/conectividade da rede pode receber os dados, conforme mostrado no bloco 1208. Os dados recebidos podem ser usados para determinar os dados 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 mensagem 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 enviados 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 Gerenciamento do DR (bloco 1252). O barramento de evento pode coletar sinais para cada 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 os sinais de DR conforme discutido anteriormente.
[000104] O histórico de operação de comunicação pode enviar dados para o barramento de evento, conforme mostrado no bloco 1214. O histórico de operação de comunicação pode também enviar dados de portfólio de geração, conforme mostrado no bloco 1212. Ou, um dispositivo de gerenciamento de ativo, tal como um Ventyx®, 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, conforme discutido anteriormente.
[000105] O aplicativo de extração de conectividade pode extrair novos dados de consumidor, conforme mostrado no bloco 1278, para serem enviados para a Base de Dados Comercial, conforme mostrado no bloco 1290. Os novos dados de consumidor podem ser enviados para o estado/ conectividade da rede, conforme mostrado no bloco 1280, de forma que o estado/conectividade da rede possa receber novos dados de conectividade de DR, conforme mostrado no bloco 1210.
[000106] O operador pode enviar um ou mais sinais substitutes 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.
[000107] A figura 13 ilustra um fluxograma 1300 dos processos de Inteligência 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 mostrado 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 enviar os 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 dados de conectividade (bloco 1338). O barramento de dados operacional pode 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 operacionais e o histórico podem enviar o estado da rede e os dados de conectividade (blocos 1352, 1354) por meio do barramento de dados operacional (bloco 1346) para o aplicativo inteligente de queda (bloco 1340). É determinado se o estado da rede e os dados de conectividade indicam se este foi um momentâneo, conforme mostrado no bloco 1342. Se sim, os momentâneos 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).
[000108] 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.
[000109] A figura 14 ilustra um fluxograma 1400 dos processos de Inteligência de Falha. O processamento de evento complexo pode solicitar dados de um ou mais 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 para o 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 mostrado 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 detecção e caracterização de evento, conforme mostrado no bloco 1430. O barramento 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 modificação, 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 conectividade da rede podem enviar dados de estado da rede para o processamento de evento complexo, conforme mostrado no bloco 1406. E, o depósito de Modelo de Informação Comum (CIM) pode enviar metadados para o processamento de evento complexo, conforme mostrado no bloco 1414.
[000110] O processamento de evento complexo pode enviar uma mensagem de evento de falha, conforme mostrado no bloco 1420. O barramento de evento pode receber a mensagem (bloco 1442) e enviar a mensagem de evento para p aplicativo inteligente de falha (bloco 1444). O aplicativo inteligente de falha pode receber os dados de evento (bloco 1432) e solicitar o estado da rede, os dados de conectividade e o estado de comutador, conforme mostrado no bloco 1456. Em resposta à solicitação, o estado e conectividade da rede enviam o estado da rede e dados de conectividade (bloco 1408), e o histórico envia os dados de estado de comutador (bloco 1412). A 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 barramento de dados operacional (bloco 1462) e enviados para um ou mais aplicativos (bloco 1464). Por exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode receber os dados de evento (bloco 1466), discutido anteriormente com relação à figura 13. O sistema de gerenciamento de trabalho pode também receber 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.
[000111] 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 detectadas 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 detectar falhas típicas (tipicamente tratadas pelo equipamento de detecção e proteção 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.
[000112] O processo de inteligência de falha pode também classificar e categorizar falhas. Isto permite que as falhas sejam classificadas e categorizadas. Atualmente, não existe nenhum padrão para uma organização e classificação sistemáticas para falhas. Um padrão de fato pode ser estabelecido para as mesmas e implantado. O processo de inteligência de falha pode ademais caracterizar falhas.
[000113] 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 características 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.
[000114] 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 responsável por coletar, filtrar, conferir e 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 dados de log de evento.
[000115] A figura 15 ilustra um fluxograma 1500 dos processos Gerenciamento de Metadados. Os processos de gerenciamento de metadados podem incluir: gerenciamento de lista de ponto; e gerenciamento de conectividade & 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 conectividade base pode solicitar dados de conectividade base, conforme mostrado no bloco 1502. Os Sistemas de informações geográficas (GIS) podem receber a solicitação (bloco 1510) e enviar os dados para o aplicativo de extração de conectividade base (bloco 1512). O aplicativo de extração de conectividade base pode receber os dados (bloco 1504), extrair, transformar e carregar 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.
[000116] O repositório de dados de conectividade pode compreendem um armazenamento personalizado de dados que contém as informações de conectividade 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 localização geográfica conforme construída dos componentes que complementam a rede. Os dados neste armazenamento de dados descrevem as informações hierárquicas sobre todos os componentes da rede (subestação, alimentados, seção, segmento, ramificação, seção t, interruptor de circuito, religador, comutador, etc. - basicamente todos os ativos). Este armazenamento de dados pode ter as informações de ativo e conectividade conforme construídas.
[000117] 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 metadados (bloco 1518), extrair, transformar e carregar os metadados (bloco 1520), e enviar os metadados para o depósito de dados de CIM (bloco 1522).
[000118] 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 disponibilidade 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 dados específicos INDE para um ou mais formatos, tal como um formato padrão de serviço público recomendado.
[000119] 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 informações 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).
[000120] O aplicativo de extração de conectividade de DR pode solicitar dados de conectividade de DR, conforme mostrado no bloco 1542. O barramento de dados operacional pode enviar a solicitação de dados de conectividade de 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 dados operacional pode enviar os dados de conectividade de DR para o aplicativo de extração de conectividade de DR (bloco 1550). O aplicativo de extração 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).
[000121] 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 operacional, 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 histórico 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 pode receber a notificação por meio de um meio preferencial, tal como texto, correio eletrônico, chamada de telefone, etc., conforme mostrado no bloco 1606.
[000122] 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 residenciais 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 coleta de dados do medidor pode receber os dados do medidor comercial e industrial (bloco 1724) e enviá-los para o barramento de dados operacional (bloco 1726).
[000123] O barramento de dados operacional pode receber dados do medidor 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 sistemas, tal como um sistema de CRM (gerenciamento de relação com consumidor) (bloco 1720).
[000124] Os processos de observabilidade podem ademais incluir processos de monitoramento de ativo remoto. Monitorar os ativos dentro de uma 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 poderiam 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 garantir 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 "acionada por evento" (que poderia ocorrer se uma falha ocorresse em uma porção da rede).
[000125] Ao invés das típicas inspeções programadas ou manutenção "acionada por evento", os processos de monitoramento remoto de ativo podem se focar em 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 aumentada.
[000126] 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 autoridade central com o objetivo de determinar a integridade da rede. Além de analisar a integridade da rede, uma autoridade central pode realizar monitoramento de utilização. Tipicamente, o equipamento na rede de energia é operado com uso de margens de segurança consideráveis. Uma das razões para isto é que as empresas de serviço público são conservadoras por natureza 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 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 (por exemplo, o circuito alimentador pode se tornar excessivamente aquecido). Por causa disto, as empresas de serviço público podem estar subutilizando uma ou mais porções da rede de energia.
[000127] 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 energia consumida tem aumentado). Por causa da falta de conhecimento dos Serviços Públicos, os Serviços Públicos atualizarão a rede de energia desnecessariamente. 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.
[000128] Os processos de monitoramento remoto de ativo podem monitorar 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 medir e 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 transformador. Os processos de monitoramento remoto de ativo podem então usar ferramentas de análise para determinar se a porção particular da rede (tal como 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.
[000129] Além disso, os processos de monitoramento remoto de ativo podem 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 causam estresse em componentes elétricos. Os fatores de estresse podem não ser necessariamente constantes e podem ser intermitentes. Os sensores podem fornecer um indicador do estresse em uma porção particular da rede de energia. Os processos de monitoramento remoto de ativo podem 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 porção da rede de energia. Por exemplo, os processos de monitoramento remoto de ativo podem usar análise de tendências com o objetivo de prever quando a porção particular da rede pode falhar e pode programar manutenção antecipadamente (ou concorrentemente com) ao momento em que a porção particular da rede pode falhar. Desta forma, os processos de monitoramento 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 rapidamente).
[000130] Ademais, os processos de monitoramento remoto de ativo podem 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 monitoramento remoto de ativo podem analisar um circuito alimentador para determinar qual é a sua capacidade de operação. Neste exemplo de circuito alimentador, os processos de monitoramento remoto de ativo podem determinar que o circuito alimentador está atualmente sendo operado a 70%. Os processos de monitoramento remoto de ativo podem 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 um aumento efetivo na capacidade simplesmente através de análise de utilização.
Metodologia para Determinar técnica específica de Arquitetura
[000131] 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 documentação do estado como está do serviço público e uma avaliação imediata para transição para uma Rede inteligente. Segundo, uma etapa de definição de requisitos pode ser realizada na geração de definição do estado a ser e as necessidades detalhadas para chegar a este estado.
[000132] Terceiro, uma etapa de desenvolvimento de solução pode ser realizada na geração de definição dos componentes de arquitetura de solução que permitirão a Rede inteligente incluindo a medição, monitoramento e controle. Para a arquitetura INDE, isto pode incluir os dispositivos de medição, 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 dados, 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.
[000133] Quarto, uma modelagem de valor pode ser realizada na geração da definição de indicadores de desempenho chave e fatores de sucesso para a Rede inteligente e a implantação da habilidade de medir e classificar o desempenho do sistema contra os fatores de desempenho desejados. A revelação acima se refere ao aspecto de desenvolvimento da Arquitetura da etapa 3.
[000134] A figura 19 ilustra um exemplo de um gráfico de fluxo de progresso 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 roteirização da rede inteligente. O processo de roteirização pode levar a fazer o plano de projeto e modelar valor.
[000135] Fazer o plano de projeto pode fornecer uma abordagem metódica para a definição da rede inteligente no contexto de todo o empresariado 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 a definição detalhada da rede inteligente específica do serviço público.
[000136] O processo de BASE pode estabelecer o ponto de início para o serviço público, em termos de sistemas, redes, dispositivos e aplicativos para dar suporte às capacidades da rede inteligente. A primeira parte do processo 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, alimentadores 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 e contas em malhas de distribuição, em linhas de transmissão e em subestações); 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 sistemas podem ser também criados.
[000137] O processo de configuração da arquitetura (ARC) pode desenvolver 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 INDE para produzir uma arquitetura técnica que vai ao encontro das necessidades específicas do serviço público e que toma vantagem dos sistemas legados apropriados e que conforma às restrições que existem no serviço público. O uso da Arquitetura de Referência INDE pode evitar a necessidade de inventar uma arquitetura personalizada e assegura que a experiência acumulada 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.
[000138] O processo de configuração da arquitetura de rede de sensor (SNARC) pode fornecer um quadro para tomar a série de decisões que definem 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 diagrama de arquitetura de rede de sensor pode ser criado.
[000139] 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 dado nível de observabilidade, sujeito a restrições de custo. Este processo pode também determinar os tipos e localizações de sensor.
[000140] 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.
[000141] 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 plano de ação para reduzir o risco antes que o serviço público se comprometa com a construção. O processo de análise de alteração e planejamento de gerenciamento (CHAMP) pode analisar o processo e alterações organizacionais que podem ser necessárias para que o serviço público perceba o valor do investimento da rede inteligente e pode fornecer um plano de gerenciamento 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.
[000142] O roteiro no processo de modelagem de valor pode levar a especificar métricas de valor, o que pode levar a estimação de custos e benefícios. 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 fechamento de caso. A saída de plano de projeto e a modelagem de valor podem 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.
[000143] 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 de uma queda. As figuras 20 a 25 fornecem exemplos do aplicativo inteligente 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 inteligente 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 dados 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.
[000144] A figura 20 é um fluxograma operacional de exemplo para determinar queda e outras condições associadas a medidores, tal como os medidores inteligentes 163. Em um exemplo, as mensagens de evento podem 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 inteligente 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 públicos 160, as mensagens de evento podem ser passadas através do quadro de segurança 117 e o dispositivo de roteamento 190. O dispositivo de roteamento 190 pode rotear as mensagens de evento para o barramento de processamento 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 determine o estado dos medidores inteligentes 163 com base nas mensagens de evento.
[000145] Em um exemplo, cada mensagem de evento recebida pelo aplicativo inteligente de queda pode indicar que um medidor inteligente associado 163 está operando de acordo com o serviço normal. No bloco 2000, com base nas mensagens de evento, o aplicativo inteligente de queda pode determinar o estado de um medidor inteligente particular 163 para ser de "serviço normal". O estado de serviço normal pode indicar que o medidor inteligente particular 163 está operando com sucesso e nenhuma queda ou outras condições de anomalia foram detectadas pelo medidor inteligente particular 163. Quando o estado do medidor inteligente particular 163 é determinado 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 associadas ao medidor inteligente particular 163 sem referência a qualquer atividade anormal recente. Mediante a ocorrência de uma condição de "evento 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 receber uma mensagem de evento a partir de um dispositivo, tal como o medidor inteligente particular 163, e não recebe a mensagem de evento. Uma condição de evento de falha de leitura 2002 pode ocorrer para o medidor inteligente particular 163 devido a falha do medidor, condição de queda ou perda de comunicação entre o medidor inteligente particular 163 e aplicativo inteligente de queda.
[000146] Em um exemplo, o possível estado de falha do medidor pode indicar 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 inteligente particular 163. A verificação de tensão remota do medidor pode incluir enviar uma solicitação para recebimento de uma mensagem a partir do medidor inteligente particular 163 que indica a tensão de corrente do medidor inteligente 163. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "verificação de tensão ‘OK’" 2006 transmitida pelo medidor particular 163 indicando que omedidor particular 163 está funcionando corretamente, o aplicativo inteligente de queda pode retornar ao estado de serviço normal no bloco 2000.
[000147] O aplicativo inteligente de queda pode determinar que a verificação de tensão falhou, o que resulta em uma condição de "falha em verificação de tensão" 2008. A condição de falha em verificação de tensão pode ser determinada com base em falha para receber uma mensagem de verificação de tensão "OK" 2006 a partir do medidor inteligente particular 163. Com base na condição de falha em verificação de tensão 2008, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que uma queda associada ao medidor inteligente particular 163 ocorreu e o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o medidor inteligente particular está em um estado de "queda confirmada" 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 prolongada" 2012 pode ser gerada pelo aplicativo inteligente de queda. A mensagem de evento de queda prolongada 2012 pode ser transmitida para o sistema de gerenciamento de queda 155, que pode permitir que a localização do evento de queda prolongada seja determinada. Em outros exemplos, a mensagem de evento de queda prolongada 2012 pode ser transmitida para 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.
[000148] 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.
[000149] 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 confirmada. As mensagens de reinício 2015 podem se originar a partir de entidades de alto nível tal como seções, circuitos alimentadores, sistemas de gerenciamento de dados (DMS), etc.
[000150] No bloco 2000, o aplicativo inteligente de queda pode solicitar uma verificação de tensão do medidor inteligente particular 163 sem a ocorrência de um evento de falha de leitura. As verificações de tensão podem ser periodicamente executadas ou podem ser executadas com base em condições particulares da rede de energia, tal como quando a demanda de energia 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 inteligente de queda pode determinar que o medidor particular 163 está no estado 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 gerada e transmitida.
[000151] Enquanto determina o estado de serviço normal no bloco 2000, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "notificação 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 dispositivos a montante do medidor inteligente particular 163. Mediante o recebimento da mensagem de PON 2014, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o medidor inteligente particular 163 está em um estado de "queda percebida" no bloco 2016. No estado de queda percebida, o aplicativo 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 aplicativo inteligente de queda determinando que o medidor particular está no estado de queda confirmada no bloco 2010. Durante a transição para o estado de queda confirmada, o aplicativo inteligente de queda pode gerar a mensagem de evento de queda prolongada 2012.
[000152] Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de notificação de restauração de energia (PRN) 2013 a partir do mecanismo de dados de coleta do medidor antes de o período predeterminado de tempo expirar, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de "evento 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.
[000153] 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 um dos estados 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 suspensão 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 queda pode imediatamente determinar que o medidor inteligente particular 163 está em um estado de filtragem suspensa no bloco 2024. No estado de filtragem suspensa, o aplicativo inteligente de queda pode suspender a filtragem de mensagens originadas a partir do medidor particular 163. Uma mensagem 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 particular 163, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para gerenciar similarmente mensagens de evento a partir de qualquer número desejado de medidores 163 em uma respectiva rede de energia.
[000154] 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 aos 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 todos os 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 aplicativo inteligente de queda para determinar estados de um sensor de linha particular. 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 queda 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 presente, então o aplicativo inteligente de queda pode passar mensagens de eventos 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.
[000155] Enquanto o aplicativo inteligente de queda determina que o sensor 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 integridade ‘OK’" 2106 a partir do sensor de linha particular que indicam que o sensor de linha não falhou, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o sensor de linha está em um estado de serviço normal no bloco 2100. Se nenhuma mensagem de verificação de integridade "OK" for recebida, o aplicativo inteligente de queda continua a determinar se o sensor de linha particular tem possibilidade de falhar no bloco 2104.
[000156] Enquanto o aplicativo inteligente de queda determina se o sensor 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 percebida. 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 desejado. 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 indicativa de uma queda momentânea ou prolongada. Em um exemplo, o aplicativo 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" 2112 pode ocorrer, resultando em que o aplicativo inteligente de queda determine que uma condição de queda prolongada resultou, 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 aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de "evento de queda prolongada " 2116, que pode ser transmitida para o sistema de gerenciamento de queda 155 para análise subsequente de queda com relação à localização e extensão. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "tensão restaurada" 2118 enquanto determina que o sensor de linha particular 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 a transição para determinar o estado no bloco 2100, uma mensagem de evento de queda momentânea 2120 pode ser gerada pelo aplicativo inteligente de queda e transmitida para o sistema de gerenciamento de queda 155. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de tensão restaurada 2118 enquanto determina que o sensor de linha particular está em um estado de queda confirmada, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o sensor de linha particular está no estado de serviço normal no bloco 2100.
[000157] Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de "falha atual detectada" 2122, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que 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 determinar 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 determinar que o sensor de linha particular está no estado de serviço normal no bloco 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 partir de qualquer número desejado de sensores de linha em uma respectiva rede de energia.
[000158] Similarmente ao que foi descrito com relação à figura 20, em cada 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 adulteração, falha de dispositivo ou alguma outra condição indesejada está presente 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 aplicativo 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 suspender 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 retorne ao estado de serviço normal no bloco 2100. A mensagem de reinício 2130 pode ser gerada por seções, circuitos alimentadores, DMS, etc. A pesar de a figura 21 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com relação a um sensor de linha particular, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para similarmente gerar mensagens de evento a partir de qualquer número desejado de sensores de linha em uma respectiva rede de energia.
[000159] A figura 22 em um fluxograma operacional do aplicativo inteligente de queda configurado para determinar falhas reconhecidas por um ou mais indicadores de circuito em (FCIs). Um FCI particular pode estar localizado dentro da rede de energia. O aplicativo inteligente de queda pode receber 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 evento a partir do 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 processamento 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 recebida. 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.
[000160] 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 mensagem 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 atual 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 recebimento de 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.
[000161] Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de FCI defeituoso a jusante 2214 a partir de um a jusante FCI, o aplicativo inteligente 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 mensagem 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 aplicativo inteligente de queda pode determinar que o FCI particular está em um estado normal no bloco 2100. Apesar de a figura 22 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com relação a um FCI particular, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a partir de qualquer número desejado de FCIs em uma respectiva rede de energia.
[000162] 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 desligado 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 atividade do banco capacitor.
[000163] Se o banco capacitor estiver fora de serviço devido à manutenção 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 determinar que o banco capacitor particular está em um estado "fora de serviço" 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 relação ao banco capacitor particular. O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "retorno a serviço" 2306 a partir do banco capacitor 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.
[000164] O banco capacitor particular pode ser ligado em algum ponto no tempo através do recebimento de um comando "ligar" a partir de qualquer dispositivo dentro da rede de energia que tenha autoridade para isso. O aplicativo inteligente de queda pode ser notificado de que o banco capacitor particular foi ligado por meio de uma mensagem de "comando de ligar" 2308. O aplicativo inteligente de queda pode determinar que o banco capacitor particular 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 (OE) 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 confirma ligar" 2314, o aplicativo inteligente de queda pode determinar que o banco capacitor particular está em um estado de "banco capacitor ligado" 2316, o que 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 dispositivos, tal como um circuito alimentador interconectado com uso da tensão gerada pelo banco capacitor particular.
[000165] Enquanto determina que o banco capacitor particular está no estado pendente no bloco 2310, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de comando de desligar 2320 a partir de qualquer dispositivo 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 determina que o banco capacitor particular está no estado pendente de desligar no bloco 2318, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem 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 mensagem de comando de desligar 2320 enquanto determina que o banco capacitor particular está no estado ligado de banco capacitor no bloco 2316, a inteligência de queda pode determinar que o banco capacitor particular está em um estado pendente de desligar no bloco 2322.
[000166] Enquanto determina que o banco capacitor particular está no estado pendente de desligar no bloco 2318, o aplicativo inteligente de queda pode emitir uma solicitação para confirmação de OE. Se o aplicativo inteligente de queda receber uma mensagem de falha de OE 2312 em resposta, o aplicativo inteligente de queda pode determi nar que o banco capacitor particular está no estado pendente de desligar no bloco 2322.
[000167] 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 particular está em um estado pendente de desligar no bloco 2322. Na transição, o aplicativo inteligente de queda pode gerar uma mensagem de banco capacitor 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 configurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a partir de qualquer número de bancos capacitores em uma respectiva rede de energia.
[000168] 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 circuito alimentador configurado para monitorar as condições do circuito alimentador. 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 determinar um estado de "comutação" do circuito alimentador no bloco 2404 o que indica que o circuito pode estar experienciando comportamento anormal devido a uma comutação atual sendo realizada associada ao circuito alimentador particular. Enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de comutação, o aplicativo inteligente de queda pode ignorar mensagens de queda de seção recebidas a partir do circuito alimentador ou outros dispositivos que indicam tal. Durante a transição para determinar que o circuito alimentador está em um estado de comutação no bloco 2404, o 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 particular, tal como seções subsidiárias e medidores inteligentes 163.
[000169] 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 determinar se o circuito alimentador particular está em um estado de operação normal no bloco 2400. Durante a transição para determinar que o circuito alimentador 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.
[000170] As condições de queda podem fazer com que um circuito alimentador seja bloqueado com base em um disparo de um interruptor interconectado. Em um exemplo, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "disparo de interruptor e travamento" 2414 enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de operação normal no bloco 2400. A mensagem de disparo de interruptor e trava 2414 pode indicar que um interruptor interconectado ao circuito alimentador particular foi disparado, o que afeta o circuito alimentador particular. O recebimento 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.
[000171] Enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de alimentador bloqueado no bloco 2416, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma 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.
[000172] Uma queda forçada pode também ocorrer afetando o circuito alimentador 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 inteligente 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 uma ou mais 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 verificação 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 retroalimentação.
[000173] O aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de reinicialização 2418 enquanto determina que o circuito alimentador particular está no estado de queda forçada. A mensagem de reinicialização 2418 pode indicar que o interruptor foi fechado, permitindo que o aplicativo inteligente de queda determine que o circuito alimentador particular está no estado 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 inteligente de queda pode ser configurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a partir de qualquer número desejado de circuitos alimentadores em uma respectiva rede de energia.
[000174] 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 alternada, 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.
[000175] O aplicativo inteligente de queda pode também receber uma mensagem de "seção a montante suspensa" 2506 que indica que uma seção 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 está no estado de alimentador possivelmente fora no bloco 2504. Uma condição 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 perdeu 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 dispositivos associados à seção, tal como medidores inteligentes 163, sensores de linha, etc.
[000176] 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 particular 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 aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de operação normal no bloco 2500.
[000177] Enquanto determina que o estado particular está operando em um estado de operação normal, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem "de evento de perda de tensão de sensor " 2520, uma mensagem de "seção a montante abre" 2522, e/ou um mensagem de "medidor fora" 2524, cujo recebimento de cada uma pode fazer com que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está em um estado de "seção possivelmente fora" no bloco 2526 que indica que a seção particular pode estar fora de serviço. O aplicativo inteligente de queda pode solicitar uma verificação de tensão alternada enquanto determina que a seção particular está no estado de "seção possivelmente fora" no bloco 2526. Enquanto determina o estado 2526, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de verificação de tensão alternada "OK" 2514 que faz com que o 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 particular está operando no estado de seção fora no bloco 2510 e pode gerar a mensagem de seção fora 2512.
[000178] Enquanto determina o estado de seção fora no bloco 2510, o aplicativo 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 particular 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.
[000179] Enquanto determina que a seção particular está no estado de operação normal no bloco 2500, o aplicativo inteligente de queda pode receber uma mensagem de "suspender" 2532 fazendo com que o aplicativo inteligente de queda transite para determinar que a seção particular está em um sentado suspenso no bloco 2534. Enquanto determina que o aplicativo inteligente 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 processadas por dispositivos associados à seção particular e suspender ademais a geração de mensagem.
[000180] Enquanto determina que a seção particular está no estado suspenso, 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 normal no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar uma ou mais mensagens de "reinício de dispositivo" 2538 que pode ser recebida por processada por dispositivos associados à seção particular e geração de mensagem de reinício.
[000181] 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 determina que a seção particular está no estado de comutação, o aplicativo inteligente 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 relação à seção particular foi realizada permitindo que o aplicativo inteligente de queda determine que a seção particular está no estado de operação normal no bloco 2500. O aplicativo inteligente de queda pode também gerar uma ou mais mensagens de reinício de dispositivo 2538. Apesar de a figura 25 ilustrar o aplicativo inteligente de queda com respeito a uma seção particular, o aplicativo inteligente de queda pode ser configurado para similarmente gerenciar mensagens de evento a partir de qualquer número desejado de seções em uma respectiva rede de energia.
[000182] As falhas da rede de energia podem ser definidas como condições físicas que fazem com que um elemento de circuito falhe no desempenho da 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 normalmente 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 "falhas parafusadas") ou podem ter alguma quantidade significante de impedância de falha. Na maioria dos casos, as falhas parafusadas resultarão na operação de um dispositivo protetor, que gera uma queda para alguns consumidores 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 energia 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.
[000183] 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 riscos de segurança porque uma linha de fase aparentemente desconectada pode ainda estar energizada através de um processo chamado de retroalimentação. As falhas de fase aberta são normalmente o resultado de uma conexão de fio defeituosa em um comutador de topo do pole.
[000184] Qualquer falha pode se alterar em outro tipo de falha através de instabilidade física ou através dos efeitos de arco, queima de fio, forças eletromagnéticas, 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.
[000185] 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 momentâneas 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 (acontecendo aleatoriamente, mas mais ou menos constantemente). As falhas podem também ser reconhecidas como sendo estáticas ou emergentes (também conhecidas como falhas de múltiplos estágios). Conforme previamente discutido, as falhas emergentes podem começar como um tipo ou envolvendo 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, uma falha fase a fase pode evoluir a partir da falha inicial de SLG.
[000186] A detecção tradicional de falha, tal como detecção e análise básica 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 conjunto distribuído de fontes de dados pode estar disponível incluindo sensores de linha com RTU’s, os medidores e os relés de microprocessador da subestação (e seus transformadores potenciais e transformadores de corrente associados). 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.
[000187] A Tabela 4 descreve vários tipos de falha, envolvimento de fase e comportamento de estado da rede de uma rede inteligente de energia.
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[000188] Estabelecer um delineamento claro de tipos de falha e comportamento 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 utilizados 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.
[000189] A Tabela 5 inclui várias falhas que podem ser identificadas dentro de uma rede de energia trifásica que podem causar um evento a ser identificado 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 SUBESTAÇÃO 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 exemplo, os fasores individuais (magnitude e ângulo) podem ser analisados, assim 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.
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[000190] A figura 26 é um fluxograma operacional de exemplo para estimativa de falha dentro de uma rede de energia. Em um exemplo, a estimativa 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 por aplicativo inteligente de falha (vide figura 14). Em um exemplo, tipos de falha podem ser determinados pelo aplicativo inteligente de falha com base 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 fasor (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 realizada 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 analisada.
[000191] Mediante a determinação de que uma ou mais possíveis condições de falha estão presente, critérios de ângulo de fasor de cada fase podem 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 consideração no bloco 2608.
[000192] No bloco 2610, os critérios predeterminados de alteração de magnitude de fasor relativa para cada fase podem ser aplicados às informações de fase. No bloco 2612, um, alguns ou todos os tipos de falha que não encontram as informações predeterminadas de magnitude de fasor relativa 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 identificados 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 determinação de quaisquer possíveis tipos de falha remanescente para eliminação com base nos critérios predeterminados de ângulo de interfasor pode ser realizada no bloco 2618. Quaisquer tais tipos de falha podem ser eliminados de consideração no bloco 2620. Quaisquer possíveis tipos de falha ainda sob consideração em que o ângulo de interfasor não é aplicável podem ser inelegíveis para eliminação.
[000193] No bloco 2622, critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo podem ser aplicados aos possíveis tipos de falha remanescentes sob consideração. Quaisquer possíveis tipos de falha remanescentes 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 pode gerar um único possível tipo de falha no bloco 2624 conforme de encontram todos os critérios predeterminados aplicados.
[000194] No bloco 2626, um número de leituras consecutivas das possíveis 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 de energia que pode ser afetada pela falha ou pode ser usada para alertar partes interessadas do tipo particular de falha. Se o número de leituras consecutivas não for encontrado, o fluxograma operacional pode retornar ao bloco 2600.
[000195] 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 critérios da Tabela 5 usados para aplicar às informações de fasor para cada fase, 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 realizada em paralelo, permitindo que um tipo de falha, se presente, seja identificado. A determinação de leituras consecutivas no bloco 2626 pode ser realizada subsequente a ou em paralelo com a aplicação de outros critérios da Tabela 5.
[000196] Apesar de esta invenção ter sido mostrada e descrita em conexão com as modalidades preferenciais, percebe-se que certas alterações e modificações em adição àquelas mencionadas anteriormente podem ser feitas a partir dos 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 representações simbólicas de operações que são realizadas por um ou mais dispositivos eletrônicos. Como tal, deve-se entender que tais atos e operações incluem 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 reconfigura ou de outra forma altera a 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 particulares 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 proteger todas as variações e modificações dentro do escopo válido da presente invenção. Pretende-se que a invenção seja definida pelas seguintes reivindicações, incluindo todos os equivalentes.

Claims (6)

1. Método de determinar um tipo de falha em uma rede de energia de múltiplas fases, o método compreendendo as etapas de: receber dados de fase e magnitude (2600) para cada fase na rede de energia de múltiplas fases, em que os dados de fase e magnitude são indicativos de uma falha na rede de energia de múltiplas fases; o método caracterizado pelo fato de que: comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados (2604), em que o primeiro conjunto de critérios inclui critérios predeterminados de ângulo de interfasor (2616) e critérios predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo (2622); e determinar (2624) um tipo 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.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados compreende comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados que inclui os critérios predeterminados de magnitude de fasor.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a etapa de comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases ao primeiro conjunto de critérios predeterminados compreende comparar os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia de múltiplas fases a um primeiro conjunto de critérios predeterminados que inclui critérios relativos predeterminados de alteração de ângulo de interfasor relativo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de 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.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a etapa de selecionar o tipo de falha compreende eliminar (2606, 2612, 2618) tipos de falha incluídos no grupo de tipos de falha a partir da consideração conforme o tipo de falha selecionado 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.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de receber os dados de fase e magnitude para cada fase na rede de energia 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 fase e magnitude 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 pluralidade de instantes de tempo estão dentro dos primeiros critérios predeterminados por um número predeterminado de instantes de tempo consecutivo.
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