DE102015221600A1

DE102015221600A1 - Verfahren, systeme und computerlesbare medien zum überwachen und verwalten eines stromverteilungssystems

Info

Publication number: DE102015221600A1
Application number: DE102015221600.4A
Authority: DE
Inventors: James D. Stoupis; Mirrasoul J. Mousavi
Original assignee: ABB Technology AG
Current assignee: Hitachi Energy Ltd
Priority date: 2014-11-20
Filing date: 2015-11-04
Publication date: 2016-05-25
Also published as: SE539054C2; CN105631576A; US20160147209A1; SE1551351A1; US9910102B2

Abstract

Verfahren, System und computerlesbare Medien zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems werden offenbart. In einem Beispiel enthält das Verfahren ein Empfangen von Sensormessdaten, die von einer Mobilinspektionsvorrichtung während einer Inspektion von Stromverteilungssystemelementen in einem Stromverteilungssystem erfasst werden. Das Verfahren enthält weiterhin ein Verarbeiten der empfangenen Sensormessdaten, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten, die einen Fehlerzustand anzeigen, der in einem oder mehreren der Stromverteilungssystemelemente existiert, und ein Verwenden der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren.

Description

TECHNISCHES GEBIET
Der hierin beschriebene Gegenstand betrifft die Verwaltung und Instandhaltung eines Elektrizitätswerk-Verteilungssystems durch die Verwendung von mobilen Inspektionsvorrichtungen. Insbesondere betrifft der hierin beschriebene Gegenstand Verfahren, Systeme und computerlesbare Medien zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems.
HINTERGRUND
Gegenwärtig wird eine signifikante Menge einer von Energieversorgern empfangenen aus Verwaltungsinformation typischerweise von Störmeldungsanrufen abgeleitet, die von Kunden ausgehen. Beim Empfang solcher Anrufe werden typischerweise Feldtechniker von dem Energieversorger zu dem/den gemeldeten Bereich(en) geschickt, um eine Inspektion der Verteilungsleitungen und anderer Verteilungssystemelemente durchzuführen. Sogar falls ein mit Verteilungsleitungen assoziiertes Problem schnell identifiziert wird (zum Beispiel durch Feldtechniker und/oder Roboter-Inspektionsvorrichtungen), werden die von dem Versorger gesammelten betreffenden Inspektionsdaten im Allgemeinen von einem zentralen Ausfallverwaltungssystem oder anderen kommunikationsbasierten Versorger-Feldsystemen (z.B. Überwachungssteuerung und Datenerfassungs-(SCADA, Engl.: supervisory control and data acquisition)Systemen) getrennt, die eingerichtet sind, die Daten zu verwenden. Die mobilen Inspektionsvorrichtungen oder Systeme, die gegenwärtig von Versorgern verwendet werden, um die Verteilungsleitungen zu inspizieren, werden zum Beispiel typischerweise mit einem Kommunikationsmittel ausgestattet, das nicht in der Lage ist, den vorhandenen Verwaltungssystemen einen schnellen Zugriff auf die erfassten Inspektionsdaten bereitzustellen. Dementsprechend gibt es ein Bedürfnis zum Bereitstellen von erweiterter Überwachung und Verwaltung eines Stromverteilungssystems.
ZUSAMMENFASSUNG
Gemäß einem Aspekt betrifft der hierin beschriebene Gegenstand Verfahren, Systeme und computerlesbare Medien zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems. In einer Ausführungsform enthält das Verfahren ein Empfangen von Sensormessdaten, die von einer mobilen Inspektionsvorrichtung während einer Inspektion von Stromverteilungssystemelementen in einem Stromverteilungssystem erfasst werden. Das Verfahren enthält weiterhin ein Verarbeiten der empfangenen Sensormessdaten, um Fehler-Identifikationsdaten abzuleiten, die einen Fehlerzustand anzeigen, der in einem oder mehreren der Stromverteilungssystemelementen existiert, und ein Verwenden der abgeleiteten Fehler-Identifikationsdaten, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren.
Der hierin beschriebene Gegenstand kann durch Software in Kombination mit Hardware und/oder Firmware implementiert werden. Der hierin beschriebene Gegenstand kann zum Beispiel durch eine von einem Prozessor ausgeführte Software implementiert werden. In einer beispielhaften Implementation kann der hierin beschriebene Gegenstand implementiert werden unter Verwendung eines nichtflüchtigen, computerlesbaren Mediums, das darauf gespeicherte computerausführbare Befehle aufweist, die, wenn von dem Prozessor eines Computers ausgeführt, den Computer steuern, um die Schritte durchzuführen. Beispielhafte computerlesbare Medien, geeignet zum Implementieren des hierin beschriebenen Gegenstands, enthalten nichtflüchtige, computerlesbare Medien, wie zum Beispiel Disk-Speichervorrichtungen, Chip-Speichervorrichtungen, programmierbare Logikvorrichtungen und anwendungsspezifische integrierte Schaltungen. Zusätzlich kann ein computerlesbares Medium, das den hierin beschriebenen Gegenstand implementiert, auf einer einzelnen Vorrichtung oder Computerplattform lokalisiert sein oder kann über mehrere Vorrichtungen oder Computerplattformen verteilt sein.
KURZE BESCHREIBUNG DER ABBILDUNGEN
Bevorzugte Ausführungsformen des hierin beschriebenen Gegenstands werden mit Bezug auf die beigefügten Abbildungen erläutert, wobei gleiche Bezugszeichen gleiche Teile darstellen, wobei:
1 ist ein Blockdiagramm, das ein beispielhaftes System zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems gemäß einer Ausführungsform des hierin beschriebenen Gegenstands darstellt;
2 ist eine Darstellung einer Bildschirmanzeige eines Verteilungssystem-Netzmodells gemäß einer Ausführungsform des hierin beschriebenen Gegenstands;
3 ist ein Flussdiagramm, das einen beispielhaften Prozess zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems gemäß einer Ausführungsform des hierin beschriebenen Gegenstands darstellt; und
4 ist ein schematisches Blockdiagramm eines beispielhaften allgemeinen Computersystems, das zur Verwendung beim Durchführen der hierin beschriebenen Funktionen geeignet ist.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
In Übereinstimmung mit dem hierin beschriebenen Gegenstand werden Verfahren, Systeme und computerlesbare Medien zum Bereitstellen eines erweiterten Überwachens und Verwaltens eines Stromverteilungssystems bereitgestellt. Der offenbarte Gegenstand betrifft eine Ende-zu-Ende-automatisierte Datenanalyse und Kommunikationssysteme, wo Inspektionsdaten verarbeitet und an ein zentrales Versorgersteuerzentrum zum Aktualisieren eines Stromverteilungssystem-Netzmodells (z.B. ein Netzmodell eines Stromnetzes) gesendet werden. Insbesondere verbessert die offenbarte Art zum Verarbeiten von erfassten Sensormessdaten und Bereitstellen der Fehlerinspektionsdaten (die von den Sensormessdaten abgeleitet werden) signifikant den Verwaltungsprozess, der existierende Stromausfälle betrifft, die in dem Stromverteilungssystem auftreten. Im Ergebnis kann der offenbarte Gegenstand Ausfallzeiten effektiv reduzieren, die von Kunden erlebt werden, und kann die Zuverlässigkeit des Stromverteilungssystems insgesamt verbessern. Weiterhin kann die schnelle Identifikation von Stromausfallorten, die von dem offenbarten Gegenstand geleistet wird, Sicherheitsbedingungen für Feldtechniker und Kunden gleichermaßen verbessern, was insbesondere in Sturmsituationen wichtig ist, wo Verteilungsleitungsausfälle vermehrt auftreten. Im Kontext einer zustandsbasierten Wartung (CBM, Engl.: condition-based maintenance) und einer Schadenaufnahme nach einem Sturm, ermöglicht ein Roboter-assistierter Inspektionsansatz sicher den unter Energie stehenden Schaltinspektionsdaten-Sammlungs- und Analyseprozess.
Im Folgenden wird detailliert auf beispielhafte Ausführungsformen des vorliegenden offenbarten Gegenstands Bezug genommen, dessen Beispiele in den beigefügten Darstellungen offenbart sind. Wann immer möglich, werden die gleichen Bezugszeichen innerhalb der Abbildungen verwendet, um die gleichen oder ähnliche Teile zu bezeichnen.
1 ist ein Blockdiagramm, das ein beispielhaftes Elektrizitätsnetzsystem 100 darstellt zum Bereitstellen einer erweiterten Überwachung und Verwaltung eines Stromverteilungssystems gemäß einer Ausführungsform des hierin beschriebenen Gegenstands. In der in 1 dargestellten Ausführungsform enthält das System 100 ein Stromverteilungssystem 102, das unter Anderem Verteilungsleitungen 104 umfasst, die von einer Vielzahl von Strommasten 106a–c gestützt werden. In einigen Ausführungsformen kann jede der Verteilungsleitungen 104 irgendeinen Typ einer Verteilungsleiterleitung umfassen, die in der Lage ist zum Leiten von Elektrizität zwischen Wohngebieten, Unterstationen und Kraftwerken. In alternativen Ausführungsformen kann jede der Verteilungsleitungen 104 irgendeine Übertragungsleitung umfassen, die in der Lage ist zum Tragen eines Kommunikationssignals (z.B. Funkfrequenzsignalströme), ohne sich von dem Schutzbereich des offenbarten Gegenstands zu entfernen.
Wie in 1 gezeigt, enthält das System 100 auch ein zentrales Versorgersteuerzentrum 118, das umfasst ein Backend-Kommunikationssystem (BCS, Engl.: backend communications system) 120, ein Verteilungsverwaltungssystem (DMS, Engl.: distribution management system) 122, ein Ausfallverwaltungssystem (OMS, Engl.: outage management system) 124, ein Störmeldungsanrufsystem 126 (und/oder ein fortgeschrittenes Messinfrastruktur-(AMI, Engl.: advanced metering infrastructure)System)) und ein Arbeitsverwaltungssystem 128, von denen jede nachstehend detaillierter beschrieben wird. In einigen Ausführungsformen kann jedes der Systeme 120 bis 128 ein Software-Modul umfassen, das von einem oder mehreren Host-Computer-Servern, die in dem Versorgersteuerzentrum 118 enthalten sind, unterstützt wird. Man beachte, dass jedes der hierin beschriebenen Systeme 120–128 einen zweckgebundenen Computer bilden kann, der das technologische Gebiet von Stromversorgersystemen verbessert durch Bereitstellen eines Mechanismus zum Überwachen und Kommunizieren von Ausfalldaten zwischen einem Stromverteilungssystem und einem zentralen Versorgersteuersystem. Obwohl die folgende Beschreibung die Stromversorgungsindustrie betrifft, kann irgendeine andere Industrie (z.B. Kabelfernsehen), das Freileitungen auf ähnliche Weise verwendet, den offenbarten Gegenstand verwenden. Obwohl 1 zwei Verteilungsleitungen 104 und drei Strommasten 106a—c darstellt, kann jegliche Anzahl von Verteilungsleitungen und Strommasten innerhalb des Stromverteilungssystems 102 (z.B. ein Stromnetz) positioniert sein, ohne sich von dem Schutzbereich des offenbarten Gegenstands zu entfernen.
Wie in 1 gezeigt, kann das Stromverteilungssystem 102 weiterhin eine mobile Inspektionsvorrichtung 108 und eine mobile Steuerstation 110 enthalten, von denen jede von einem Feldtechniker verwendet werden kann, um den Betriebszustand des Stromverteilungssystems 102 zu inspizieren und darauf zuzugreifen. In einigen Ausführungsformen kann die mobile Steuerstation 110 einen Laptop-Computer, ein Computertablet, ein mobiles Smartphone, eine lokale Steuerstation (z.B. einen Laptop-Computer, der mit einer Antenne mit hoher Leistung ausgestattet ist) oder irgendeine ähnliche Computervorrichtung enthalten, die in der Lage ist zum drahtlosen Kommunizieren mit sowohl der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 als auch dem zentralen Versorgersteuerzentrum 118 (wie nachstehend beschrieben). Die mobile Steuerstation 110 kann mit einem drahtlosen Kommunikationsmodul 130 ausgestattet sein, das es der mobilen Steuerstation 110 ermöglicht, mit sowohl der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 als auch dem Versorgersteuerzentrum 118 (über BCS 120) drahtlos zu kommunizieren. Das drahtlose Kommunikationsmodul 130 kann zum Beispiel einen Chipsatz und/oder Software-Komponente umfassen, die es der mobilen Steuerstation 110 erlauben, drahtlose Signaldaten (z.B. zellulare Daten, WiFi-Daten oder RF-Daten) zu senden und zu empfangen.
In einigen Ausführungsformen kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 eine robotische oder mechanisierte mobile Vorrichtung enthalten, die verwendet wird, um Inspektionen von Verteilungsleitungen 104 durchzuführen durch Verwenden von beigefügten Datenerfassungsgerät- und/oder Erfassungsvorrichtung(en) 114. Eine beispielhafte mobile Inspektionsvorrichtung enthält einen Verteilungsleitungs-Inspektionsroboter (zum Beispiel einen mobilen Leitungs-„Kriech“-Roboter), der eingerichtet ist zum Abfahren einer Freileitung 104 und Drahtverknüpfungen an den Strommasten 106a–c, wie in 1 gezeigt. Ein Beispiel eines Leitungskriechroboters kann im US-Patent Nr. 8,505,461 gefunden werden, welches hierin durch Bezugnahme in seiner Gesamtheit eingefügt ist. In alternativen Ausführungsformen kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 einen Quadrocopter oder eine Drohnenvorrichtung enthalten, die gesteuert oder programmiert ist (z.B. unter Verwendung von GPS-Koordinaten), über und/oder in der Nähe der Verteilungsleitungen 104 zu fliegen. Unabhängig von der spezifischen Ausführungsform kann die mobile Inspektionsvorrichtung mit einer oder mehreren Erfassungsvorrichtungen 114 ausgestattet sein, wie zum Beispiel einer Standardauslösungskamera, einer Hochauflösungs-(HD, Engl.: high definition)Kamera, einer Videokamera, einer Infrarot- und/oder Wärmesensorvorrichtung oder Kamera, einer akustischen Signalerfassungsvorrichtung, Multimeter-Vorrichtung und dergleichen. Die Erfassungsvorrichtung(en) 114 kann eingerichtet sein zum Erfassen von Sensormessdaten, die umfassen Bilddaten, Videodaten, Wärmebilddaten und Klangdaten entsprechend den Stromverteilungssystemelementen (z.B. Netzleitern, Transformatoren, Ableitern etc.), während innerhalb oder eingefügt in der mobilen Inspektionsvorrichtung 108. Die von den Erfassungsvorrichtung(en) 114 erfassten Sensormessdaten können Gefährdungen für die physikalische Integrität der Verteilungsleitung aufdecken, die durch elektrische, mechanische und/oder Wärmestressfaktoren verursacht werden. Beispielhafte, von den Verteilungsleitungen erfahrene Komplikationen können enthalten Isolationsmaterial-Verschlechterung, Leiterdrahtmaterial-Verschlechterung, Bruch oder Trennung des Netzleiters (z.B. verursacht durch Materialverschlechterung, herunterfallende Baumäste, Eisansammlung und/oder umgefallene Strommasten). In einigen Ausführungsformen kann die Erfassungsvorrichtung 114 auch ausgestattet sein mit einer Multimeter-Vorrichtung, die eingerichtet ist zum Messen einer beliebigen Anzahl von elektrischen Parametern, wie zum Beispiel Spannung und/oder Stromstärke, die mit der Verteilungsleitung assoziiert sind. Solch eine in der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 enthaltene Erfassungsvorrichtung 114 kann zum Beispiel eingerichtet sein zum Erfassen von Spannung und/oder Stromstärkenmessdaten entweder durch Kontakt oder auf eine kontaktlose Weise. Irreguläre Spannungs- und/oder Strommessungen können als ein Anzeichen von verschlechterten oder kompromittierten elektrischen Komponenten dienen.
In einigen Ausführungsformen kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 auch mit einem globalen Positionierungssystem-(GPS)Modul 116 ausgestattet sein, das eingerichtet ist zum Empfangen von Satellitendatensignalen von GPS-Satelliten und zum Bestimmen der GPS-Längen- und Breitengrad-Koordinaten seiner aktuellen Position. Solch eine Fähigkeit kann nützlich sein für Anwendungen, bei denen eine mobile Inspektionsvorrichtung 108 programmiert ist, einem bestimmten Pfad (z.B. Quadcopter-Pfadprogrammierung zu folgen, oder in denen die mobile Inspektionsvorrichtung 108 geführt wird (z.B. durch die mobile Steuerstation 110), um einen bestimmten Strommast 106 zu lokalisieren, der mit bekannten GPS-Koordinaten abgebildet/assoziiert ist. In einigen Ausführungsformen kann das GPS-Modul 116 verwendet werden von der (den) Erfassungsvorrichtung(en) 114, um jede erfasste Sensormessung mit einem „geo-tag“ auszustatten.
Nach Erhalt der Sensormessdaten unter Verwendung der Erfassungsvorrichtung(en) 114 kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 ein Kommunikationsmodul (nicht gezeigt) verwenden, das eingerichtet ist zum drahtlosen Senden der gesammelten Sensormessdaten an die mobile Steuerstation 110. In alternativen Ausführungsformen kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 eingerichtet sein zum Verwenden des Kommunikationsmoduls, um die Sensormessdaten direkt an BCS 120 in dem Versorgersteuerzentrum 118 für nachfolgende Verteilung und Verarbeitung zu senden.
Um eine beispielhafte Verwendung des offenbarten Gegenstands in dem Verteilungssystem 102 darzustellen, kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 verwendet werden durch einen Feldtechniker, um den Zustand der Verteilungsleitungen 104 zu inspizieren (z.B. als Antwort auf eine Ausfallmeldung von einem Kunden). Der Feldtechniker kann zum Beispiel eine über eine Leitung kriechende mobile Inspektionsvorrichtung 108 verwenden, um die Verteilungsleitungen physische abzufahren als auch die Verbindungen der Strommasten 106, um eine Inspektion der Verteilungsleitungskomponenten durchzuführen. Während die Verteilungsleitungen 104 abgefahren werden, kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 eingerichtet sein zum Verwenden der Erfassungsvorrichtung(en) 114, um eine Inspektion der Verteilungsleitung und anderer Verteilungssystemkomponenten durchzuführen. Wie vorher angezeigt, kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 Erfassungsvorrichtung(en) 114 verwenden, um Bilder und/oder Videos zu erfassen, die einen oder mehrere Schäden der physischen Integrität der Verteilungsleitung 104 offenbaren. In einigen Ausführungsformen kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 die Stromverteilungs-Systemelemente initial-inspizieren, wie zum Beispiel Überland-Verteilungsleitungen über hochauflösende und Infrarotkameras und andere Sensoren (z.B. Audiosensoren, die eingerichtet sind, elektrische Resonanzen, Brummen oder Vibrationen zu erfassen). In einigen Ausführungsformen kann jede der von der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 erfassten Sensormessungen Datum/Zeit- gestempelt werden von der jeweiligen Erfassungsvorrichtung 114 oder durch eine andere Komponente an der mobilen Inspektionsvorrichtung 108. Ähnlich kann das GPS-Modul 116 eingerichtet sein zum Versehen jedes von den Erfassungsvorrichtung(en) 114 aufgenommenen Sensormessung mit einem Geo-Tag unter Verwendung bestimmter GPS-Koordinaten, die der Position der mobilen Inspektionsvorrichtung zu der Zeit entspricht, wenn Sensormessdaten erfasst werden.
Sobald sie von der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 erhalten werden, können die Sensormessdaten und jegliche assoziierte Metadaten (z.B. Datumsinformation, Zeitinformation, GPS-Standortinformation etc.) über ein drahtloses Kommunikationsmedium an die mobile Steuerstation 110 (z.B. Laptop, Tablet oder lokale Steuerstation) gesendet werden. Zusätzlich dazu, dass sie von einem Feldtechniker (optional) angesehen werden, können die erfassten Sensormessdaten von der mobilen Steuerstation 110 verarbeitet werden. Die mobile Steuerstation 110 kann zum Beispiel ein Fehler-Identifikationsmodul 112 verwenden, das intelligente Algorithmen umfassen kann, die eingerichtet sind zum Bestimmen eines aktuellen Status (z.B. Betriebsstatus, Integritätsstatus, etc.), der mit einem Stromverteilungssystemelement (z.B. jede der Netzleitungen 104 und assoziierte Komponenten) assoziiert ist, die von der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 inspiziert werden. Das Fehler-Identifikationsmodul 112 kann zum Beispiel eingerichtet sein, die erfassten Sensormessdaten als Eingabe zu verwenden, um Fehlidentifikationsdaten (z.B. geeignete Ausfallinformation) zu erzeugen, die anzeigen kann, ob zum Beispiel eine Schaltungskomponente (z.B. eine Überlandleitung) mit Energie versorgt wird, die anzeigen kann, ob ein mechanischer Fehler oder ein elektrischer Fehler existiert, oder die anzeigen kann, ob ein anhängiger Fehler aufgrund einer Vielzahl von Stressfaktoren, die zu einer Isolationsverschlechterung oder anderen Zusammenbruchursachen führt, existiert. Das Fehlererfassungsmodul 112 kann auf die gleiche Weise weiterhin die abgeleitete Fehler-Identifikationsdaten verwenden, um eine zustandsbasierte Wartungspriorisierung durchzuführen, einen beginnenden Fehler vorherzusagen, System- oder Komponentenfehlertypen zu identifizieren, System- oder Komponenten-Fehlerstandorte zu identifizieren, System- oder Komponenten-Fehlerursachen zu identifizieren und dergleichen. In einigen Ausführungsformen können die verarbeiteten Sensormessdaten auch auf einem Bildschirm der mobilen Steuerstation 110 zur visuellen Inspektion, Interpretation und Analyse durch einen Feldtechniker angezeigt werden.
Nach Ableiten der Fehleridentifikationsdaten aus den Sensormessdaten kann die mobile Steuerstation 110 die Fehler-Identifiaktionsdaten über ein drahtloses Kommunikationsmedium an die BCS 120 senden. Wie hierin verwendet, kann das BCS 120 irgendein zentralisiertes Überwachungssteuerzentrum darstellen, wie zum Beispiel ein Versorger-SCADA-System, das kommunikativ mit mobilen Steuerstationen und/oder mobilen Inspektionsvorrichtungen in einem Verteilungssystem 102 verbunden ist. In einigen Ausführungsformen kann die mobile Steuerstation 110 mit einem drahtlosen Kommunikationsmodul 130 ausgestattet sein, das es der mobilen Steuerstation 110 ermöglicht, Fehler-Identifikationsdaten an das BCS 120 über einen zellularen Dienstkanal oder irgendeinen anderen drahtlosen Kommunikationsmodus (z.B. WiFi, Satellit etc.) zu kommunizieren. Sobald von dem BCS 120 empfangen, können die Fehler-Identifikationsdaten an das DMS 122 und/oder OMS 124 transferiert werden. In einigen alternativen Ausführungsformen kann das BCS 120 stattdessen Sensormessdaten direkt von der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 empfangen und nachfolgend die Fehler-Identifikationsdaten lokal ableiten (z.B. unter Verwendung eines optionalen FIM 132 und dadurch die Verwendung eines lokalen FIM 112 in der mobilen Steuerstation 110 umgehen).
Nach Erhalt der Fehler-Identifikationsdaten (z.B. entweder von der Station 110 oder einer lokalen Verarbeitung), kann das BCS 120 die Information an das DMS 122 weiterleiten. Wie hierin verwendet, kann das DMS 120 irgendein System oder eine Vorrichtung enthalten, die eingerichtet ist zum Unterstützen und Verwalten eines Netzmodells des Stromverteilungssystems 102, das aktuelle Ausfallinformation und den aktualisierten Status jedes Verteilungssystemelements enthält. Das DMS 122 kann zum Beispiel die empfangenen Fehler-Identifikationsdaten verwenden, um den Betriebsstatus der Stromverteilungs-Systemelemente zu aktualisieren (z.B. einen aktuellsten Betriebsstatus von Netzkomponentenvorrichtungen und Netzleitungen) in dem Netzwerkmodell, das das Stromverteilungssystem 102 darstellt. Als ein Mittel der Darstellung zeigt 2 einen beispielhaften Netzmodell-Anzeigebildschirm 200, der von der DMS 120 erzeugt werden kann und nachfolgend auf Tablets und Computervorrichtungen, die von Feldtechnikern verwendet werden, angezeigt wird. Die Anzeige 200 zeigt den Bildschirm eines Tablet-Computers oder Laptop-Computerbildschirms, der ein Netzmodell des Verteilungssystems 102 anzeigt. Die Anzeige 200 zeigt auch aktuelle Stromausfallstandorte. Die aktuellen Stromausfallstandorte, die auf der Anzeige 200 gezeigt werden, können auf den empfangenen Fehlerdaten in Verbindung mit einer von lokalen Kunden empfangenen Störmeldungsanrufinformation basieren. Benutzerschnittstellenelemente 202 und 204 der Anzeige 200 zeigen jeweils zum Beispiel an, dass ein Ausfallbereich „A“ von einem Isolationsfehler verursacht wird und ein Ausfallbereich „B“ von einem Vegetationsproblem verursacht wird. In beiden Fällen kann die Anzeige 200 die Fehleridentifikationsinformation verwenden, die von der mobilen Steuerstation 110 abgeleitet wird (oder lokal verarbeitet wird an dem zentralen Versorgersteuerzentrum 108, falls die mobile Steuerstation 110 umgangen wird). Auf ähnliche Weise zeigt ein Benutzerschnittstellenelement 206 der Anzeige 200 visuell an, dass die Ursache des Ausfalls im Bereich „C“ unbekannt ist. Solch eine Anzeige kann von einem Kundenausfallmeldungsanruf und/oder einer visuellen Bestätigung durch einen Feldtechniker entspringen. Das auf der Anzeige 200 angezeigte kollaborative Ausfallnetzmodell verwendet die von den mobilen Inspektionsvorrichtungen 108 empfangenen Fehleridentifikationsdaten und von Kundenmeldeanrufen empfangene Daten, um eine umfassendere Beurteilung hinsichtlich des Betriebsstatus des Stromverteilungssystems 102 bereitzustellen.
Rückkehrend zu 1, kann das BCS 120 auch eingerichtet sein, in einigen Ausführungsformen, zum Bereitstellen der Fehleridentifikationsdaten an Gesundheits- und Wartungssystemen (nicht gezeigt), um eine systembasierte Betriebsbeurteilung durchzuführen. Die Fehleridentifikationsinformation kann zum Beispiel selektiv von dem BCS 120 bereitgestellt werden, um den Gesundheits- und Wartungssystemen zu assistieren, zustandsbasierte Wartungsoptimierungsmaßnahmen und Ressourcenzuweisung durchzuführen. In einigen Ausführungsformen können die Gesundheits- und Wartungssysteme eingerichtet sein zum Speichern und Archivieren der Fehleridentifikation für nachfolgende Verwaltungsoptimierungsaufgaben. Die archivierten Fehleridentifikationsdaten, die von einem oder mehreren mobilen Inspektionsvorrichtungen 108 (z.B. über das BCS 120) empfangen werden, können nachfolgend von den Gesundheits- und Wartungssystemen verwendet werden, um eine höhere Wartungspriorität für Kundenbereiche zu bestimmen und zuzuweisen, die historisch eine Neigung zu Fehlern und Störungen zeigen (z.B. problematische Benutzerbereiche, die exzessive Laub/Bäume oder ein älteres Infrastrukturgerät aufweisen).
Wie oben beschrieben, kann das BCS 120 auch eingerichtet sein zum Bereitstellen der Fehleridentifikationsdaten, an das OMS 124. Wie hierin verwendet, kann das OMS 124 irgendeine System- oder Netzwerkvorrichtung enthalten, die dazu dient, aktuelle Stromausfälle zu identifizieren basierend auf Störmeldungsanrufdaten, die von einem Störmeldungsanrufzentrum 126 gesammelt und bereitgestellt werden. Obwohl 1 ein Störmeldungsanrufzentrum 126 zeigt, kann das Versorgersteuerzentrum 118 stattdessen ein erweiterte Mess-Infrastruktur-(AMI, Engl.: advanced metering infrastructure)System enthalten, das zusammen mit oder statt des Meldeanrufzentrums 126 arbeitet, ohne sich von dem Schutzbereich des vorliegenden Gegenstands zu entfernen. Ein AMI-System kann zum Beispiel eingerichtet sein zum Verwenden von intelligenten Stromzählern (Smart-Mietern), um Energieverwendungsdaten zu messen, zu sammeln und zu analysieren als auch nachfolgend die Energieverwendungsdaten an das Versorgersteuerzentrum 118 zu kommunizieren. Auf ähnliche Weise können die von einem AMI-System verwendeten intelligenten Stromzähler auch eingerichtet sein zum autonomen Kommunizieren einer Meldung oder eines Alarms an das Versorgersteuerzentrum 118, sollte ein Ausfall oder ein anderes problematisches Szenario auftreten.
In einigen Ausführungsformen können die Fehleridentifikationsdaten durch das DMS 122 mit von dem OMS 124 erzeugten Ausfalldaten verbunden werden in dem Fall, dass Stromausfälle auftreten aufgrund von Störungen, wie zum Beispiel Überlandleitungsfehlern und Stürmen. Insbesondere können die Fehleridentifikationsdaten verwendet werden, um von dem Störmeldungsanrufzentrum 126 erhaltene Störmeldungsanrufdaten zu vervollständigen. Das OMS 124 kann zum Beispiel eingerichtet sein zum Empfangen und Verarbeiten von i) Stromausfall-Identifikationsinformation, die von einem Störmeldungsanrufzentrum 126 und/oder AMI-Systemen geliefert wird, und ii) Fehleridentifikationsinformation, die von dem DMS 122 bereitgestellt wird. Die Verwendung von durch mehrere Quellen erfasster Information ermöglicht des dem OMS 124, eine umfassende Überblickskarte zu erzeugen, die effektiv alle gemeldeten Ausfälle und Fehler identifiziert. Durch Erzeugen einer Kartenanzeige, die OMS-Ausfalldaten und Fehleridentifikationsdaten inkorporiert, kann das OMS 124 die Weise beschleunigen, auf die ein Stromversorger Schadensbeurteilung durchführen kann, und insbesondere können kritische Wiederaufbauanstrengungen nach einem Sturm beschleunigt werden. In einigen Ausführungsformen kann das OMS 124 die Fehleridentifikationsdaten und/oder Abbildungsinformation zu dem WMS 120 weiterleiten für eine nachfolgende Aufgabenverwaltung (z.B. Aufgabenzuweisung, Priorisierung, Aktualisierung, etc.). Das WMS 120 kann dann eingerichtet sein zum Liefern dieser Daten an Versorgerwartungstechniker-Crews als visuelle Karteninformation (z.B. über die Anzeige 200 in 2) und/oder aufgelistete Aufgaben zur Vervollständigung (z.B. einen identifizierten Isolationsfehler an Standort A, ein problematisches Vegetationsproblem an Standort B, etc.).
3 ist ein Ablaufdiagramm, das ein beispielhaftes Verfahren 300 zum Bereitstellen einer erweiterten Überwachung und Verwalten eines Stromverteilungssystems gemäß einer Ausführungsform des hierin beschriebenen Gegenstands zeigt. In Schritt 302 des Verfahrens 300 werden Sensormessdaten erfasst während der Inspektion einer oder mehrerer Stromverteilungssystemelemente. In einigen Ausführungsformen sammelt eine mobile Inspektionsvorrichtung 108 Sensormessdaten, die enthalten, jedoch nicht beschränkt sind auf, Videodaten, Bilddaten, Wärmedaten und/oder Audiodaten von Überlandleitungen 104 und assoziierten Systemkomponenten, wie zum Beispiel Transformatoren, Ableitern, Kabelschächten, Isolatoren und dergleichen.
In Schritt 304 werden die Sensormessdaten von der mobilen Inspektionsvorrichtung empfangen. In einigen Ausführungsformen ist die mobile Steuerstation 110 eingerichtet zum Empfangen der von der mobilen Inspektionsvorrichtung 108 erfassten Sensormessdaten über eine drahtlose Übertragung (z.B. innerhalb eines WiFi-Bereichs oder eines anderen Funkfrequenz-Drahtlosbereichs). Alternativ kann die mobile Inspektionsvorrichtung 108 mit einem Kommunikationsmodul ausgestattet sein, das eingerichtet ist zum Verwenden von zellularen Kommunikationen oder einer anderen Funkübertragung mit hoher Leistung, um die Sensormessdaten direkt an das BCS 120 in dem Versorgersteuerzentrumsystem zu kommunizieren.
In Schritt 306 werden die Sensormessdaten verwendet, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten. In einigen Ausführungsformen werden die erfassten Sensormessdaten verarbeitet von einem Fehler-Identifikationsmodul 112 in der mobilen Steuerstation 110, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten. Die Software-Algorithmen des Fehleridentifikationsmoduls 112 können Fehleridentifikationsdaten erzeugen, die eine Anzeige eines existierenden Fehlers oder eines entstehenden Fehlers wenigstens eines Verteilungssystemelements anzeigen, wie zum Beispiel einer Verteilungsleitung 104 oder einer assoziierten Komponente (z.B. Transformator, Ableiter, Kabelschacht, Isolator und dergleichen). In dem Fall, dass ein Fehler (oder Ausfall) von der mobilen Steuerstation 110 erfasst und/oder identifiziert wird, kann das Fehleridentifikationsmodul 112 weiterhin eingerichtet sein zum Aufzeichnen des Fehlertyps, des physischen Standorts des Fehlers (z.B. unter Verwendung von GPS-Koordinaten), der Ursache des Fehlers und jeglicher anderer relevanter Information. In einigen alternativen Ausführungsformen kann das BCS 120 mit einem Fehleridentifikationsmodul 132 ausgestattet sein, um die Sensormessdaten lokal in Fehleridentifikationsdaten zu verarbeiten (z.B. falls die mobile Steuerstation 110 nicht verwendet oder umgangen wird). Obwohl das Fehleridentifikationsmodul 132 als in dem BCS 120 in 1 befindlich gezeigt wird, kann das Fehleridentifikationsmodul 132 sich auch in entweder dem DMS 122 oder dem OMS 124 befinden, ohne sich von dem Schutzbereich des offenbarten Gegenstands zu entfernen.
In Schritt 308 werden die Fehleridentifikationsdaten dem Versorgersteuerzentrum bereitgestellt. In einigen Ausführungsformen kann die mobile Steuerstation 110 eingerichtet sein zum Verwenden eines drahtlosen Kommunikationsmoduls 130, um die Fehleridentifikationsdaten an das BCS 120 über ein drahtloses Kommunikationsmedium zu kommunizieren (z.B. Zellular-, WiFi- oder drahtlose Breitband-Kommunikationssysteme).
In Schritt 310 werden die Fehleridentifikationsdaten verwendet, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren. In einigen Ausführungsformen kann das BCS 120 eingerichtet sein zum Senden der Fehleridentifikationsdaten an das DMS 122 und OMS 124. Die empfangenen Fehleridentifikationsdaten können von dem DMS 122 verwendet werden, um den Standort jedes aktuellen und entstehenden Ausfalls auf dem Verteilungssystem-Netzmodell anzuzeigen (siehe z.B. die Anzeige 200 in 2). In einigen Ausführungsformen kann das Backend-Kommunikationssystem 120 eingerichtet sein zum Senden der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten an das WMS 128. Das WMS 128 kann dann diese Daten bearbeiten (alleine oder in Verbindung mit einer von dem OMS 126 empfangenen Auswahlinformation), um Wartungsaufgaben, die im Feld verwendete Diensttechnik kann zugewiesen werden, zu erzeugen, und/oder zu überarbeiten. Die Fehleridentifikationsdaten können verwendet werden, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren und Arbeitsaufträge an Wartungs-Crews über das WMS 128 zuzuweisen.
4 zeigt ein schematisches Blockdiagramm eines allgemeinen Computersystems, das geeignet ist zum Durchführen der hierin beschriebenen Funktionen. Wie in 4 beschrieben, enthält das System 400 einen Prozessor 402, einen Datenspeicher 404 und eine Speichervorrichtung 406, die über einen Systembus 408 kommunizierend verbunden sind. In einigen Ausführungsformen kann der Prozessor 402 einen Mikroprozessor, eine zentrale Verarbeitungseinheit (CPU) oder irgendeine andere ähnliche Hardware-basierte Verarbeitungseinheit enthalten. In einigen Ausführungsformen kann ein Fehleridentifikationsmodul 410 in dem Datenspeicher 404 gespeichert sein, das einen Wahlzugriffspeicher (RAM), einen Nurlesespeicher (ROM), einen optischen Lese-/Schreibspeicher, einen Cache-Speicher, magnetischen Lese-/Schreibspeicher, Flash-Speicher oder ein anderes nichtflüchtiges computerlesbares Medium enthält. In einigen Ausführungsformen können der Prozessor 402 und der Speicher 404 verwendet werden, um den Betrieb des Fehleridentifikationsmoduls 410 auszuführen und zu verwalten. In einigen Ausführungsformen kann die Speichervorrichtung 406 ein Speichermedium oder eine Speichereinheit enthalten, die eingerichtet ist zum Speichern von Daten, auf die von dem Prozessor 402 über den Systembus 408 zugegriffen werden kann. Beispielhafte Speichervorrichtungen können eine oder mehrere lokale Datenbanken enthalten, die von dem System 400 gehostet werden.
Es sollte verstanden werden, dass verschiedene Einzelheiten des hierin beschriebenen Gegenstands geändert werden können, ohne sich von dem Schutzbereich des hierin beschriebenen Gegenstands zu entfernen. Weiterhin ist die vorangehende Beschreibung nur zum darstellenden Zweck und nicht dazu da, zu beschränken.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

US 8505461 [0015]

Claims

Verfahren zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems, wobei das Verfahren umfasst: Empfangen von Sensormessdaten, die von einer mobilen Inspektionsvorrichtung während einer Inspektion eines Stromverteilungssystemelements in einem Stromverteilungssystem erfasst werden; Verarbeiten der empfangenen Sensormessdaten, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten, die einen Fehlerzustand anzeigen, der in einem oder mehreren der Stromverteilungssystemelemente existiert; und Verwenden der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das aktualisierte Netzmodell von einer Verteilungsverwaltungssystem-(DMS)Station verwendet wird, um einen Standort eines oder mehrere Stromausfälle, die in dem Stromverteilungssystem auftreten, anzuzeigen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1–2, wobei das aktualisierte Netzmodell von einer Verteilungsverwaltungssystem-(DMS)Station verwendet wird, um einen aktuellsten Betriebsstatus für jedes der Stromverteilungssystemelemente in dem Stromverteilungssystem anzuzeigen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1–3, wobei die Fehleridentifikationsdaten von einer mobilen Steuerstation abgeleitet werden, die die Sensormessdaten drahtlos von der mobilen Inspektionsvorrichtung empfängt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1–4, wobei die Fehleridentifikationsdaten von einem Backend-Kommunikationszentrum abgeleitet werden, das die Sensormessdaten drahtlos von der mobilen Inspektionsvorrichtung empfängt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1–5, wobei die Sensormessdaten wenigstens eines enthalten von Bilddaten, Videodaten, Wärmebilddaten und akustischen Daten, die von der mobilen Inspektionsvorrichtung erfasst werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1–6, wobei die Fehleridentifikationsdaten an ein Ausfallverwaltungssystem (OMS) und/oder ein Arbeitsverwaltungssystem (WMS) gesendet werden, das eingerichtet ist zum Verbinden der Fehleridentifikationsdaten mit Störanmeldungsdaten zum Anzeigen in dem Netzmodell.
System zum Überwachen und Verwalten eines Stromverteilungssystems, wobei das System umfasst: eine mobile Steuerstation, die eingerichtet ist zum Empfangen von Sensormessdaten, die von einer mobilen Inspektionsvorrichtung während einer Inspektion von Stromverteilungssystemelementen in einem Stromverteilungssystem erfasst werden, und zum Verarbeiten der empfangenen Sensormessdaten, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten, die einen Fehlerzustand anzeigen, der in einem oder mehreren der Stromverteilungssystemelemente existiert; und eine Verteilungsverwaltungssystem-(DMS)Station, die eingerichtet ist zum Empfangen der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten und zum Verwenden der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren.
System nach Anspruch 8, wobei das aktualisierte Netzmodell von der DMS-Station verwendet wird, um einen Standort einer oder mehrerer Stromausfälle anzuzeigen, die in dem Stromverteilungssystem auftreten.
System nach einem der Ansprüche 8–9, wobei das aktualisierte Netzmodell von der DMS-Station verwendet wird, um einen aktuellsten Betriebsstatus für jedes der Stromverteilungssystemelemente in dem Stromverteilungssystem anzuzeigen.
System nach einem der Ansprüche 8–10, wobei die Fehleridentifikationsdaten von der mobilen Steuerstation abgeleitet werden, die eingerichtet ist zum drahtlosen Empfangen der Sensormessdaten von der mobilen Inspektionsvorrichtung.
System nach einem der Ansprüche 8–11, wobei die Fehleridentifikationsdaten von einem Backend-Kommunikationszentrum abgeleitet werden, das eingerichtet ist zum drahtlosen Empfangen der Sensormessdaten von der mobilen Inspektionsvorrichtung.
System nach einem der Ansprüche 8–12, wobei die Sensormessdaten wenigstens eines enthalten von Bilddaten, Videodaten, Wärmebilddaten und akustischen Daten, die von der mobilen Inspektionsvorrichtung erfasst werden.
System nach einem der Ansprüche 8–13, wobei die Fehleridentifikationsdaten an ein Auswahlverwaltungssystem (OMS) und/oder ein Arbeitsverwaltungssystem (WMS) gesendet werden, das eingerichtet ist zum Verbinden der Fehleridentifikationsdaten mit Störmeldungs-Anrufdaten zum Anzeigen in dem Netzmodell.
Nichtflüchtiges computerlesbares Medium, das darauf ausführbare Befehle gespeichert hat, die, wenn von einem Prozessor eines Computers ausgeführt, den Computer veranlassen, Schritte auszuführen, die umfassen: Empfangen von Sensormessdaten, die von einer mobilen Inspektionsvorrichtung während einer Inspektion von Stromverteilungssystemelementen in einem Stromverteilungssystem erfasst werden, Verarbeiten der empfangenen Sensormessdaten, um Fehleridentifikationsdaten abzuleiten, die einen Fehlerzustand anzeigen, der in einem oder mehreren der Stromverteilungssystemelemente existiert; und Verwenden der abgeleiteten Fehleridentifikationsdaten, um ein Netzmodell des Stromverteilungssystems zu aktualisieren.
Computerlesbares Medium nach Anspruch 15, wobei das aktualisierte Netzmodell von einer Verteilungsverwaltungssystem-(DMS)Station verwendet wird, um einen Standort eines oder mehrerer Stromausfälle anzuzeigen, die in dem Stromverteilungssystem auftreten.
Computerlesbares Medium nach einem der Ansprüche 15–16, wobei das aktualisierte Netzmodell von einer Verteilungsverwaltungssystem-(DMS)Station verwendet wird, um einen aktuellsten Betriebsstatus für jedes der Stromverteilungssystemelemente in dem Stromverteilungssystem anzuzeigen.
Computerlesbares Medium nach einem der Ansprüche 15–17, wobei die Fehleridentifikationsdaten von einer mobilen Steuerstation abgeleitet werden, die die Sensormessdaten drahtlos von der mobilen Inspektionsvorrichtung empfängt.
Computerlesbares Medium nach einem der Ansprüche 15–18, wobei die Fehleridentifikationsdaten von einem Backend-Kommunikationszentrum abgeleitet werden, das die Sensormessdaten drahtlos von der mobilen Inspektionsvorrichtung empfängt.
Computerlesbares Medium nach einem der Ansprüche 15–19, wobei die Sensormessdaten wenigstens eines enthalten von Bilddaten, Videodaten, Wärmebilddaten und akustischen Daten, die von der mobilen Inspektionsvorrichtung erfasst werden.