RU2011134083A - Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков - Google Patents

Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков Download PDF

Info

Publication number
RU2011134083A
RU2011134083A RU2011134083/07A RU2011134083A RU2011134083A RU 2011134083 A RU2011134083 A RU 2011134083A RU 2011134083/07 A RU2011134083/07 A RU 2011134083/07A RU 2011134083 A RU2011134083 A RU 2011134083A RU 2011134083 A RU2011134083 A RU 2011134083A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
time
distribution transformer
voltage
points
data
Prior art date
Application number
RU2011134083/07A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2501143C2 (ru
Inventor
Джеффри Д. ТАФТ
Original Assignee
Эксенчер Глоубл Сервисиз Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US12/353,413 external-priority patent/US8103466B2/en
Priority claimed from US12/353,836 external-priority patent/US8103467B2/en
Application filed by Эксенчер Глоубл Сервисиз Лимитед filed Critical Эксенчер Глоубл Сервисиз Лимитед
Publication of RU2011134083A publication Critical patent/RU2011134083A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2501143C2 publication Critical patent/RU2501143C2/ru

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00007—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using the power network as support for the transmission
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00036—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving switches, relays or circuit breakers
    • H02J13/0004—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving switches, relays or circuit breakers involved in a protection system
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/25—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof using digital measurement techniques
    • G01R19/2513—Arrangements for monitoring electric power systems, e.g. power lines or loads; Logging
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02H—EMERGENCY PROTECTIVE CIRCUIT ARRANGEMENTS
    • H02H3/00—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection
    • H02H3/26—Emergency protective circuit arrangements for automatic disconnection directly responsive to an undesired change from normal electric working condition with or without subsequent reconnection ; integrated protection responsive to difference between voltages or between currents; responsive to phase angle between voltages or between currents
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/22—Flexible AC transmission systems [FACTS] or power factor or reactive power compensating or correcting units
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/30—State monitoring, e.g. fault, temperature monitoring, insulator monitoring, corona discharge
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S40/00—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them
    • Y04S40/12—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment
    • Y04S40/121—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using the power network as support for the transmission

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Measuring Instrument Details And Bridges, And Automatic Balancing Devices (AREA)

Abstract

1. Система контроля, сконфигурированная таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода в распределительной системе, причем система контроля содержит;первый датчик, расположенный в некотором первом месте на линии фазового провода, при этом первый датчик сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать первый набор данных синхронизированного фазора;второй датчик, расположенный в некотором втором месте на линии фазного провода, при этом второй датчик сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать второй набор данных синхронизированного фазора; ипроцессор, сконфигурированный таким образом, чтобы принимать первый набор данных синхронизированного фазора и второй набор данных синхронизированного фазора и определять напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, имеющего электрическое соединение с этим фазовым проводом, на основе напряжения на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, при этом процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.2. Система контроля по п.1, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки, этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основы

Claims (51)

1. Система контроля, сконфигурированная таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода в распределительной системе, причем система контроля содержит;
первый датчик, расположенный в некотором первом месте на линии фазового провода, при этом первый датчик сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать первый набор данных синхронизированного фазора;
второй датчик, расположенный в некотором втором месте на линии фазного провода, при этом второй датчик сконфигурирован таким образом, чтобы генерировать второй набор данных синхронизированного фазора; и
процессор, сконфигурированный таким образом, чтобы принимать первый набор данных синхронизированного фазора и второй набор данных синхронизированного фазора и определять напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, имеющего электрическое соединение с этим фазовым проводом, на основе напряжения на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, при этом процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
2. Система контроля по п.1, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки, этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на данных, генерируемых множеством электросчетчиков, имеющих электрическое соединение со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
3. Система контроля по п.2, в которой данные, генерируемые этим множеством электросчетчиков, представляют собой первый набор напряжений на электросчетчике и первый набор токов электросчетчика, измеряемых первым электросчетчиком, и второй набор напряжений на электросчетчике и второй набор токов электросчетчика, измеряемых вторым электросчетчиком.
4. Система контроля по п.2, в которой этот, по меньшей мере, один распределительный трансформатор включает в себя первый распределительный трансформатор и второй распределительный трансформатор;
при этом процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки первого распределительного трансформатора, основываясь на данных, генерируемых множеством электросчетчиков, имеющих электрическое соединение со стороной вторичной обмотки первого распределительного трансформатора; и
при этом процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки второго распределительного трансформатора, основываясь на данных, генерируемых множеством электросчетчиков, имеющих электрическое соединение со стороной вторичной обмотки второго распределительного трансформатора.
5. Система контроля по п.1, в которой линия фазового провода включает в себя множество сегментов; и
в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять условие работы линии для каждого сегмента из этого множества сегментов.
6. Система контроля по п.5, в которой процессор сконфигурирован таким образом, чтобы определять мощность, рассеиваемую в каждом сегменте из этого множества сегментов, на основе первого набора данных синхронизированного фазора, второго набора данных синхронизированного фазора и напряжения на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
7. Система контроля по п.6, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять это, по меньшей мере, одно условие работы линии для каждого сегмента из этого множества сегментов, основываясь на этой определенной рассеянной мощности в каждом сегменте из этого множества сегментов.
8. Система контроля по п.1, в которой это, по меньшей мере, одно условие работы линии представляет собой распределение температуры линии.
9. Система контроля по п.1, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на измерении мостовым элементом системы связи, имеющим электрическое соединение с напряжением на стороны вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
10. Способ определения, по меньшей мере, одного условия работы линии фазового провода содержит этапы, на которых:
принимают первый набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода;
принимают второй набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода;
определяют напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора; и
определяют это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
11. Способ по п.10, дополнительно содержащий этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки, этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на данных электросчетчиков, поступающих от множества электросчетчиков, соединенных со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
12. Способ по п.11, в котором этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки, основываясь на данных электросчетчиков, принятых от множества электросчетчиков, соединенных со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, содержит этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки, основываясь на первом наборе данных о напряжении на электросчетчике и втором наборе данных о токе электросчетчика, принятых от второго электросчетчика.
13. Способ по п.10, в котором этап, на котором определяют это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, содержит этап, на котором определяют, по меньшей мере, одно соответствующее условие работы линии фазового провода для множества сегментов линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
14. Способ по п.10, в котором этап, на котором определяют это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, содержит этап, на котором определяют рассеяние мощности в линии фазового провода, основываясь на первом множестве данных синхронизированного фазора, втором множестве данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
15. Способ по п.14, в котором этап, на котором определяют это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, содержит этап, на котором определяют температуру этой, по меньшей мере, одной линии фазового провода, основываясь на этом определенном рассеянии мощности.
16. Способ по п.10, дополнительно содержащий этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на данных от мостового элемента системы связи, имеющего электрическое соединение со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
17. Машиночитаемый носитель информации, закодированный машиноисполняемыми командами, исполняемыми процессором, причем машиночитаемый носитель информации содержит:
команды, исполняемые для того, чтобы принимать первый набор данных синхронизированного фазора, связанных с линией фазового провода;
команды, исполняемые для того, чтобы принимать второй набор данных синхронизированного фазора, связанных с этой линией фазового провода;
команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора; и
команды, исполняемые для того, чтобы определять, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
18. Машиночитаемый носитель информации по п.17, дополнительно содержащий команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на данных электросчетчиков, поступающих от множества электросчетчиков, соединенных со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
19. Машиночитаемый носитель информации по п.18, в котором команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, содержит команды, исполняемые для того, чтобы осуществлять это определение, основываясь на первом наборе данных о напряжении на электросчетчике и втором наборе данных о токе электросчетчика, принятых от второго электросчетчика.
20. Машиночитаемый носитель информации по п.17, дополнительно содержащий команды, исполняемые для того, чтобы определять это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода для того, чтобы определять, по меньшей мере, одно соответствующее условие работы линии фазового провода для множества сегментов линии фазового провода, основываясь на первом наборе данных синхронизированного фазора, втором наборе данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
21. Машиночитаемый носитель информации по п.17, в котором команды, исполняемые для того, чтобы определять это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, содержат команды, исполняемые для того, чтобы определять рассеяние мощности в линии фазового провода, основываясь на первом множестве данных синхронизированного фазора, втором множестве данных синхронизированного фазора и напряжении на стороне первичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
22. Машиночитаемый носитель информации по п.21, в котором команды, исполняемые для того, чтобы определять это, по меньшей мере, одно условие работы линии фазового провода, содержат команды, исполняемые для того, чтобы определять температуру этой, по меньшей мере, одной линии фазового провода, основываясь на этом определенном рассеянии мощности.
23. Машиночитаемый носитель информации по п.17, дополнительно содержащий команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора, основываясь на данных от мостового элемента системы связи, имеющего электрическое соединение со стороной вторичной обмотки этого, по меньшей мере, одного распределительного трансформатора.
24. Способ определения множества точек измерения в распределительной системе для получения синхронизированных данных, причем способ содержит этапы, на которых:
загружают карту, представляющую распределительную систему; и
определяют первый набор точек измерения на карте на первом уровне распределительной системы, основываясь на первых предварительно заданных критериях; и
определяют второй набор точек измерения на карте на первом уровне распределительной системы, основываясь на критериях, вводимых пользователем.
25. Способ по п.24, дополнительно содержащий этапы, на которых:
определяют третий набор точек измерения на карте на третьем уровне распределительной системы, основываясь на первых предварительно заданных критериях; и
определяют четвертый набор точек измерения на карте на третьем уровне распределительной системы, основываясь на критериях, вводимых пользователем.
26. Способ по п.24, дополнительно содержащий этапы, на которых:
определяют третий набор точек измерения на карте на третьем уровне распределительной системы, основываясь на первых предварительно заданных критериях; и
определяют четвертый набор точек измерения на карте на третьем уровне распределительной системы, основываясь на критериях, вводимых пользователем.
27. Способ по п.26, дополнительно содержащий этап, на котором определяют пятый набор точек измерения на карте на, по меньшей мере, одном уровне из числа: первого, второго и третьего уровней распределительной системы, основываясь на вторых предварительно заданных критериях.
28. Способ по п.24, в котором первые предварительно заданные критерии представляют собой договорные обязательства или конфигурацию распределительной системы.
29. Способ по п.24, в котором вводимые критерии представляют собой распределение нагрузки.
30. Способ по п.24, в котором вторые критерии представляют собой местонахождение батареи конденсаторов в распределительной системе.
31. Способ определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора, содержащий этапы, на которых:
определяют первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора во множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
определяют второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
определяют суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок, для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени;
принимают данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени;
определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжении на соответствующем электросчетчике в это множество моментов времени; и
определяют напряжение на стороне первичной обмотки, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.
32. Способ по п.31, в котором множество моментов времени представляет собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени.
33. Способ по п.31, в котором этап, на котором определяют первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени содержит этапы, на которых:
измеряют ток, протекающий через первую соответствующую ветвь каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
суммируют измеренные токи, протекающие через каждую из первых соответствующих ветвей множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени.
34. Способ по п.33, в котором этап, на котором определяют второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени содержит этапы, на которых:
измеряют ток, протекающий через вторую соответствующую ветвь каждой нагрузки из множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
суммируют измеренные токи, протекающие через каждую из вторых соответствующих ветвей множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени.
35. Способ по п.31, в котором этап, на котором принимают данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени содержит этап, на котором принимают данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от первого электросчетчика и второго электросчетчика в каждый момент времени из этого множества моментов времени.
36. Способ по п.35, дополнительно содержащий этап, на котором определяют соответствующие потери в линии - ответвлении к потребителю, связанные с первым счетчиком и вторым счетчиком;
при этом этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, дополнительно включает в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю.
37. Способ по п.31, дополнительно содержащий этап, на котором определяют потери в первой общей линии и потери во второй общей линии, связанные с вторичной обмоткой распределительного трансформатора;
при этом этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, дополнительно включает в себя этап, на котором определяют напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на потерях в первой общей линии и потерях во второй общей линии.
38. Система для определения напряжения на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора, содержащая:
процессор, сконфигурированный таким образом, чтобы:
определять первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора, во множество моментов времени, основываясь на данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
определять второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора, в это множество моментов времени, основываясь на данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
определять суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени;
принимать данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени;
определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжениях на соответствующих электросчетчиках в это множество моментов времени и
определять напряжение на стороне первичной обмотки, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.
39. Система по п.38, в которой множество моментов времени представляет собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени.
40. Система по п.38, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, что: определение первого тока, протекающего через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множестве моментов времени, содержит:
измерение тока, протекающего через первую соответствующую ветвь каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
суммирование измеренных токов, протекающих через каждую из первых соответствующих ветвей этого множества измеренных нагрузок, в каждый момент времени из этого множества моментов времени, для того, чтобы определить первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени.
41. Система по п.40, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы:
измерять ток, протекающий через вторую соответствующую ветвь каждой из множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
суммировать измеренные токи, протекающие через каждую из вторых соответствующих ветвей этого множества измеренных нагрузок, в каждый момент времени из этого множества моментов времени для того, чтобы определить второй ток, текущий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени.
42. Система по п.38, в которой напряжение на соответствующем электросчетчике с каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый момент времени из этого множества моментов времени представляет собой первое напряжение на электросчетчике с первого электросчетчика и второе напряжение электросчетчика с второго электросчетчика.
43. Система по п.42, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы:
принимать данные о соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю, связанных с первым счетчиком и вторым счетчиком; и
определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю.
44. Система по п.38, в которой процессор дополнительно сконфигурирован таким образом, чтобы:
принимать данные о потерях в первой общей линии и потерях во второй общей линии, связанных с вторичной обмоткой распределительного трансформатора; и
определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, дополнительно основываясь на потерях в первой общей линии и потерях во второй общей линии.
45. Машиночитаемый носитель информации, закодированный машиноисполняемыми командами, причем машиноисполняемыми командами исполняемыми процессором, причем машиночитаемый носитель информации содержит:
команды, исполняемые для того, чтобы определять первый ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора во множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
команды, исполняемые для того, чтобы определять второй ток, протекающий через вторичную обмотку распределительного трансформатора в это множество моментов времени, на основе данных амперметра, генерируемых этим множеством измеренных нагрузок, соединенных со стороной вторичной обмотки распределительного трансформатора;
команды, исполняемые для того, чтобы определять суммарный ток, протекающий к этому множеству измеренных нагрузок для каждого момента времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе в это множество моментов времени и втором токе в это множество моментов времени;
команды, исполняемые для того, чтобы принимать данные о напряжении на соответствующем электросчетчике от каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в каждый из этого множестве моментов времени;
команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на первом токе, втором токе, суммарном токе и напряжениях на соответствующих электросчетчиках в это множество моментов времени; и
команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне первичной обмотки распределительного трансформатора, основываясь на напряжении на стороне вторичной обмотки, определенном в один момент времени из этого множества моментов времени.
46. Машиночитаемый носитель информации по п.45, в котором множество моментов времени представляет собой первый момент времени, второй момент времени и третий момент времени.
47. Машиночитаемый носитель информации по п.45, дополнительно содержащий:
команды, исполняемые для того, чтобы измерять ток, протекающий через первую соответствующую ветвь каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
команды, исполняемые для того, чтобы суммировать измеренные токи, протекающие через каждую из первых соответствующих ветвей этого множества измеренных нагрузок, в каждый момент времени из этого множества моментов времени, для того, чтобы определить первый ток, протекающий через вторичную обмотку в это множество моментов времени.
48. Машиночитаемый носитель информации по п.47, дополнительно содержащий:
команды, исполняемые для того, чтобы измерять ток, протекающий через вторую соответствующую ветвь каждой нагрузки из этого множества измеренных нагрузок в это множество моментов времени; и
команды, исполняемые для того, чтобы суммировать измеренные токи, протекающие через каждую из вторых соответствующих ветвей этого множества измеренных нагрузок, в каждый момент времени из этого множества моментов времени, для того, чтобы определить второй ток, протекающий через вторичную обмотку в это множество моментов времени.
49. Машиночитаемый носитель информации по п.45, дополнительно содержащий: команды, исполняемые для того, чтобы принимать напряжение на соответствующем электросчетчике от первого электросчетчика и второго электросчетчика в каждый момент времени из этого множества моментов времени.
50. Машиночитаемый носитель информации по п.49, дополнительно содержащий:
команды, исполняемые для того, чтобы определять соответствующие потери в линии - ответвлении к потребителю, связанные с первым счетчиком и вторым счетчиком; и
команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на соответствующих потерях в линии - ответвлении к потребителю.
51. Машиночитаемый носитель информации по п.45, дополнительно содержащий:
команды, исполняемые для того, чтобы определять потери в первой общей линии и потери во второй общей линии, связанные с вторичной обмоткой распределительного трансформатора; и
команды, исполняемые для того, чтобы определять напряжение на стороне вторичной обмотки распределительного трансформатора в каждый момент времени из этого множества моментов времени, основываясь на потерях в первой общей линии и потерях во второй общей линии.
RU2011134083/07A 2009-01-14 2010-01-12 Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков RU2501143C2 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/353,836 2009-01-14
US12/353,413 US8103466B2 (en) 2009-01-14 2009-01-14 Distribution system analysis using meter data
US12/353,836 US8103467B2 (en) 2009-01-14 2009-01-14 Determination of distribution transformer voltages based on metered loads
US12/353,413 2009-01-14
PCT/US2010/020770 WO2010083164A2 (en) 2009-01-14 2010-01-12 Distribution system analysis using meter data

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013139802A Division RU2625913C2 (ru) 2009-01-14 2013-08-27 Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011134083A true RU2011134083A (ru) 2013-02-20
RU2501143C2 RU2501143C2 (ru) 2013-12-10

Family

ID=42174516

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011134083/07A RU2501143C2 (ru) 2009-01-14 2010-01-12 Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков
RU2013139802A RU2625913C2 (ru) 2009-01-14 2013-08-27 Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013139802A RU2625913C2 (ru) 2009-01-14 2013-08-27 Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков

Country Status (12)

Country Link
EP (3) EP3410554B1 (ru)
JP (4) JP5249429B2 (ru)
CN (3) CN104242466B (ru)
AU (1) AU2010204844B2 (ru)
BR (2) BR122012018277B1 (ru)
CA (2) CA2825320C (ru)
MY (3) MY172409A (ru)
NZ (1) NZ593725A (ru)
RU (2) RU2501143C2 (ru)
SG (1) SG172939A1 (ru)
WO (1) WO2010083164A2 (ru)
ZA (1) ZA201104673B (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5615785B2 (ja) * 2011-09-26 2014-10-29 株式会社日立製作所 電力系統状態推定装置およびそれを用いた電力系統システム
US8942856B2 (en) * 2011-12-22 2015-01-27 General Electric Company Power converter and methods of controlling the same
JP5971692B2 (ja) 2012-04-06 2016-08-17 株式会社東芝 電力系統の短絡容量監視方法およびそのシステム
FR2991057B1 (fr) * 2012-05-24 2014-06-20 Schneider Electric Ind Sas Systeme de mesure de l'energie electrique, poste de transformation comprenant un tel systeme et procede de mesure de l'energie electrique avec un tel systeme
FR2998061A1 (fr) * 2012-11-12 2014-05-16 Schneider Electric Ind Sas Dispositif et procede de determination de la tension et de la puissance de chaque phase dans un reseau moyenne tension
FR3007143B1 (fr) * 2013-06-17 2015-07-17 Schneider Electric Ind Sas Systeme de calcul d'une grandeur electrique, poste de transformation comprenant un tel systeme et procede de calcul d'une grandeur electrique avec un tel systeme
JP6179279B2 (ja) * 2013-08-29 2017-08-16 富士通株式会社 損失算定プログラム、損失算定方法及び損失算定装置
FR3030764B1 (fr) 2014-12-22 2018-03-09 Schneider Electric Industries Sas Dispositif et procede de surveillance d'une tension ou d'une intensite, systeme de surveillance d'un tableau electrique, armoire electrique et poste de transformation associes
CN105186523B (zh) * 2015-10-30 2017-09-29 国网北京市电力公司 架空线路中电压调节器的安装位置确定方法和装置
US11287285B2 (en) 2017-12-18 2022-03-29 Landis+Gyr Innovations, Inc. Methods and systems for distributed verification and control of a resource distribution network
JP2019154133A (ja) * 2018-03-02 2019-09-12 東京電力ホールディングス株式会社 高圧本線の電圧を求める方法およびシステム
EP3864422B1 (fr) 2018-10-11 2024-04-03 Hydro-Québec Méthode, système et produit logiciel permettant d'identifier des installations susceptibles de présenter une non-conformité électrique
KR102464645B1 (ko) 2019-07-31 2022-11-09 도레이 카부시키가이샤 분리막
CN110739686B (zh) * 2019-10-15 2023-05-02 福建网能科技开发有限责任公司 一种基于总表异常分析的台区线损治理方法及系统
CN111650431B (zh) * 2020-05-26 2022-06-14 珠海中慧微电子有限公司 一种电表台区识别方法
CN114814355B (zh) * 2022-06-28 2022-09-13 石家庄科林电气股份有限公司 一种基于锰铜采样的三相表及计量方法
US11899516B1 (en) 2023-07-13 2024-02-13 T-Mobile Usa, Inc. Creation of a digital twin for auto-discovery of hierarchy in power monitoring

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH03123869A (ja) * 1989-10-06 1991-05-27 Shikoku Sogo Kenkyusho:Kk 配電線の高調波測定方法および装置
JPH05292670A (ja) * 1992-04-10 1993-11-05 Hitachi Ltd 配電系統分散電源制御システム
JP3500758B2 (ja) * 1994-03-18 2004-02-23 株式会社日立製作所 配電系統監視方法，配電系統制御方法およびそれら装置
JP3809569B2 (ja) * 1996-11-28 2006-08-16 株式会社日立製作所 電力系統制御方法及び装置
US6128584A (en) * 1998-11-30 2000-10-03 Abb Power T&D Company Inc. System and method for frequency compensation in an energy meter
US6496342B1 (en) * 1999-02-12 2002-12-17 Bitronics Inc. Distributed monitoring and protection system for a distributed power network
ES2320310T3 (es) * 2000-03-10 2009-05-21 Abb Schweiz Ag Metodo y dispositivo para evaluar la estabilidad de una red de transmision electrica.
EP1324455B1 (en) * 2001-12-21 2005-02-16 Abb Research Ltd. Electric power transmission network state estimation
US6667610B2 (en) * 2002-03-11 2003-12-23 Gregory Hubert Piesinger Apparatus and method for identifying cable phase in a three-phase power distribution network
JP4468011B2 (ja) * 2004-02-25 2010-05-26 キヤノン株式会社 スイッチング電源及び画像形成装置
JP4538283B2 (ja) * 2004-09-09 2010-09-08 中国電力株式会社 電力変換装置における連系変圧器の一次電圧推装置
JP4406346B2 (ja) * 2004-09-30 2010-01-27 株式会社東芝 電力システム用広域計測サービス提供サーバとシステム、方法、およびプログラム
JP4061412B2 (ja) * 2005-01-28 2008-03-19 国立大学法人九州工業大学 電力系統の系統安定度監視方法及びシステム
US20060224336A1 (en) * 2005-04-05 2006-10-05 Charles Petras System and method for transmitting power system data over a wide area network
EP1780858A1 (en) * 2005-10-31 2007-05-02 ABB Technology AG Arrangement and method for protecting an electric power system
RU2330294C2 (ru) * 2006-08-28 2008-07-27 ООО Научно-производственная фирма "Электронные информационные системы" СПОСОБ ОТПУСКА И УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 0,4 кВ С ЗАЩИТОЙ ОТ ХИЩЕНИЙ
EP1909370A1 (en) * 2006-10-05 2008-04-09 Abb Research Ltd. Determination and use of power system sensitivities for power flow control
JP2008154362A (ja) * 2006-12-18 2008-07-03 Tokyo Electric Power Co Inc:The 電力系統の状態推定装置及び方法
JP4887322B2 (ja) * 2008-03-31 2012-02-29 株式会社日立製作所 電力系統の位相検出システム
US8103466B2 (en) * 2009-01-14 2012-01-24 Accenture Global Services Limited Distribution system analysis using meter data
CN101498757B (zh) * 2009-03-06 2012-05-30 深圳市双合电气股份有限公司 一种电力系统实时动态监测与记录装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN104242466B (zh) 2016-09-07
CA2825320A1 (en) 2010-07-22
BR122012018277B1 (pt) 2019-09-03
CA2748014C (en) 2013-11-12
BR122012018277A2 (pt) 2016-05-10
EP2387814A2 (en) 2011-11-23
CA2825320C (en) 2016-06-14
JP5249429B2 (ja) 2013-07-31
JP2012515521A (ja) 2012-07-05
WO2010083164A2 (en) 2010-07-22
ZA201104673B (en) 2012-03-28
RU2013139802A (ru) 2015-03-10
BRPI1006797A2 (pt) 2016-04-12
CN102301554B (zh) 2016-03-30
EP3179592A1 (en) 2017-06-14
CA2748014A1 (en) 2010-07-22
BRPI1006797B1 (pt) 2019-09-03
EP3410554A1 (en) 2018-12-05
MY156025A (en) 2015-12-31
CN104242466A (zh) 2014-12-24
AU2010204844B2 (en) 2013-01-10
EP2387814B1 (en) 2016-11-23
NZ593725A (en) 2013-09-27
JP6147802B2 (ja) 2017-06-14
MY171176A (en) 2019-09-30
JP2013176289A (ja) 2013-09-05
JP2015180185A (ja) 2015-10-08
WO2010083164A3 (en) 2010-09-23
RU2625913C2 (ru) 2017-07-19
SG172939A1 (en) 2011-08-29
EP3410554B1 (en) 2019-12-11
JP2012182990A (ja) 2012-09-20
CN102301554A (zh) 2011-12-28
JP5249451B2 (ja) 2013-07-31
JP5749290B2 (ja) 2015-07-15
AU2010204844A1 (en) 2011-07-14
RU2501143C2 (ru) 2013-12-10
CN105553115A (zh) 2016-05-04
MY172409A (en) 2019-11-23
CN105553115B (zh) 2018-07-24
EP3179592B1 (en) 2018-08-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2011134083A (ru) Анализ распределительной системы, использующий данные электросчетчиков
JP6164030B2 (ja) 相判定プログラム、相判定方法および相判定装置
JP5814979B2 (ja) 電力測定装置、判定方法、およびプログラム
JP6209951B2 (ja) トランス接続相判定装置、方法、及びプログラム
JP2012515521A5 (ru)
JP2013055878A5 (ru)
RU2635849C2 (ru) Устройство и способ определения напряжения и мощности каждой фазы в сети среднего напряжения
BRPI1102305A2 (pt) sistema e método
RU2548656C1 (ru) Способ симметрирования фазных токов трехфазной четырехпроводной линии и устройство для его осуществления
US20190187736A1 (en) State change detection apparatus, method, and non-transitory medium
RU2651610C1 (ru) Способ выявления мест возникновения и величин нетехнических потерь энергии в электрических сетях по данным синхронных измерений
RU2540153C2 (ru) Способ и устройство для определения входного напряжения на местной сетевой станции электросети
KR101918189B1 (ko) 전력 계측 장치 및 방법
US8907658B2 (en) System and method of measuring power produced by a power source
CN102882402B (zh) 逆变器和不间断电源
US20140021803A1 (en) Determining current
JP2018017583A (ja) 接続相推定プログラム、装置及び方法
US10267830B2 (en) Facility selection supporting method and facility selection supporting device
KR102344297B1 (ko) 중성점 접지 고객용 3상3선식 2소자 계량 시스템
JP6528318B2 (ja) 回路判定システム、回路判定方法、およびプログラム
JP2019154133A (ja) 高圧本線の電圧を求める方法およびシステム
JP2014096923A (ja) 分電盤、電力供給システム、及びデータ処理装置
US8866627B2 (en) Method and apparatus of identifying or locating current sensors
AU2014203625B2 (en) Distribution system analysis using meter data
JP5468691B1 (ja) 変圧器の磁気飽和特性推定システム、磁気飽和特性推定システムおよび磁気飽和特性推定方法

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20150604