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TECHNISCHES GEBIET
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Diese Offenbarung bezieht sich allgemein auf verteilte faseroptische Sensorik (DFOS Distributed Fiber Optic Sensing)-Systeme, -Verfahren und -Strukturen. Insbesondere werden DFOS-Systeme und -Verfahren zur Ortung und Überwachung von Stromverteilertransformatoren beschrieben.
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HINTERGRUND
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Wie Fachleute wissen, haben sich verteilte faseroptische Sensorik-Systeme und -verfahren als sehr nützlich erwiesen und bieten eine Reihe nützlicher Dienste, wie z. B. die Messung verschiedener physikalischer Parameter wie Temperatur, Vibration, Dehnung usw., wodurch eine neue Ära der Infrastrukturüberwachung ermöglicht wird.
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Versorgungsmasten sind in der heutigen Gesellschaft gut bekannt und erkennbar und werden in der Regel mit der Aufhängung von Telekommunikations-, Strom- und anderen Infrastruktureinrichtungen, einschließlich Verteiltransformatoren, in Verbindung gebracht. Wenn Verteilertransformatoren ausfallen, kommt es bekanntlich zu Unterbrechungen der Stromversorgung, die manchmal Brände und daraus resultierende Gefahren mit sich bringen. In Anbetracht ihrer Bedeutung für die heutige Gesellschaft wäre eine bequeme Methode zur Überwachung von Stromverteilertransformatoren und zur schnellen Lokalisierung von ausgefallenen Stromverteilertransformatoren eine willkommene Ergänzung zum Stand der Technik.
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ZUSAMMENFASSUNG
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Ein Fortschritt in der Technik wird gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung erzielt, die sich auf DFOS-Systeme und -Verfahren zur Überwachung von elektrischen Energieverteilungs-Transformatoren und zur Lokalisierung von ausfallenden / ausgefallenen / schlecht funktionierenden Transformatoren anhand von Brumm-Signalen bezieht, die auf die Betriebsintegrität eines Transformators hinweisen und vorteilhafterweise über DFOS-Mechanismen erfasst/analysiert werden.
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KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNG
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Ein vollständigeres Verständnis der vorliegenden Offenbarung kann durch Bezugnahme auf die beiliegende Zeichnung erreicht werden, in der
- 1 ist ein schematisches Diagramm eines verteilten faseroptischen Erfassungssystems gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung;
- 2 ist ein schematisches Diagramm, das eine Reihe von Versorgungsmasten zeigt, an denen eine DFOS-Sensorfaser (Telekommunikationsfaser/- kabel) und ein elektrischer Stromverteilertransformator gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung hängen;
- 3 ist ein schematisches Diagramm, das die Funktionsweise eines elektrischen Stromverteiltransformators gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht;
- 4 ist ein Diagramm, das den Zustand des Transformators und die damit verbundenen Schwingungsmuster gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt;
- 5 ist ein Diagramm, das die Identifizierung des Signals eines Stromverteilertransformators (120 Hz) unter Verwendung des Fast-Fourier-Transformations-Algorithmus (FFT) gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt;
- 6 ist ein schematisches Flussdiagramm, das den Gesamtprozess gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung illustriert;
- 7 ist ein Flussdiagramm, das die Verarbeitung gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung illustriert; und
- 8 ist ein schematisches Diagramm zur Veranschaulichung von Merkmalen gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
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Die anschaulichen Ausführungsformen werden in den Abbildungen und der ausführlichen Beschreibung ausführlicher beschrieben. Ausführungsformen gemäß dieser Offenbarung können jedoch in verschiedenen Formen verkörpert werden und sind nicht auf die in der Zeichnung und der detaillierten Beschreibung beschriebenen spezifischen oder illustrativen Ausführungsformen beschränkt.
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BESCHREIBUNG
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Im Folgenden werden lediglich die Grundsätze der Offenbarung erläutert. Es wird daher anerkannt, dass Fachleute in der Lage sind, verschiedene Anordnungen zu entwickeln, die, obwohl sie hier nicht ausdrücklich beschrieben oder gezeigt werden, die Grundsätze der Offenbarung verkörpern und in deren Geist und Umfang enthalten sind.
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Darüber hinaus sind alle hier angeführten Beispiele und bedingten Ausdrücke nur zu pädagogischen Zwecken gedacht, um dem Leser das Verständnis der Grundsätze der Offenbarung und der von dem/den Erfinder(n) zur Förderung des Standes der Technik beigetragenen Konzepte zu erleichtern, und sind so auszulegen, dass sie keine Beschränkung auf diese speziell angeführten Beispiele und Bedingungen darstellen.
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Darüber hinaus sollen alle hierin enthaltenen Aussagen, die sich auf Prinzipien, Aspekte und Ausführungsformen der Offenbarung sowie auf spezifische Beispiele davon beziehen, sowohl strukturelle als auch funktionale Äquivalente davon einschließen. Darüber hinaus sollen solche Äquivalente sowohl derzeit bekannte Äquivalente als auch in der Zukunft entwickelte Äquivalente umfassen, d. h. alle entwickelten Elemente, die unabhängig von ihrer Struktur die gleiche Funktion erfüllen.
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So werden beispielsweise Fachleute erkennen, dass alle hierin enthaltenen Blockdiagramme konzeptionelle Ansichten von Schaltkreisen darstellen, die die Prinzipien der Offenbarung verkörpern.
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Sofern hier nicht ausdrücklich anders angegeben, sind die Figuren der Zeichnung nicht maßstabsgetreu gezeichnet.
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Als zusätzlichen Hintergrund möchten wir anmerken, dass verteilte faseroptische Sensorsysteme opto-elektronische Integratoren mit einer optischen Faser (oder einem Kabel) verbinden und die Faser in eine Anordnung von Sensoren umwandeln, die entlang der Länge der Faser verteilt sind. In der Tat wird die Faser zum Sensor, während der Abfragesender Laserlichtenergie in die Faser einspeist und Ereignisse entlang der Faserlänge erfasst.
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Wie Fachleute wissen und zu schätzen wissen, kann die DFOS-Technologie zur kontinuierlichen Überwachung von Fahrzeugbewegungen, Personenverkehr, Grabungsaktivitäten, seismischen Aktivitäten, Temperaturen, struktureller Integrität, Flüssigkeits- und Gaslecks und vielen anderen Bedingungen und Aktivitäten eingesetzt werden. Sie wird weltweit zur Überwachung von Kraftwerken, Telekommunikationsnetzen, Eisenbahnen, Straßen, Brücken, internationalen Grenzen, kritischen Infrastrukturen, terrestrischen und unterseeischen Stromleitungen und Pipelines sowie für Bohrlochanwendungen in der Öl- und Gasindustrie und für die verbesserte geothermische Stromerzeugung eingesetzt. Vorteilhaft ist, dass verteilte faseroptische Sensoren nicht durch die Sichtlinie oder den Zugang zu einer entfernten Stromversorgung eingeschränkt sind und - je nach Systemkonfiguration - in kontinuierlichen Längen von mehr als 30 Meilen mit Sensoren/Detektoren an jedem Punkt der Länge eingesetzt werden können. Daher können die Kosten pro Messpunkt über große Entfernungen von konkurrierenden Technologien in der Regel nicht erreicht werden.
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Die faseroptische Sensorik misst Veränderungen in der „Rückstreuung“ von Licht, die in einer optischen Sensorfaser auftreten, wenn die Sensorfaser auf Vibrationen, Dehnungen oder Temperaturänderungen trifft. Wie bereits erwähnt, dient die Sensorfaser über ihre gesamte Länge als Sensor, der in Echtzeit Informationen über die physikalische Umgebung/Umgebung und die Integrität/Sicherheit der Faser liefert. Darüber hinaus ermöglichen die verteilten faseroptischen Messdaten eine genaue Lokalisierung von Ereignissen und Bedingungen, die an oder in der Nähe der Messfaser auftreten.
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Ein schematisches Diagramm zur Veranschaulichung der allgemeinen Anordnung und des Betriebs eines verteilten faseroptischen Erfassungssystems, das eine Analyse mit künstlicher Intelligenz und eine Cloud-Speicherung/einen Cloud-Dienst umfasst, ist in 1 dargestellt. In 1 ist eine optische Erfassungsfaser zu sehen, die wiederum mit einem Abfragegerät verbunden ist. Wie bekannt, sind moderne Abfragesysteme Systeme, die ein Eingangssignal für die Faser erzeugen und reflektierte/gestreute und anschließend empfangene Signale erkennen/analysieren. Die Signale werden analysiert, und es wird ein Ausgangssignal erzeugt, das die Umgebungsbedingungen entlang der Faser angibt. Die auf diese Weise empfangenen Signale können aus Reflexionen in der Faser resultieren, z. B. Raman-Rückstreuung, Rayleigh-Rückstreuung und Brillion-Rückstreuung. Es kann sich auch um ein Signal in Vorwärtsrichtung handeln, das die Geschwindigkeitsdifferenz mehrerer Moden nutzt. Ohne die Allgemeingültigkeit zu verlieren, wird in der folgenden Beschreibung von einem reflektierten Signal ausgegangen, obwohl die gleichen Ansätze auch auf ein vorwärts gerichtetes Signal angewendet werden können.
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Ein modernes DFOS-System besteht aus einem Abfragegerät, das periodisch optische Impulse (oder ein beliebiges kodiertes Signal) erzeugt und diese in eine optische Faser einspeist. Das eingespeiste optische Impulssignal wird entlang der optischen Faser übertragen.
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An Stellen entlang der Faser wird ein kleiner Teil des Signals gestreut/reflektiert und an das Abfragesystem zurückgegeben. Das gestreute/reflektierte Signal enthält Informationen, die das Abfragesystem zur Erkennung verwendet, wie z. B. eine Änderung des Leistungspegels, die beispielsweise auf eine mechanische Vibration hinweist.
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Das reflektierte Signal wird in den elektrischen Bereich umgewandelt und im Interrogator verarbeitet. Anhand der Impulsinj ektionszeit und der Zeit, zu der das Signal erkannt wird, bestimmt das Abfragegerät, an welcher Stelle entlang der Faser das Signal kommt, und kann so die Aktivität an jeder Stelle entlang der Faser erfassen.
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Distributed Acoustic Sensing (DAS)/ Distributed Vibrational Sensing (DVS) Systeme detektieren Vibrationen und erfassen akustische Energie entlang der Länge der optischen Sensorfaser. Vorteilhafterweise können bestehende, verkehrsführende Glasfasernetze genutzt und in einen verteilten akustischen Sensor umgewandelt werden, der Echtzeitdaten erfasst. Klassifizierungsalgorithmen können zur Erkennung und Lokalisierung von Ereignissen wie Lecks, Kabelfehlern, Einbrüchen oder anderen abnormalen Ereignissen, einschließlich akustischer und/oder Vibrationen, verwendet werden.
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Derzeit werden verschiedene DAS/DVS-Technologien eingesetzt, wobei die gängigste auf der kohärenten optischen Zeitbereichsreflektometrie (C-OTDR) basiert. C-OTDR nutzt die Rayleigh-Rückstreuung, so dass akustische Frequenzsignale über große Entfernungen erfasst werden können. Ein Abfragesystem sendet einen kohärenten Laserimpuls entlang einer optischen Sensorfaser (Kabel). Die Streustellen in der Faser bewirken, dass die Faser wie ein verteiltes Interferometer mit einer Messlänge, die der Pulslänge entspricht (z. B. 10 Meter), wirkt. Akustische Störungen, die auf die Sensorfaser einwirken, führen zu einer mikroskopisch kleinen Dehnung oder Stauchung der Faser (Mikrodehnung), was eine Änderung der Phasenlage und/oder der Amplitude der Lichtimpulse bewirkt, die die Faser durchlaufen.
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Bevor ein nächster Laserpuls übertragen wird, muss ein vorheriger Puls Zeit gehabt haben, die gesamte Länge der Sensorfaser zu durchlaufen und seine Streuungen/Reflexionen zurückzugeben. Die maximale Pulsrate wird also durch die Länge der Faser bestimmt. Daher können akustische Signale gemessen werden, die mit Frequenzen bis zur Nyquist-Frequenz variieren, die in der Regel die Hälfte der Impulsrate beträgt. Da höhere Frequenzen sehr schnell abgeschwächt werden, liegen die meisten für die Erkennung und Klassifizierung von Ereignissen relevanten Frequenzen im unteren Bereich von 2 kHz.
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2 ist eine schematische Darstellung von Drähten/Kabeln, die von einem Versorgungsmast gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung in der Luft aufgehängt/gestützt werden. Wie aus dieser Abbildung ersichtlich ist, umfassen Versorgungsmasten im Allgemeinen Telekommunikations-Freileitungen, einschließlich Telefon- und Kabelfernsehleitungen/-kabeln, elektrischen Stromleitungen und zugehörigen Stromverteilertransformatoren.
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Es ist bekannt, dass ein verteiltes faseroptisches Sensorsystem es ermöglicht, ein vorhandenes faseroptisches Telekommunikationskabel als verteilten Sensor zu verwenden, um Reaktionen des optischen Kabels zu erfassen, die aus mechanischen Vibrationen resultieren. In dieser Offenbarung setzen wir DFOS-Systeme und -Methoden ein, um Basislinien/anormale Schwingungen in elektrischen Energieverteilertransformatoren zu erkennen und ausfallende/ausgefallene Transformatoren zu bestimmen, die vor einem katastrophalen Ausfall wie einer Explosion/einem Brand und den daraus resultierenden Gefahren auftreten können.
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Wie Fachleute wissen, ist ein elektrischer Verteilertransformator ein passives Gerät, das zum Erhöhen oder Verringern von Spannungen verwendet werden kann. Ein grundlegender Transformator besteht aus zwei Wicklungsgruppen, einer Primärwicklung, die mit einer Stromquelle verbunden ist, und einer Sekundärwicklung, die mit einer Last verbunden ist - normalerweise mit einer niedrigeren Spannung. Das sich daraus ergebende Magnetfeld in einem Transformator ändert sich ständig, wenn der Wechselstrom (AC) seine Polarität und Stärke ändert. Da der Kern des Transformators aus Eisen und Laminaten besteht, ändert der Eisenkern außerdem seine Form, wenn sich der magnetische Fluss ändert.
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Diese Veränderung der Form des Transformatorkerns erzeugt eine Vibration, die schließlich zu einem Geräusch/Ton, dem „Brummen“, führt. Das Brummgeräusch in einem Transformator hängt von der Frequenz der Wechselstromversorgung ab. Im Allgemeinen ist die Frequenz des Brummgeräuschs doppelt so hoch wie die Betriebsfrequenz der Stromversorgung. In den USA zum Beispiel beträgt die Betriebsnetzfrequenz 60 Hz, was zu einer Brummfrequenz von 120 Hz führt.
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Das Brummgeräusch hängt auch von der Kernblechebene ab. Wenn die Laminierung nicht ordnungsgemäß ausgeführt wird oder anderweitig defekt ist, erzeugt der Transformator mehr Brummgeräusche, so dass eine lockere Klemmung und/oder schlechte Stapelung das Brummen verstärkt. Fachleute wissen auch zu schätzen, dass die Belastung des Transformators das Brummgeräusch ebenfalls beeinflusst. Insbesondere, wenn ein Transformator eine große Last liefert (z. B. nachts, wenn mehr Strom benötigt wird), leitet er einen großen Strom. Ein solcher großer Strom führt zu einem größeren magnetischen Fluss, der das Brummen weiter verstärkt.
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Studien haben gezeigt, dass die Brummfrequenz von Stromverteilertransformatoren mit ganzzahligen Oberschwingungen mit Transformatorenzuständen in Verbindung gebracht werden kann, wie sie in 4 dargestellt sind, einem Diagramm, das Transformatorenzustand(e) und zugehörige Schwingungsmuster gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
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Ein neuerer Transformator erzeugt beispielsweise keine Oberschwingungsfrequenzen über 600 Hz, doch mit zunehmendem Alter des Transformators treten höhere Oberschwingungsfrequenzen auf. In der derzeitigen Praxis wird ein nicht funktionierender Transformator jedoch hauptsächlich von Endkunden wie Hausbesitzern oder Fußgängern gemeldet. Es gibt keine Technologie, mit der die Integrität und der Zustand eines Transformators kontinuierlich überwacht werden können, bevor seine Lebensdauer endet und eine strukturelle Verschlechterung eintritt.
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Eine solche Überwachung ist sogar noch schwieriger, da es typischerweise zu viele Transformatoren gibt, die entlang einer Strecke überwacht werden müssen, und die Inspektion einzelner Transformatoren eine zeit- und arbeitsintensive Aufgabe ist. Dementsprechend spart ein kontinuierliches Überwachungssystem und -verfahren gemäß der vorliegenden Offenbarung vorteilhafterweise Zeit, Kapitalaufwand(e) und Wartungszeit sowie eine Verringerung Daher kann der Einsatz eines kontinuierlichen Überwachungsverfahrens Zeit und Kapitalaufwand sparen sowie die Fehler reduzieren, die mit der Erfassung von Daten über die große Anzahl von Transformatoren in einer bestimmten Stromverteilungsstrecke verbunden sind.
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Dementsprechend bieten Systeme und Verfahren gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung eine kontinuierliche Überwachung von Stromverteilertransformatoren unter Verwendung verteilter faseroptischer Erfassungs- und Signalverarbeitungstechniken. Wie bereits erwähnt, können Oberschwingungen und ganzzahlige Oberschwingungen eines Verteilungstransformators mit der Unversehrtheit eines Transformators in Verbindung gebracht werden, und durch die Erkennung/Überwachung/Bewertung eines anormalen Brummtons oder von Oberschwingungen überwachen wir vorteilhaft den Status der Transformatoren.
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Gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung nutzt ein verteilter faseroptischer Abfragesensor vorhandene optische Telekommunikationsfasern/-kabel als verteilten Sensor, der eine kontinuierliche Datenerfassung/Überwachung und -übertragung in Echtzeit ermöglicht, ohne dass die Installation eines oder mehrerer zusätzlicher Sensoren erforderlich ist. Sobald die DFOS-Daten von einem DFOS-Abfragesystem/Analysator erfasst und lokal oder in einer Cloud-Datenbank gespeichert wurden, werden verschiedene Signalverarbeitungstechniken zur Datenanalyse eingesetzt, die eine automatische Identifizierung von Transformatorensignalen, die Extraktion von Oberschwingungen und die Statusmeldung von Transformatoren entlang der Fasersensorroute ermöglichen.
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Datenerfassung
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Gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung wird eine verteilte faseroptische Sensortechnologie für die Datenerfassung und -vorverarbeitung in Echtzeit eingesetzt. Der verteilte faseroptische Abfragesensor ermöglicht die gleichzeitige Überwachung aller Transformatoren entlang der gesamten Glasfaserstrecke - sogar während der Telekommunikationsverkehr die faseroptische Sensorfaser/das Kabel durchquert.
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Techniken der Signalverarbeitung
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Identifizierung von Trans formatoren
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Verwendung des gleitenden Fensterdurchschnitts zur Entrauschung des Signals. DFOS-Rohdaten werden vorverarbeitet und mit verschiedenen Signalverarbeitungstechniken wie Fensterung, Filterung und Rauschunterdrückung verarb eitet.
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5 ist ein Diagramm, das die Identifizierung eines Transformatorsignals (120 Hz) für die Stromverteilung mit Hilfe des Fast-Fourier-Transformations-Algorithmus (FFT) gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt. Wie in dieser Abbildung gezeigt, wird ein Transformatorbrumm-Signal (120Hz) von einer Glasfaserstrecke mit einer Gesamtlänge von 2 km erfasst. In dieser illustrativen Strecke, die das Diagramm in der Abbildung erzeugt hat, gibt es drei Transformatoren, die auf drei verschiedenen Masten montiert sind. Wie man sieht, können die erfassten Rohdaten stark verrauscht sein, was darauf hindeutet, dass Oberwellen im Rauschen verborgen sind. In diesem Fall werden die Entrauschungsalgorithmen auf die Rohdaten angewandt und ein gleitender Fensterdurchschnitt wird auf die Rohdaten angewendet. Durch den Vergleich des Schwingungspegels der 120-Hz-Oberschwingung mit dem Rauschpegel können wir Pole mit einem Transformator identifizieren.
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Quantifizierung der Ungewissheit.
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Fachleute wissen, dass Brummgeräusche, die von anderen Stromnetzquellen/Geräten wie z. B. Straßenlaternen stammen, in das Signal eingekoppelt werden können, was zu einer falschen Identifizierung eines Transformatorbrummtons führt. In dem obigen Beispiel wird das falsche Signal, das von anderen Geräten stammt, hervorgehoben. Daher ist es notwendig, Methoden zur Quantifizierung der Unsicherheit auf die vorläufigen Ergebnisse anzuwenden.
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Überwachung des Lastzustands des Transformators: Sobald ein Mast mit einem Transformator identifiziert und lokalisiert ist, kann der Transformatorstatus kontinuierlich unter verschiedenen Szenarien überwacht werden, wie z. B. verschiedene Lastniveaus, Anzahl der Oberschwingungen, anormale Vibrationsniveaus usw. Die Signalstärke des Transformators kann unter verschiedenen Lastbedingungen erfasst und aufgezeichnet werden, um solche Effekte leicht sichtbar zu machen.
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6 ist ein schematisches Flussdiagramm, das den Gesamtprozess gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht. Unser erfindungsgemäßes Verfahren kann vorteilhafterweise eine kundenspezifische grafische Benutzeroberfläche (GUI) enthalten, um sofortige Rückmeldung über den Betriebsstatus von Transformatoren zu geben und eine schnelle Lokalisierung eines Transformators mit Leistungs-/Integritätsproblemen zu ermöglichen. In betrieblicher Hinsicht kann unser erfindungsgemäßes System vorteilhafterweise die Bewertung des Gesundheitszustands von Transformatoren, die Aufzeichnung der Zeit(en) ungewöhnlichen strukturellen Verhaltens bzw. Auftretens sowie die Angabe des physischen Standorts des Transformators und die Ausführung von Reparatur-/Wartungstickets usw. umfassen.
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7 ist ein Flussdiagramm, das den Prozess gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung veranschaulicht. Unter Bezugnahme auf diese Abbildung stellen wir fest, dass Schritt 1 die Einrichtung eines verteilten faseroptischen Abfragegeräts/Sensors und die anschließende betriebliche Verbindung des Abfragegeräts mit einer faseroptischen Zielsensorstrecke mit einer Reihe von elektrischen Transformatoren, die an Versorgungsmasten in der Nähe der Sensorfaser aufgehängt sind, vorsieht.
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Schritt 2 umfasst die Datenerfassung und Vorverarbeitung der DFOS-Rohdaten einschließlich Segmentierung, Filterung, Downsampling usw.
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Schritt 3 ermöglicht die Nachbearbeitung der Daten aus Schritt 2 zur automatischen Identifizierung eines Transformator-Brummtonsignals (120Hz). In diesem Schritt können Entrauschungsalgorithmen wie gleitender Mittelwert, Faltung, maschinelle Lernmodelle usw. angewendet werden, um das Brummtonsignal (120 Hz) zu identifizieren.
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Schritt 4 sieht vor, dass bei der Identifizierung eines Transformatorensignals Methoden zur Quantifizierung der Unsicherheit auf die vorläufigen Ergebnisse angewandt werden, um eine endgültige Überprüfung zu ermöglichen, und dass der GPS-Standort des/der betroffenen Masts/Masten aus einer Cloud oder einer lokalen Datenbank abgerufen wird - je nach Bedarf und/oder Zweckmäßigkeit.
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In Schritt 5 werden die Ergebnisse aus Schritt 4 an eine grafische Benutzeroberfläche (GUI) zur Auswertung durch Betreiber/Benutzer übertragen, wodurch diese Betreiber/Benutzer den aktuellen Status der Transformatoren entlang der Ziel/überwachten/erfassten Strecke erhalten.
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In Schritt 6 werden die Ergebnisse gemeldet, und den Betreibern/Nutzern stehen Speicheroptionen für die Daten/Ergebnisse zur Verfügung, einschließlich lokaler Speicherung und/oder Speicherung in der Cloud für sofortige oder spätere Referenz und Analyse.
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8 ist ein schematisches Diagramm, das die Funktionsmerkmale von Systemen/Methoden gemäß den Aspekten der vorliegenden Offenbarung zeigt.
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An dieser Stelle haben wir diese Offenbarung zwar anhand einiger spezifischer Beispiele dargestellt, aber die Fachleute werden erkennen, dass unsere Lehren nicht so beschränkt sind. Dementsprechend sollte diese Offenbarung nur durch den Umfang der beigefügten Ansprüche begrenzt werden.
