RU2741281C2 - Способ и система динамического обнаружения неисправностей в электрической сети - Google Patents

Способ и система динамического обнаружения неисправностей в электрической сети Download PDF

Info

Publication number
RU2741281C2
RU2741281C2 RU2018145670A RU2018145670A RU2741281C2 RU 2741281 C2 RU2741281 C2 RU 2741281C2 RU 2018145670 A RU2018145670 A RU 2018145670A RU 2018145670 A RU2018145670 A RU 2018145670A RU 2741281 C2 RU2741281 C2 RU 2741281C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
network
measurements
measurement
time
specified
Prior art date
Application number
RU2018145670A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2018145670A3 (ru
RU2018145670A (ru
Inventor
Эяль МИРОН
Original Assignee
Электрикал Грид Мониторинг Лтд.
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
Application filed by Электрикал Грид Мониторинг Лтд. filed Critical Электрикал Грид Мониторинг Лтд.
Publication of RU2018145670A publication Critical patent/RU2018145670A/ru
Publication of RU2018145670A3 publication Critical patent/RU2018145670A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2741281C2 publication Critical patent/RU2741281C2/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G01R31/081—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors
    • G01R31/086—Locating faults in cables, transmission lines, or networks according to type of conductors in power transmission or distribution networks, i.e. with interconnected conductors
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R15/00—Details of measuring arrangements of the types provided for in groups G01R17/00 - G01R29/00, G01R33/00 - G01R33/26 or G01R35/00
    • G01R15/14—Adaptations providing voltage or current isolation, e.g. for high-voltage or high-current networks
    • G01R15/142—Arrangements for simultaneous measurements of several parameters employing techniques covered by groups G01R15/14 - G01R15/26
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R27/00—Arrangements for measuring resistance, reactance, impedance, or electric characteristics derived therefrom
    • G01R27/28—Measuring attenuation, gain, phase shift or derived characteristics of electric four pole networks, i.e. two-port networks; Measuring transient response
    • G01R27/32—Measuring attenuation, gain, phase shift or derived characteristics of electric four pole networks, i.e. two-port networks; Measuring transient response in circuits having distributed constants, e.g. having very long conductors or involving high frequencies
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/08—Locating faults in cables, transmission lines, or networks
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/50—Testing of electric apparatus, lines, cables or components for short-circuits, continuity, leakage current or incorrect line connections
    • G01R31/52—Testing for short-circuits, leakage current or ground faults
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00006—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment
    • H02J13/00022—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using wireless data transmission
    • H02J13/00024—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by information or instructions transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated power network element or electrical equipment using wireless data transmission by means of mobile telephony
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/001—Methods to deal with contingencies, e.g. abnormalities, faults or failures
    • H02J3/00125—Transmission line or load transient problems, e.g. overvoltage, resonance or self-excitation of inductive loads
    • 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
    • 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
    • Y04S40/126—Systems for electrical power generation, transmission, distribution or end-user application management characterised by the use of communication or information technologies, or communication or information technology specific aspects supporting them characterised by data transport means between the monitoring, controlling or managing units and monitored, controlled or operated electrical equipment using wireless data transmission

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
  • Testing Of Short-Circuits, Discontinuities, Leakage, Or Incorrect Line Connections (AREA)
  • Locating Faults (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Testing Electric Properties And Detecting Electric Faults (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Maintenance And Management Of Digital Transmission (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к системам для обнаружения неисправностей в электрических сетях. Техническим результатом является обеспечение возможности измерения различных электрических параметров и возможности определения неисправности на их основе. Группа изобретений представляет собой систему, содержащую множество измерительных устройств, распределенных в электрической сети и выполненных с возможностью измерения тока и/или напряжения с соответствующим временем их осуществления, позволяя пользователю задавать по меньшей мере один тип неисправности, и по меньшей мере одно правило для обнаружения типа неисправности, причем правило связывает тип неисправности с по меньшей мере одним из измерений, выполнять измерения и проводить анализ измерений в соответствии с указанным правилом для обнаружения неисправности. 4 н. и 58 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

Область техники
Раскрытые в настоящем изобретении способ и аппарат относятся к области электрических сетей, в частности, но не исключительно, к сетям для передачи и распределения электроэнергии, в частности, но не исключительно, к обнаружению неисправностей в электрической сети.
Уровень техники
Электрическая сеть может иметь множество неисправностей. Различные компоненты сети могут выйти из строя, причем подобный отказ может оказаться кратковременным, нарастающим или перемежающимся. Некоторые неисправности могут быть вызваны воздействием окружающей среды, например, влажности, дыма, пыли, ветра, наличием деревьев и т.д. Различные неисправности и отказы могут иметь различные характеристики и могут по-разному влиять на работу сети. Определение характеристик, обнаружение, идентификация и локализация неисправностей в электрической сети является известной проблемой. В этой связи, крайне предпочтительно устранить упомянутые выше ограничения.
Раскрытие сущности изобретения
Согласно одному из примерных вариантов осуществления в настоящем изобретении предложена система, способ и/или компьютерная программа для обнаружения неисправности в электрической сети, причем система содержит множество измерительных устройств сети, распределенных в электрической сети, причем измерительные устройства сети содержат датчик измерения тока и/или датчик измерения напряжения, причем измерительные устройства сети выполнены с возможностью измерения по меньшей мере одного из измерения тока и измерения напряжения, для формирования множества измерений с соответствующим временем их осуществления, причем предлагаемые способ, устройство и компьютерная программа позволяют пользователю задавать по меньшей мере один тип неисправности и по меньшей мере одно правило для обнаружения по меньшей мере одного типа неисправности, причем правило обеспечивает связывание типа неисправности с по меньшей мере одним из измерений, выполнение измерений и анализ измерений согласно по меньшей мере одному правилу для обнаружения неисправности.
Согласно другому примерному варианту осуществления измерение содержит по меньшей мере одно из следующего: абсолютное значение, изменение значения и скорость изменения значения, мгновенное изменение по меньшей мере одного из напряжения, тока и мощности, переходный процесс, всплеск и бросок.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления указанное правило включает по меньшей мере одно из следующего: множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем измерения выполнены по существу в одно и то же время, множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем измерения выполнены в разное время, и множество измерений посредством множества измерительных устройств сети, причем измерения выполнены по существу в одно и то же время.
Согласно другому примерному варианту осуществления система дополнительно измеряет по меньшей мере одно из следующего: температура кабеля, скорость ветра, влажность, движение кабеля, высота кабеля, провисание кабеля и угол кабеля.
Более того, согласно еще одному примерному варианту осуществления анализ измерений согласно правилу для обнаружения неисправности включает коррелирование измерения тока и/или измерения напряжения с измерениями любого из следующего: температура кабеля, скорость ветра, влажность, движения кабеля, высота кабеля, провисание кабеля, угол кабеля и время суток.
Согласно другому примерному варианту осуществления неисправность представляет собой по меньшей мере одно из следующего: контакт кабеля сети с объектом, развитие коррозии в указанном кабеле, развитие коррозии в клемме, повреждение изоляции указанного кабеля, развитие утечки тока, связанной с кабелем, некачественное соединение, образование места перегрева и износ кабеля.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления указанное правило дополнительно включает измерение разницы между измерениями по меньшей мере двух измерительных устройств сети, обнаружение зависимого от времени изменения указанной разницы и связывание неисправности с указанным зависимым от времени изменением.
Более того, согласно другому примерному варианту осуществления указанное зависимое от времени изменение является по меньшей мере одним из монотонного, циклического или повторяющегося.
Кроме того, согласно еще одному примерному варианту осуществления настоящего изобретения, правило определяет неисправность, когда каждое из двух или более измерительных устройств сети обнаруживает зависимое от времени изменение, причем эти два или более измерительных устройств сети обнаруживают зависимые от времени изменения разного значения.
Согласно другому примерному варианту осуществления зависимое от времени изменение является повторяющимся, причем неисправность заключается в контакте кабеля сети с некоторым объектом.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления зависимое от времени изменение является монотонным, причем неисправность заключается в развитии утечки тока.
Согласно другому примерному варианту осуществления зависимое от времени изменение является циклическим и коррелированным с по меньшей мере одним из следующего: время суток и температура, причем неисправность представляет собой по меньшей мере одно из следующего: развитие коррозии и повреждение изоляции.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления правило может быть задано так, чтобы обеспечить выполнение, сбор и передачу измерений, причем правило и/или измерения связаны с предварительно заданной неисправностью.
Согласно другому примерному варианту осуществления настоящего изобретения система передает по меньшей мере одно из следующего: измерение, результат анализа измерений в соответствии с правилом и неисправность.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления система может запросить первое измерительное устройство сети на выполнение по меньшей мере одного из следующего: выполнение по меньшей мере одного измерения, сохранение указанного по меньшей мере одного измерения, анализ указанного по меньшей мере одного измерения для формирования результата анализа, и передачу по меньшей мере одного из следующего: по меньшей мере один из измерения и результата анализа, причем указанный запрос является результатом анализа по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети.
Кроме того, согласно еще одному примерному варианту осуществления запрос включает время измерения, причем время измерения связано с временем по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления запрашиваемое измерение связано с периодом времени вблизи времени по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети.
Согласно другому примерному варианту осуществления предварительно заданный период не превышает время прохождения переходного процесса между измерительным устройством, обнаружившим переходный процесс, и ближайшим измерительным устройством, в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления передача по меньшей мере одного измерения включает множество измерений с низкой разрешающей способностью, причем запрос содержит запрос на множество измерений с высокой разрешающей способностью.
Согласно другому примерному варианту осуществления разрешающая способность включает разрешающую способность по времени и/или частоту повторений множества измерений.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления система может обнаружить множество переходных процессов посредством первого измерительного устройства и соответствующее время измерения переходных процессов, и уведомить о переходных процессах в случае, если второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от первого измерительного устройства, не обнаружило переходный процесс в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством, и/или второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от первого измерительного устройства, обнаружило повторяющиеся противоположные переходные процессы в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством.
Согласно еще одному примерному варианту осуществления предварительно заданный период не превышает время прохождения переходного процесса между первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети.
Более того, согласно другому варианту система может обнаружить повторяющееся изменение значения между последовательными измерениями, выполненными первым измерительным устройством в пределах некоторого периода времени, и, соответственно, правило позволяет определить неисправность, когда повторяющееся изменение значения по существу отличается от изменения значения между последовательными изменениями в пределах периода времени по меньшей мере одного второго измерительного устройства, близкого к первому измерительному устройству.
Все технические и научные термины, использованные в настоящем описании, имеют общепринятое значение, понятное специалисту в данной области техники, если не указано иное. Материалы, способы и примеры, представленные в настоящем описании, являются исключительно иллюстративными и не предназначены для ограничения настоящего изобретения. При этом отсутствует или не предусмотрен какой-либо конкретный порядок этапов или стадий для способов и процессов, раскрытых в данном описании и проиллюстрированных на чертежах, за исключением случаев, когда это требуется или заложено в процесс как таковой. Во многих случаях порядок этапов процесса может меняться без изменения цели или без влияния на предлагаемые способы.
Краткое описание чертежей
Далее, исключительно в качестве примера, приведено описание различных вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи. Уделим теперь особое и более подробное внимание прилагаемым чертежам; при этом здесь следует подчеркнуть, что изображенные на них конкретные детали приводятся в качестве примеров и предназначены лишь для более наглядной демонстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, причем они обеспечивают предположительно наиболее полезное и понятное описание принципов и концептуальных аспектов рассматриваемых вариантов осуществления. В этой связи, в данном описании не предпринимаются попытки продемонстрировать структурные особенности вариантов осуществления подробнее, чем это необходимо для фундаментального понимания объекта настоящего изобретения, причем после изучения описания совместно с чертежами специалисту в данной области техники станет очевидным то, как можно на практике реализовать многочисленные формы и структуры предлагаемого технического решения.
При этом на чертежах изображено следующее.
На фиг. 1 упрощенно показано измерительное устройство сети, установленное на электрическом кабеле.
На фиг. 2 упрощенно показано множество измерительных устройств сети, распределенных по различным кабельным сегментам в сети передачи или распределения электроэнергии.
На фиг. 3 представлена упрощенная схема измерительной системы сети.
На фиг. 4 представлена упрощенная принципиальная схема вычислительного устройства или вычислительной системы, использованной в измерительной системе сети.
На фиг. 5 представлена принципиальная схема реализованной программными средствами программы для динамического обнаружения неисправностей, которая применяется в измерительной системе сети.
На фиг. 6 представлена блок-схема анализа измерений.
На фиг. 7 представлена блок-схема процедуры сканирования измерений.
На фиг. 8 схематично показана часть сети, имеющей неисправность, причем местоположение неисправности определяют посредством двух или более измерительных устройств сети.
Осуществление изобретения
В вариантах осуществления настоящего изобретения предложены способ и система для обнаружения неисправностей в электрической сети, в частности, но неисключительно, динамического обнаружения неисправностей. Принципы и функционирование устройства и способа динамического обнаружения неисправностей согласно нескольким примерным вариантам осуществления можно легко понять в контексте прилагаемых чертежей и нижеследующего описания.
Перед подробным объяснением по меньшей мере одного из вариантов осуществления следует понять, что варианты осуществления не ограничены в своем применении теми особенностями конструкции и компоновкой компонентов, которые изложены в нижеследующем описании или проиллюстрированы на чертежах. Другие варианты осуществления могут быть реализованы на практике или исполнены по-разному. Кроме того, следует понимать, что фразы и термины, использованные в данном документе, служат лишь для описания и их не следует рассматривать в качестве ограничивающих.
В данном документе, элемент чертежа, не рассмотренный в рамках описания этого чертежа и обозначенный некоторым номером позиции, который был указан на предыдущем чертеже, имеет то же самое применение и описание, как и на предыдущих чертежах. По аналогии, элемент, обозначенный в тексте некоторым номером позиции, который не присутствует на чертеже, раскрытом в тексте, имеет то же самое применение и описание, что и на предыдущих чертежах, в отношении которых он был описан.
Чертежи в данном документе могут быть не в масштабе. На различных фигурах может быть использован разный масштаб, при этом разные масштабы могут быть даже в пределах одного и того же чертежа, например, разные масштабы для различных видов одного и того же объекта или разные масштабы для двух смежных объектов.
Цель различных вариантов осуществления настоящего изобретения состоит в том, чтобы обеспечить возможность измерения различных электрических параметров во множестве мест в электрической сети, а также возможность определения, путем сравнения множества измерений, наличия неисправности, типа или характеристики неисправности и ее местоположения.
Понятие «сеть» или «электрическая сеть» может относиться к сети передачи электроэнергии и/или электрической распределительной сети, и к любой части такой сети между электростанцией или электростанциями, и нагрузкой или пользователем.
Понятие «измерение» или «электрическое измерение» может относиться к любому типу измерения любого электрического параметра, такого как напряжение, ток, электрическое поле, магнитное поле, сопротивление, емкость, индуктивность, электрический заряд и т.д.
Понятие «физическое измерение» или «механическое измерение» может относиться к любому типу измерения любого физического параметра, отличного от электрических параметров. Такие параметры могут представлять собой температуру, ветер, влажность, движение, высоту, провисание (кабеля), угол (кабеля) и т.д.
На фиг. 1 упрощенно показано измерительное устройство 10 сети, установленное на электрическом кабеле 11, согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Как показано на фиг. 1, измерительное устройство 10 сети может содержать короб или корпус 12, через который проходит электрический кабель 11. Электрический кабель 11 может являться частью электрической сети, сети передачи электроэнергии, или электрической распределительной сети, например, такой сети, которую обслуживает энергосистема общего пользования для обеспечения электричества в коммунальные сооружения, промышленные предприятия и т.д. Таким образом, измерительное устройство 10 сети может быть установлено на кабеле 11, находящемся под напряжением. Говоря другими словами, кабель 11 полностью получает энергию и/или находится под электрическим напряжением и/или проводит электрический ток.
Таким образом, короб 12 состоит из двух частей, которые можно открыть и затем закрыть с охватыванием кабеля 11. Альтернативно, короб 12 может состоять из одной части, окружающей большую часть диаметра кабеля и имеющей отверстие на одной из сторон, обеспечивающее возможность крепления короба поверх кабеля 11.
Как показано на фиг. 1, измерительное устройство 10 сети может содержать модуль 13 питания, модуль 14 контроллера, один или более электрических измерительных устройств 15, одно или более физических измерительных устройств 16, и ретрансляционный модуль 17 связи. Опционально, измерительное устройство 10 сети может также содержать модуль 18 локальной связи, модуль 19 удаленного измерения и модуль 20 управления ходом.
Как показано на фиг. 1, измерительное устройство 10 сети может содержать магнитный сердечник 21, вокруг которого намотана по меньшей мере одна катушка для формирования обмотки 22. Магнитный сердечник 21 может быть установлен вокруг электрического кабеля 11. Магнитный сердечник 21 может состоять из двух частей, по одной части в каждой из двух частей короба 12, причем две части магнитного сердечника 21 охватывают электрический кабель 11, когда короб 12 закрыт вокруг электрического кабеля 11. На фиг. 1 измерительное устройство 10 сети показано открытым, причем одна часть короба 12 удалена, а магнитный сердечник 21 охватывает электрический кабель 11.
Как правило, магнитный сердечник 21 позволяет получить магнитное поле, создаваемое электрическим током, протекающим в электрическом кабеле 11. В обмотке 22 обычно возникает электрический ток под действием магнитного потока в магнитном сердечнике 21. Обмотка 22 может быть электрически соединена с модулем 13 питания, который, как показано на фиг. 1, обычно обеспечивает электрическое напряжение в другие модули измерительного устройства 10 сети. Следует понимать, что измерительное устройство 10 сети позволяет получить электрическую энергию из одного электрического кабеля 11.
Альтернативно, например, при использовании с высоковольтными кабелями и/или подземными кабелями и/или в низковольтных сетях, модуль 13 питания может быть соединен с датчиками, прикрепленными к электрическим кабелям, питаемым от главного блока, подключенного к низковольтному выходу трансформатора. Такая конфигурация измерительного устройства 10 может иметь только одну часть с отверстием в основании.
Ретрансляционный модуль 17 связи и модуль 18 локальной связи могут быть подключены, каждый и/или оба, к одной или более антеннам 23. Модуль 19 удаленного измерения может быть соединен и управлять различными датчиками, одной или более съемочными камерами 24, одним или более микрофонами 25 и т.д. Следует понимать, что съемочная камера может быть установлена в системе осей с обеспечением трехмерного вращения. Альтернативно, возможно установление множества или массива фиксированных съемочных камер для покрытия, если требуется, большой зоны обзора.
Ретрансляционный модуль 17 связи и модуль 18 локальной связи могут использовать любой тип коммуникационной технологии и/или коммуникационной сети, в частности: понятие «коммуникационная технология» или «коммуникационная сеть», или просто «сеть», относится к любому типу коммуникационной среды, такой как стационарная (проводная, кабельная) сеть, беспроводная сеть, и/или спутниковая сеть связи, глобальная вычислительная сеть (WAN, Wide Area Network), стационарная или беспроводная, в том числе, к различным типам сотовых сетей связи, локальных вычислительных сетей (LAN, Local Area Network), стационарных или беспроводных, сетей Wi-Fi, и персональной сети (PAN, Personal Area Network), стационарной или беспроводной, в том числе, Bluetooth, ZigBee и NFC, технологии связи через линии электропередачи (PLC, Power Line Communication) и т.д. Понятие «коммуникационная сеть» или «сеть» может относиться к любому количеству сетей или любой комбинации сетей и/или коммуникационных технологий.
Альтернативно, измерительное устройство 10 сети может также содержать модуль 26 системы глобального позиционирования (GPS, Global Positioning System) и может использовать его для измерения, мониторинга и/или управления положением измерительного устройства 10 сети вдоль электрического кабеля 11. GPS-модуль 26 может также обеспечить точное универсальное время, например, для точного определения абсолютного времени измерения.
Модуль 14 контроллера может содержать блок процессора, один или более блоков памяти (например, оперативное запоминающее устройство (RAM, Random Access Memory), долговременную память, такую как флэш-память, и т.д.), один или более накопителей (например, накопитель на жестком магнитном диске и/или сменный накопитель и т.д.), которые можно использовать для хранения и/или исполнения реализованной программными средствами программы и сопряженных данных, и для обмена данными с внешними устройствами.
Модуль 20 управления ходом может быть соединен с одним или более исполнительными устройствами, такими как электрический двигатель 27, который может быть соединен с одним или более колесами 28. Колеса 28 могут быть установлены на кабеле 11, что позволяет модулю 20 управления ходом перемещать измерительное устройство 20 сети вдоль кабеля 11 за счет управления электрическим двигателем 27.
Следует понимать, что силовая система измерительного устройства 10 сети (в том числе, но не исключительно, модуль 20 управления ходом, один или более электрических двигателей 27, одно или более колес 28 и т.д.) может быть выполнена с возможностью перемещения измерительного устройства 10 сети вдоль кабеля 11 и/или вращения измерительного устройства 10 сети вокруг кабеля 11.
Следует понимать, что в данном описании под электрическим двигателем 27 понимается любая технология, подходящая для обеспечения маневрирования измерительного устройства 10 сети вдоль и/или вокруг кабеля 11, в том числе, но не исключительно, двигатель переменного тока, двигатель постоянного тока, шаговый двигатель, пневматический насос и/или двигатель, гидравлический насос и/или двигатель, или любой другой тип исполнительного механизма.
Обратимся теперь к фиг. 2, на которой в упрощенном виде показано множество измерительных устройств 10 сети, распределенных по различным кабельным сегментам в сети 29 передачи или распределения электроэнергии, согласно одному из примерных вариантов осуществления. Как вариант, то, что проиллюстрировано на фиг. 2, также можно рассматривать в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что иллюстративный материал, представленный на фиг. 2, может быть рассмотрен в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения могут быть в равной степени применимы к нижеследующему описанию.
На фиг. 2 сеть 29 передачи или распределения электроэнергии может содержать множество сегментов электрического кабеля 11, причем измерительные устройства 10 сети могут быть установлены на любом сегменте электрического кабеля 11, в том числе последовательных сегментах (несущих одинаковую фазу электрического тока) и параллельных сегментах (несущих различные фазы электрического тока).
Как показано на фиг. 2, измерительные устройства 10 сети могут обмениваться данными друг с другом посредством, например, ретрансляционного модуля 17 связи, показанного и раскрытого со ссылкой на фиг. 1. Измерительные устройства 10 сети могут формировать, например, решетчатую сеть 30.
Как показано на фиг. 2, измерительные устройства 10 сети могут использовать свой ретрансляционный модуль 17 связи и/или решетчатую сеть 30 для обмена данными с локальным контроллером 31. Локальный контроллер 31 может обмениваться данными с центральным контроллером или сервером 32, например, используя беспроводную коммуникационную сеть широкого охвата (например, WAN), такую как, например, сотовая сеть 33. Следует понимать, что, в качестве одного из возможных вариантов, измерительные устройства 10 сети могут также обмениваться данными по сети WAN напрямую с центральным контроллером или сервером 32.
Как показано на фиг. 2, измерительные устройства 10 сети могут также использовать свои модули 18 локальной сети передачи данных, показанные и описанные со ссылкой на фиг. 1, для обмена данными с коммуникационными терминалами 34, например, смартфонами в пределах диапазона локальной вычислительной сети 35.
При движении измерительных устройств 10 сети относительно соответствующих кабельных сегментов, решетчатая сеть 30 может менять свою топологию. Следует понимать, что такие изменения топологии решетчатой сети 30 могут привести к отсоединению одного или более измерительных устройств 10 сети от решетчатой сети 30, и, как следствие, от локального контроллера 31 и/или центрального контроллера 32. Кроме того, следует понимать, что при отсоединении первого измерительного устройства 10 сети также может произойти отсоединение других измерительных устройств 10 сети, которые зависят от первого измерительного устройства 10 сети для возможности сопряжения с решетчатой сетью 30. Также следует понимать, что измерительное устройство 10 сети может отказать и отсоединить некоторую часть решетчатой сети 30 (например, одно или более измерительных устройств 10 сети) от остальной части решетчатой сети 30.
Когда множество измерительных устройств 10 сети установлено в конкретной части сети 29 передачи или распределения электроэнергии, они оказываются скомпонованными в виде по меньшей мере одной топологии (структуры) решетчатой сети 30, в которой все измерительные устройства 10 сети находятся в диапазоне решетчатой сети 30. Эта конкретная топология или структура решетчатой сети 30 записывается посредством измерительных устройств 10 сети как стандартная топология или топология по умолчанию. Измерительные устройства 10 сети записывают свои местоположения в соответствующих сегментах электрического кабеля 11, например, посредством записи своих соответствующих GPS данных в долговременную память.
Процесс организации и записи одной или более стандартных топологий или структур, или топологий или структур по умолчанию, решетчатой сети 30 и соответствующих местоположений каждого из измерительных устройств 10 сети может быть исполнен под управлением или контролем со стороны локального контроллера 31.
Следует понимать, что создается несколько таких стандартных топологий или структур, или топологий или структур по умолчанию, решетчатой сети 30 для того, чтобы ни одно неисправное измерительное устройство 10 сети не привело к отсоединению части решетчатой сети 30. Например, если конкретное измерительное устройство 10 сети отказало, то имеется стандартная топология или структура, или топология или структура по умолчанию, решетчатой сети 30, в которой все остальные измерительные устройства 10 сети могут обмениваться друг с другом данными.
Измерительное устройство 10 сети, отсоединенное от сети, может само занять автоматически соответствующее положение в таких стандартных топологиях или структурах, или топологиях или структурах по умолчанию, решетчатой сети 30. В частности, когда измерительное устройство 10 сети выявляет, что оно отсоединено от решетчатой сети 30, оно автоматически возвращается в местоположение, заданное по умолчанию, например, обозначенное посредством GPS данных, записанных в долговременной памяти, как раскрыто выше.
Многочисленные стандартные топологии или структуры, или топологии или структуры по умолчанию, могут располагаться по порядку, причем измерительное устройство 10, при отсоединении от сети, может сканировать стандартные топологии или структуры, или топологии или структуры по умолчанию, в соответствии с их порядком.
Для разрешения ситуации, в которой одно или более измерительных устройств 10 сети оказываются отсоединенными, некоторые из множества измерительных устройств 10 сети могут выбрать конкретную стандартную топологию, а остальные измерительные устройства 10 сети могут сканировать стандартные топологии до тех пор, пока все рабочие измерительные устройства 10 сети не будут сообщаться друг с другом.
Например, локальный контроллер 31 может выбрать стандартную топологию в соответствии с идентификацией отсоединенного одного или более измерительных устройств 10 сети и направить инструкции в соединенные измерительные устройства 10 сети для принятия ими этой стандартной топологии и ожидания подсоединения к сети указанного отсоединенного одного или более измерительных устройств 10 сети. Этот процесс может повторяться до тех пор, пока все из отсоединенного одного или более измерительных устройств 10 сети не будут подсоединены к решетчатой сети 30, или до тех пор, пока одно или более измерительных устройств 10 сети не будут определены как неисправные.
Альтернативно, для снижения риска потери связи с большой частью измерительных устройств 10 сети, локальный контроллер 31 может за раз задействовать только одно измерительное устройство 10 сети. Локальный контроллер 31 может направить инструкции во все остальные измерительные устройства 10 сети для того, чтобы они заняли свои соответствующие местоположения, заданные по умолчанию, или расположились в конкретной стандартной топологии, выбранной так, чтобы рабочее измерительное устройство 10 сети переместилось вдоль своего кабельного сегмента, например, без разрыва связи с решетчатой сетью 30.
Следует понимать, что когда измерительные устройства 10 сети осуществляют некоторое действие, такое как «располагаются», «возвращаются» (в местоположение, заданное по умолчанию), «двигаются вдоль своих кабельных сегментов», «изменяют топологию», «принимают топологию», «сканируют топологии», и т.д., такое действие относится к измерительным устройствам 10 сети, использующим свой модуль 20 управления ходом, электрический двигатель 27, колеса 28, и т.д., для возможности их маневрирования вдоль кабеля 11.
Далее обратимся к фиг. 3, на которой представлена упрощенная схема измерительной системы 36 сети согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Как показано на фиг. 3, измерительная система 36 сети может содержать множество измерительных устройств 37 сети, распределенных по сети 38 передачи электроэнергии. Измерительная система 36 сети может также содержать по меньшей мере один локальный контроллер 39. Один из локальных контроллеров 39 представляет собой главный центральный контроллер 40, например, расположенный выше по потоку.
Некоторые из измерительных устройств 37 сети являются однофазными устройствами, такими как измерительное устройство 10 сети, показанное на фиг. 1, и могут быть соединены с одним кабелем 11, в то время как другие измерительные устройства 37 сети являются трехфазными устройствами. Трехфазные устройства отличаются от однофазного устройства наличием по меньшей мере одного электрического измерительного устройства для каждой фазы и, таким образом, они соединены с тремя кабелями 11.
Локальные контроллеры 39 могут обмениваться данными с измерительными устройствами 37 сети за счет использования любой подходящей коммуникационной технологии. Каждый из локальных контроллеров 39 может управлять различными сегментами сети 38 передачи электроэнергии. Опционально, сегменты, управляемые различными локальными контроллерами 39, по меньшей мере частично перекрываются для обеспечения избыточности так, что измерительная система 36 сети легко адаптируется к неисправности одного или более локальных контроллеров 39.
Следует понимать, что локальные контроллеры 39 могут быть соединены с кабельной коммуникационной сетью или коммуникационной сетью на основе Интернет-протокола (IP, Internet Protocol). Следует понимать, что один или более локальных контроллеров 39 из указанного множества используются в качестве главного центрального контроллера для управления другими локальными контроллерами 39.
Независимо от того, используется ли проводная коммуникационная технология, беспроводная коммуникационная технология, коммуникационная технология PLC, или любая другая коммуникационная технология, измерительная система 36 сети может применять коммуникационную технологию с малой дальностью или коммуникационную технологию на больших расстояниях. Используя коммуникационную технологию на больших расстояниях (проводную, беспроводную, PLC и т.д.), измерительные устройства 37 сети могут обмениваться данными напрямую со своим локальным контроллером 39.
Альтернативно, используя коммуникационную технологию с малой дальностью (проводную, беспроводную, PLC и т.д.), измерительные устройства 37 сети могут обмениваться данными со своими соседними измерительными устройствами 37 сети, которые могут транслировать связь вверх по потоку до достижения главного центрального контроллера 40, и наоборот. На фиг. 3 показаны локальные контроллеры 39, обменивающиеся данными с измерительными устройствами 37 сети с использованием коммуникационных блоков 41, причем коммуникационные блоки 41 могут использовать любой тип коммуникационной технологии, в том числе проводные, беспроводные и/или PLC технологии, и, в частности, сотовые, Wi-Fi, Bluetooth, ZigBee, и т.д.
Например, измерительные устройства 37 сети могут использовать коммуникационную технологию PLC или RF, такую как Wi-Fi, Bluetooth и/или ZigBee, для обмена данными с локальными контроллерами 39, в том время как локальные контроллеры 39 могут использовать проводную, WiMAX и/или сотовую технологию для обмена данными с главным центральным контроллером 40. Каждое из этих устройств может содержать две различные коммуникационные технологии для обеспечения избыточности и резервирования.
Измерительные устройства 37 сети могут обмениваться данными непосредственно, или косвенно, через локальные контроллеры, с главным центральным контроллером 40. Локальные контроллеры 39 могут обмениваться данными с главным центральным контроллером 40.
Следует понимать, что сеть 38 передачи электроэнергии представляет собой трехфазную сеть передачи, однако, также возможны другие конфигурации.
Далее, обратимся к фиг. 4, на которой представлена упрощенная принципиальная схема вычислительного устройства или вычислительной системы 42, согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения. В качестве одного из возможных вариантов, принципиальную схему с фиг. 4 можно рассматривать в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что схему с фиг. 4 можно рассматривать в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения могут быть в равной степени применены к нижеследующему описанию.
Вычислительная система 42 представлена в виде схемы вычислительного устройства, используемого для локального контролера 31 и/или центрального контроллера 32 с фиг. 2, а также локальных контроллеров 39 и/или центрального контроллера 40. Вычислительная система 42 может исполнять любые реализованные программными средствами программы, например, для анализа измерений, произведенных любым из одного или более измерительных устройств 10 сети с фиг. 2, и/или измерительных устройств 37 сети с фиг. 3.
Как показано на фиг. 4, вычислительная система 42 может содержать по меньшей мере один блок 43 процессора, один или более блоков 44 памяти (например, оперативное запоминающее устройство (RAM), долговременную память, такую как флэш-память, и т.д.), один или более накопителей 45 (например, в том числе накопитель на жестком магнитном диске и/или сменный накопитель, представляющий собой накопитель на гибком диске, накопитель на магнитной ленте, дисковод на компакт-диске, устройство флэш-памяти, и т.д.).
Вычислительная система 42 может также содержать один или более коммуникационных блоков 46, один или более графических процессоров 47 и дисплеев 48, и одну или более коммуникационных шин 49, соединяющих упомянутые выше блоки.
Вычислительная система 42 может также содержать одну или более компьютерных программ 50, или логических алгоритмов управления компьютера, которые могут быть сохранены в любом из блоков 44 памяти и/или накопителей 45. Такие компьютерные программы, при их исполнении, позволяют вычислительной системе 42 выполнять различные функции, изложенные в настоящем описании. Блоки 44 памяти и/или накопители 45 и/или любые другие устройства для хранения являются возможными примерами реальной машиночитаемой среды. В частности, компьютерные программы 50 могут включать реализованные программными средствами программы для анализа одного или более измерений, принятых от одного или более измерительных устройств 10 сети с фиг. 2, и/или измерительных устройств 37 сети с фиг. 3.
Далее, обратимся к фиг. 5, на которой представлена структурная схема реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения.
В качестве одного из возможных вариантов, структурная схема реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей с фиг. 5 может быть рассмотрена в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может быть рассмотрена в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения могут быть в равной степени применены к нижеследующему описанию.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может быть исполнена вычислительной системой 42, и/или локальным контроллером 31 или 39, и/или центральным контроллером или сервером 32 или 40, а также измерительными устройствами 10 или 37 сети.
Как показано на фиг. 5, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может иметь следующие модули.
Коммуникационный модуль 52 может обмениваться данными с одним или более измерительными устройствами 10 сети с фиг. 2 и/или измерительными устройствами 37 сети с фиг. 3. Коммуникационный модуль 52 может принимать различные измерения от одного или более измерительных устройств сети и/или выдавать инструкции в любое такое одно или более измерительных устройств сети для выполнения одного или более конкретных измерений конкретным образом. Коммуникационный модуль 52 может сохранять такие измерения 53 в модуле 54 базы данных.
Следует понимать, что применение базы данных, такой как модуль 54 базы данных, является примером возможных вариантов осуществления, причем для ведения журнала и хранения данных могут быть предусмотрены другие варианты осуществления, в том числе, память или устройство для хранения любого типа, включая временную память (RAM).
Модуль 55 анализа измерений может загрузить измерения 53 из модуля 54 базы данных, получить результаты 56 анализа и сохранить результаты анализа в модуле 54 базы данных.
Модуль 57 пользовательского интерфейса может позволить пользователю 58 управлять реализованной программными средствами программой 51 для динамического обнаружения неисправностей, например, путем определения одного или более рабочих параметров реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей. Модуль 57 пользовательского интерфейса может позволить пользователю 58 получить доступ к результатам 56 анализа. Модуль 57 пользовательского интерфейса может также автоматически предупредить пользователя 58 при возникновении конкретного события, как определено пользователем 58. Модуль 57 пользовательского интерфейса может позволить пользователю 58 определить такие рабочие параметры, как правила 59 сбора измерений, правила 60 анализа измерений и правила 61 предупреждения о событии.
Модуль 54 базы данных может содержать базу 62 данных измерений, содержащую измерения, собранные посредством коммуникационного модуля 52, операционную базу 63 данных, содержащую правила 59 сбора, правила 60 анализа, правила 61 предупреждения о событии и расписания сканирования, и базу 64 данных о результатах анализа.
Следует понимать, что применение сохраненных правил, таких как правила 59, 60 и правила 61, является одним из примеров возможных вариантов осуществления, при этом возможны также другие варианты осуществления. Например, логика таких правил может быть воплощена в коде соответствующего модуля.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может анализировать измерения по-разному. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может сравнивать два или более измерений, произведенных посредством одного и того же измерительного устройства сети в разное время. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может сравнивать два или более измерений, произведенных разными измерительными устройствами сети по существу в одно и то же время. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может сравнивать два или более изменений в измерениях, выявленных одним и тем же или разными измерительными устройствами сети. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может сравнивать два или более измерений переходных процессов, обнаруженных одним и тем же или разными измерительными устройствами сети.
Понятие «переходный процесс» может относиться к любому типу кратковременного или мгновенного изменения напряжения и/или тока и/или мощности, такого как резкий всплеск, бросок и т.д.
Модуль 55 анализа измерений сканирует базу 62 данных измерений согласно правилам 60 анализа измерений для обнаружения аномалий, или неисправностей. Различные неисправности могут иметь разные характеристики в форме типовых измерений, или соотношений между измерениями, произведенными одним и тем же или разными измерительными устройствами сети.
Правило 60 анализа измерений может быть предназначено для обнаружения и/или идентификации конкретной неисправности. Правило 60 анализа измерений может также запустить применение одного или более конкретных правил 59 сбора измерений, например, для сбора более точных измерений, например, некоторого набора измерений, произведенных конкретным измерительным устройством сети в течение конкретного времени.
Далее обратимся к фиг. 6, на которой представлена блок-схема для модуля 55 анализа измерений согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Как вариант, блок-схему модуля 55 анализа измерений с фиг. 6 можно рассматривать в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что блок-схема модуля 55 анализа измерений с фиг. 6 может быть рассмотрена в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения могут быть в равной степени применены к нижеследующему описанию.
Как показано на фиг. 6, модуль 55 анализа измерений может начать с этапа 65, например, для загрузки правил из операционной базы 63 данных. Модуль 55 анализа измерений может далее продолжить и перейти на этап 66 для сканирования измерений в базе 62 данных измерений. Модуль 55 анализа измерений может далее перейти на этап 67 для сравнения каждого измерения со всеми правилами идентификации аномалий.
Правило идентификации аномалий может связать измерение с конкретным типом аномалии. Как правило, тип аномалии связывает измерение с одной или более возможными неисправностями. Если (этап 68) измерение идентифицируют как аномальный, то следует проверить соответствующие измерения соседних измерительных устройств сети для определения того, существует ли неисправность и каков тип такой неисправности.
При обнаружении аномального измерения (этап 68), модуль 55 анализа измерений далее переходит на этап 69 для загрузки из операционной базы 63 данных одного или более правил анализа, связанных с одним или более типами аномалий, определенными на этапе 67. Правило анализа может указать, например, на то, какие другие измерения необходимо проанализировать и как это сделать. Правило анализа может затребовать один или более предыдущих измерений того же самого измерительного устройства сети, и/или один или более предыдущих измерений другого измерительного устройства сети. Модуль 55 анализа измерений может далее перейти на этап 70 для сканирования и сравнения измерения в соответствии с правилом анализа.
Если модуль 55 анализа измерений, используя правило анализа, идентифицирует неисправность (этап 71), модуль 55 анализа измерений может уведомить о неисправности (этап 72), как правило, путем создания записи о неисправности в базу 64 данных о результатах анализа в соответствии с правилом предупреждения о событии, связанным с идентифицированной неисправностью.
Модуль 55 анализа измерений может повторить этапы 69-72 для всех правил, связанных с идентифицированной аномалией (этап 73). Модуль 55 анализа измерений может повторить этапы 66-72 для всех измерений в базе 62 данных измерений.
Модуль 55 анализа измерений может сканировать базу 62 данных измерений непрерывно и/или многократно в соответствии с конкретным расписанием, и/или после предупреждения от измерительного устройства сети и/или после предупреждения от коммуникационного модуля 52, и/или после ручного запроса, например, от пользователя 52. Расписание сканирования может быть определено пользователем 52 или правилом анализа.
Далее, обратимся к фиг. 7, на которой представлена блок-схема процедуры 74 сканирования измерений согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения. Процедура 74 сканирования измерений может представлять собой одну из возможных реализаций этапа 70 с фиг. 6.
Как вариант, блок-схема процедуры 74 сканирования измерений с фиг. 7 может быть рассмотрена в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что блок-схему процедуры 74 сканирования измерений с фиг. 7 можно рассматривать в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения можно в равной степени применять к нижеследующему описанию.
Процедура 74 сканирования измерений может быть выполнена посредством вычислительной системы 42, центрального контроллера или сервера 32 или 40, и/или локального контроллера 31 или 39, а также посредством измерительных устройств 10 или 37 сети. Процедура 74 сканирования измерений, как правило, выполняется в качестве части реализованной программными средствами программы 51 динамического обнаружения неисправностей, и тем же самым устройством.
Однако, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей и процедура 74 сканирования измерений могут быть выполнены различными устройствами. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может быть исполнена центральным контроллером или сервером 32 или 40, а процедура 74 сканирования измерений выполняется одним или более локальными контроллерами 31 или 39. Например, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может быть исполнена локальным контроллером 31 или 39, а процедура 74 сканирования измерений выполняется одним или более измерительными устройствами 10 или 37 сети.
Как показано на фиг. 7, процедура 74 сканирования измерений может начать с этапа 75 для определения измерительных устройств сети, для которых необходимо провести оценку измерений. Как правило, такие измерительные устройства сети могут быть расположены проксимально ниже по потоку, например, в направлении электрической нагрузки (или нагрузок) и/или потребителя (или потребителей) электроэнергии. Альтернативно или дополнительно, такие измерительные устройства сети могут быть расположены проксимально выше по потоку, например, в направлении электростанции (или электростанций).
Альтернативно или дополнительно, такие измерительные устройства сети могут быть расположены проксимально параллельно, например, на параллельном энергонесущем проводнике одной и той же фазы, или на энергонесущем проводнике, имеющим другую фазу, или нейтральной линии, и т.д. Альтернативно или дополнительно, в случае наличия ветвей сети (вверх по потоку или вниз по потоку) такие измерительные устройства сети могут быть расположены на параллельных ветвях. Измерительные устройства сети, для которых необходимо обеспечить оценку измерений, могут быть определены в соответствии с типом аномалии, обнаруженным на этапе 67 с фиг. 6, и/или в соответствии с правилом анализа, загруженным на этапе 69 с фиг. 6. Измерительные устройства сети, для которых необходимо провести оценку измерений, могут быть определены в соответствии с типом и/или характеристиками оцененных измерений соседних устройств. Таким образом, оценка может охватить любое количество измерительных устройств сети.
Следует понимать, что реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может обнаружить направление потока энергии и/или сторону (или стороны) генератора. Например, если допустить, что питающая линия, несущая энергию от основного электрогенератора на электростанции, соединена с первой стороной линии, и, на той же самой линии, фотогальваническая электрогенераторная установка соединена со второй стороной. Измерительное устройство 10 сети может отдельно измерить поток энергии для двух блоков питания. Процедура 74 сканирования измерений может перейти на этап 76 для определения того, существует ли корректное измерение для одного или более измерительных устройств сети, выбранных на этапе 75. Такие измерения могут быть корректными, если измерение относится к требуемому типу, и/или было произведено в конкретное время, и/или имеет надлежащую точность и т.д.
Измерение может относиться к различным типам, например, это может быть напряжение, ток, фаза между напряжением и током, частота, температура, ветер, и т.д., мгновенное измерение, усредненное по любому конкретному временному периоду, и т.д., абсолютное значение, изменение, переходный процесс, и т.д.
Если корректное измерение не существует, например, в базе 62 данных измерений, то процедура 74 сканирования измерений может продолжить и запросить корректное измерение у соответствующего измерительного устройства сети (как определено на этапе 75).
Процедура 74 сканирования измерений может, как правило, перейти на этап 77 для загрузки правила 59 сбора измерений из операционной базы 63 данных. Процедура 74 сканирования измерений может далее перейти на этап 78 для запрашивания конкретного измерения от измерительного устройства сети, как определено на этапе 75.
Например, этап 78 может быть реализован посредством процедуры 74 сканирования измерений, обеспечивающей отправку надлежащего правила 59 сбора измерений, с помощью реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей, и посредством коммуникационного модуля 52, в надлежащие локальные контроллеры (31, 39) и/или измерительные устройства (10, 37) сети.
Процедура 74 сканирования измерений может продолжиться и далее перейти на этап 79 для изменения расписания сканирования, при наличии корректного измерения. Процедура 74 сканирования измерений может затем перейти на этап 80 для определения (с учетом отсутствия корректного измерения, и изменения расписания сканирования) того, что неисправность не идентифицирована.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей, а также процедура 74 сканирования измерений могут быть исполнены посредством главного центрального контроллера 40 и/или локальных контроллеров 39 и/или и тех, и других контроллеров, представленных на фиг. 3, и/или центрального контроллера или сервера 32 и/или локального контроллера 31, и/или и тех, и других контроллеров, представленных на фиг. 2. Этапы 77-80, как правило, выполняются посредством этих субъектов. Однако, альтернативно или дополнительно, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей, а также процедура 74 сканирования измерений могут быть исполнены, полностью или частично, посредством любого из измерительных устройств 10 сети с фиг. 1 и 2 и/или измерительных устройств 37 сети с фиг. 3.
Преимущество исполнения реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей, а также процедуры 74 сканирования измерений посредством главного центрального контроллера 40 и/или центрального контроллера или сервера 32 состоит в наличии всеобъемлющей базы 62 данных измерений, покрывающей всю сеть, или большую часть сети, и в длительном временном периоде сбора измерений.
Преимущество исполнения реализованной программными средствами программы 51 динамического обнаружения неисправностей, а также процедуры 74 сканирования измерений посредством локальных контроллеров (31, 39) состоит в том, что измерения сканируются параллельно и, соответственно, неисправности и/или подозрительные ситуации могут быть обнаружены быстрее, по меньшей мере для ограниченной зоны, которую контролирует конкретный локальный контроллер.
Преимущество исполнения реализованной программными средствами программы 51 для динамического обнаружения неисправностей, а также процедуры 74 сканирования измерений посредством измерительных устройств (10, 37) сети состоит в том, что по меньшей мере некоторые неисправности и/или подозрительные ситуации могут быть обнаружены даже быстрее, по меньшей мере в непосредственной близости от конкретного измерительного устройства сети.
Каждое измерительное устройство может хранить внутри измерения, не передаваемые в локальные контроллеры (31, 39) и/или главный центральный контроллер 40 и/или центральный контроллер или сервер 32. По аналогии, локальные контроллеры (31, 39) могут хранить внутри измерения, не передаваемые в главный центральный контроллер 40 и/или центральный контроллер или сервер 32.
Таким образом, если этапы 76-78 выполняются локальным контроллером (31, 39), локальный контроллер может отправить запрос в соответствующее измерительное устройство (10, 37) сети в пределах его территории, или в соседний локальный контроллер (31, 39), контролирующий измерительное устройство сети. По аналогии, если этапы 76-78 выполняются измерительным устройством (10, 37) сети, оно может отправить запрос непосредственно в надлежащее соседнее измерительное устройство сети. В таком случае запрос может быть предоставлен по существу моментально и процедура 74 сканирования измерений может сразу перейти на этап 81.
На этапе 81 процедура 74 сканирования измерений может загрузить требуемое измерение (или измерения) соседнего измерительного устройства (или устройств) сети, например, в соответствии с релевантным правилом 60 анализа. Если имеются все необходимые измерения (на этапе 82), процедура 74 сканирования измерений может перейти на этап 83 для определения того, существует ли неисправность, а также определения типа неисправности (этапы 84 и 85).
Таким образом, например, первое измерительное устройство 10 или 37 сети может анализировать собранные им данные, как правило, в реальном времени, и определять то, что от конкретного соседнего второго измерительного устройства 10 или 37 сети требуется один или более дополнительных измерений. Например, первое измерительное устройство может обнаружить изменение конкретного значения в конкретный момент времени и запросить второе измерительное устройство об отправке более подробных измерений, которые второе измерительное устройство сети хранит внутри в течение предварительно заданного периода времени. После приема первым измерительным устройством сети подробных измерений от второго измерительного устройства сети, оно может определить конкретную неисправность и проинформировать локальный контроллер 10 или 39, способный начать развернутое сканирование неисправности. То же самое применимо к первому локальному контроллеру 31 или 39, запрашивающему соседний второй локальный контроллер 31 или 39.
Такая компоновка позволяет измерительному устройству 36 сети мгновенно контролировать такие события, как переходные процессы. Измерительная система 36 сети может обнаружить предполагаемые неисправности в реальном времени и использовать очень подробные измерения без необходимости передачи этих подробных измерений в центральную базу данных. Вместо этого, ограниченные во времени подробные измерения сохраняются измерительными устройствами сети внутри и могут быть запрошены и использованы моментально соседними измерительными устройствами сети.
Следует понимать, что каждый блок измерительной системы 36 сети может запросить любой другой блок о сборе подробных измерений, и/или отправить подробные измерения в любой другой блок измерительной системы 36 сети. В частности, главный центральный контроллер 40, таким образом, может запросить один или более локальных контроллеров 31 или 39 и/или измерительное устройство 10 или 37 сети об отправке ему подробных измерений. По аналогии, локальный контроллер 31 или 39 может запросить один или более локальных контроллеров 31 или 39 и/или одно или более измерительных устройств 10 или 37 сети об отправке ему подробных измерений, или об отправке подробных измерений в главный центральный контроллер 40. По аналогии, измерительное устройство 10 или 37 может запросить один или более локальных контроллеров или одно или более измерительных устройств 10 или 37 сети об отправке в него подробных измерений, или об отправке подробных измерений в локальный контроллер 31 или 39, или в главный центральный контроллер 40. Таким образом, измерительной системе 36 сети может не потребоваться передавать все подробные измерения в главный центральный контроллер 40. Вместо этого, подробные измерения обрабатываются измерительным устройством 10 или 37 сети, собирающим измерения, и, если измерительное устройство 10 или 37 сети подозревает о наличии неисправности, в соседние устройства (например, одно или более измерительных устройств 10 или 37 сети, или локальные контроллеры 31 или 39) направляется запрос о передаче подробных измерений (в измерительное устройство 10 или 37 сети, локальный контроллер 31 или 39, или главный центральный контроллер 40) для подробного анализа. В результате, в сеть и базу данных не загружаются ненужные данные.
Следует понимать, что обработка результатов анализа посредством каждого из измерительных устройств 10 или 37 сети (например, этап 70 на фиг. 6) позволяет обрабатывать результаты анализа в реальном времени, или близко к реальному масштабу времени, в результате чего запрос на подробные измерения от одного или более соседних устройств может быть выдан мгновенно (например, в реальном времени или близко к реальному масштабу времени) и, таким образом, измерительные устройства 10 или 37 сети могут потребовать сохранения таких подробных измерений внутри в течение относительно короткого времени. Следовательно, требования к памяти и/или накопителю в измерительных устройствах 10 или 37 сети снижаются и/или более подробные измерения (их типы) могут быть сохранены посредством измерительных устройств 10 или 37 сети.
Следует понимать, что понятие «соседние устройства» может относиться к устройствам (например, одному или более измерительным устройствам 10 или 37 сети, или локальным контроллерам 31 или 39) на одном и том же проводнике (например, кабеле 11), несущем фазу, и/или на параллельном проводнике, таком как параллельный несущий фазу проводник трехфазной сети. По аналогии, понятие «соседние устройства» может также относиться к одному или более устройствам на параллельной ветви сети.
Правило 60 анализа может иметь различные формы в зависимости от возможных неисправностей. Обычно, неисправность конкретного типа может иметь одно или более правил 60 анализа, обнаруживающих неисправность.
Правило 60 анализа может согласовывать или сравнивать один и тот же тип измерений, произведенных одним и тем же измерительным устройством сети, например, в разные моменты времени, обычно последовательных измерений. Правило 60 анализа может согласовывать или сравнивать, например, один и тот же тип измерений, произведенных разными измерительными устройствами сети в одно и то же время. Правило 60 анализа может согласовывать, или сравнивать, например, измерения разных типов одного и того же или разных измерительных устройств сети. Правило 60 анализа может также включать любую комбинацию упомянутых выше корреляций или сравнений.
Например, ветер может привести к тому, что дерево или схожий объект соприкоснется с сетью, или иным образом приведет к мгновенному броску, импульсу, всплеску или изменению тока или изменению напряжения. Такой бросок или изменение может быть обнаружено двумя или более контрольными устройствами сети, например, двумя контрольными устройствами сети выше по потоку и ниже по потоку от точки, в которой дерево соприкасается с сетью. Однако, значение измеренного параметра (например, изменения тока или всплеска напряжения) может отличаться или даже может быть противоположным.
Параметры ветра могут быть измерены непосредственно или косвенно. Например, ветер можно измерить как скорость воздуха или в виде воздействия ветра на кабель. Например, кабель может отклоняться, раскачиваться или колебаться и т.д. Такое отклонение, раскачивание и колебание кабеля могут быть измерены с использованием, например, акселерометра, гравиметра или другого похожего устройства.
Такое изменение тока или напряжения зависит от времени и может быть обнаружено в одно и то же время (или приблизительно в одно и то же время) посредством двух или более измерительных устройств сети. Такое множество измерительных устройств способно обнаружить одно и то же зависимое от времени изменение, причем каждое измерительное устройство сети может измерить зависимое от времени изменение разного значения. Таким образом, разница между измерениями двух измерительных устройств сети также представляет собой зависимое от времени изменение, или импульс.
Например, правило 60 анализа, обнаруживающее увеличение тока в первом контрольном устройстве сети и уменьшение тока в ближайшем контрольном устройстве сети, может указывать на наличие неисправности между контрольными устройствами сети, причем неисправность отражает мгновенное короткое замыкание из-за соприкосновения сети с некоторым объектом. Например, такой индикатор неисправности (например, правило 60 анализа) может также потребовать измерения ветра с достаточным значением, или измерения влажности с достаточным значением, или измерения проводимости воздуха с достаточным значением. Правило 60 анализа может дополнительно требовать, чтобы дополнительные контрольные устройства сети выше по потоку и/или ниже по потоку не выявили релевантный параметр (например, уменьшение или увеличение тока), или обнаружили намного более низкое значение.
Например, правило 60 анализа может обнаружить утечку между двумя контрольными устройствами сети, например, сравнивая измерения тока двух контрольных устройств сети. Если, например, измерение тока верхнего по потоку контрольного устройства сети превышает измерение тока нижнего по потоку контрольного устройства сети, то данная разница может учитываться для какой-либо утечки между контрольными устройствами сети. Значение утечки может быть ниже порогового значения, что потребует уведомления о неисправности (например, на этапе 72).
Однако, на основании последовательных измерений правило 60 анализа может дополнительно обнаружить, что значение утечки со временем увеличивается. Такой индикатор также требует уведомления о наличии очевидной неисправности (например, на этапе 72), несмотря на то, что абсолютное значение утечки может по-прежнему оставаться ниже порогового значения. Правило 60 анализа может дополнительно указывать на связь с другим параметром, таким как ветер, температура, влажность и/или проводимость воздуха.
Таким образом, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может достаточно рано обнаружить развитие ситуации с ухудшением характеристик утечки, например, трансформатора или изоляции.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может также обнаружить разрыв кабеля. Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может обнаружить неисправность в конкретной ветви ниже по потоку от конкретного измерительного устройства сети, не возникающую в другой ветви.
Некоторые датчики могут быть неточными, или могут иметь дрейф, или могут потерять настройки из-за наличия пыли, влажности или износа. Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может использовать правило 60 анализа для исключения такой ситуации за счет компенсации разницы в точности двух или более измерительных устройств сети, медленного дрейфа, или резкого отклонения от калибровочных характеристик.
Например, правило 60 анализа может обнаружить неисправность, связанную с коррозией в соединении между двумя элементами кабеля 11. Например, правило 60 анализа может обнаружить разницу между измерениями тока двух соседних контрольных устройств сети, которая могла быть обусловлена небольшой утечкой, но при этом увязана, например, с температурой. Например, значение разности токов является циклическим и увеличивается с температурой в дневные часы и уменьшается с температурой в ночные часы. Таким образом, на этапе 72 можно уведомить о возможной коррозии, указывающей на наличие неисправности в кабельном соединении между двумя соседними контрольными устройствами сети.
Измерительное устройство сети может измерять различные параметры (например, электрические параметры, физические параметры и т.д.) с высокой разрешающей способностью, например, с высокой скоростью (например, измерения в секунду) и/или высокой точностью. Согласно одному или более правилам 59 сбора, измерительное устройство (10, 37) сети может затем отправить в измерительное устройство сети выше по потоку и/или соответствующие локальные контроллеры (31, 39) и/или в центральный контроллер или сервер 32 и/или в главный центральный контроллер 40, выбранные образцы с низкой разрешающей способностью и/или усредненные значения соответствующих измерений.
Каждое измерительное устройство (10, 37) сети может хранить внутри, например, в памяти или накопителе модуля 14 контроллера с фиг. 1, выбранные измерения с высокой разрешающей способностью. Например, измерительное устройство (10, 37) сети может хранить внутри конкретное количество последних измерений, или измерений за конкретный недавний период времени, или измерений с любыми конкретными характеристиками.
Например, измерительное устройство (10, 37) сети может хранить внутри измерения, соотнесенные с конкретным нарушением, например, переходным процессом. Такие соотнесенные измерения могут, например, представлять собой измерение того же самого параметра непосредственно перед и сразу после переходного процесса, или измерения параметров различных типов в момент времени переходного процесса. Такие измерения могут не передаваться вверх по потоку до тех пор, пока не будет направлен соответствующий запрос.
Правило 60 анализа, например, может содержать запрос на такие измерения с высокой разрешающей способностью от измерительного устройства сети, уведомляющего о наличии переходного процесса, и/или от соседних измерительных устройств сети.
Правило 60 анализа может далее, например, сравнить подробные измерения с высокой разрешающей способностью двух измерительных устройств сети для анализа, например, свойств переходного процесса, и/или местоположения переходного процесса.
Местоположение переходного процесса может быть определено, например, путем сравнения точного времени измерения переходного процесса, выполненного посредством двух или более измерительных устройств сети, например, измерительных устройств сети, расположенных выше по потоку и ниже по потоку от местоположения, в котором возник переходный процесс (альтернативно, измерительных устройств сети, расположенных на той же самой стороне, что и место возникновения переходного процесса). Точное время измерения может быть получено посредством GPS-модуля 26.
Однако, если два измерительных устройства сети измеряют различные формы одного и того же переходного процесса, важно сравнить измерения времени для одного и того же признака переходного процесса. Это можно обеспечить путем сравнения подробных измерений с высокой разрешающей способностью. Правило 60 анализа, например, может содержать запрос на такие измерения с высокой разрешающей способностью одного или более типов параметров, таких как напряжение и ток, например, для оценки мгновенной мощности.
GPS-модуль 26 обеспечивает измерения времени примерно в 10 наносекунд, и, тем самым, позволяет оценить местоположение неисправности примерно в 3 метра. GPS-модуль 26 также обеспечивает возможность синхронизации измерений множества измерительных устройств сети.
Далее обратимся к фиг. 8, на которой представлена схема части сети, имеющей некоторую неисправность, причем местоположение неисправности определяют посредством двух или более измерительных устройств сети, согласно одному из примерных вариантов осуществления настоящего изобретения.
Как вариант, схема с фиг. 8 может быть рассмотрена в контексте деталей, представленных на предыдущих фигурах. Очевидно, однако, что схема с фиг. 8 может быть рассмотрена в контексте любой желаемой среды. Кроме того, упомянутые выше определения могут быть в равной степени применены к нижеследующему описанию.
На фиг. 8 показаны измерительные устройства (10, 37) сети, соединенные с однофазным, несущим фазу проводником (например, кабелем 11). Однако, следует понимать, что компоновка, система и способ, раскрытые со ссылкой на фиг. 8, также могут быть применены к трехфазной сети и/или множеству проводников.
Местоположение неисправности может быть определено в зависимости от местоположений двух или более измерительных устройств (10, 37) сети, которые вовлечены в процесс измерения и/или обнаружения неисправности. Местоположение неисправности может быть определено в соответствии с точным местоположением измерительных устройств (10, 37) сети, полученным, например, с использованием точных GPS измерений. Местоположение неисправности относительно измерительных устройств (10, 37) сети, например, как раскрыто ниже, может быть определено с использованием точно синхронизированных часов в данных измерительных устройствах (10, 37) сети, с использованием GPS сигналов часов. Если точная (например, примерно 10 наносекунд) синхронизация часов невозможна, то местоположение неисправности может быть определено приблизительно, например, посередине между двумя измерительными устройствами (10, 37) сети.
Используя аппаратные средства и/или программные средства для высокоточного определения местоположения неисправности, измерительная система 36 сети, или реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может сначала найти грубое местоположение неисправности, например, между двумя измерительными устройствами (10, 37) сети. И далее, измерительная система 36 сети, или реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может использовать один из следующих контрольных тестов для определения точного местоположения неисправности, используя высокоточное время измерения, связанного с неисправностью, и предоставленного измерительными устройствами (10, 37) сети, находящимися ближе всех к неисправности.
Во время первого контрольного теста, представленного на фиг. 8, измерительная система 36 сети, или реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может определить местоположение неисправности 86 между двумя измерительными устройствами (10, 37) сети, такими как измерительные устройства сети, обозначенные номерами позиций 87 и 88, с использованием следующих формул:
Уравнение 1: L1=L-L2
Уравнение 2: L2=(L-(Т1-Т2)*С)/2
При этом:
С представляет собой скорость электрической волны в проводнике, как правило, скорость света, которая составляет 300 метров в микросекунду;
L представляет собой расстояние между двумя измерительными устройствами 87 и 88 сети;
L1 и L2 представляют собой расстояния до местоположения неисправности от измерительного устройства 87 и 88 сети, соответственно.
Во время второго контрольного теста одно из двух измерительных устройств 87 и 88 сети не обеспечивает измерение времени релевантного события или параметра. Например, измерительное устройство 88 сети измеряет нормальный ток или напряжение или отсутствие тока или отсутствие напряжения, и т.д., например, связанное с неисправностью, такой как разрыв провода или замыкание на землю, или с тем, что отсутствует измерительное устройство сети на стороне неисправности 86.
Измерительная система 36 сети или реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может определить местоположение неисправности 86, используя, например, измерительные устройства сети, обозначенные номерами позиций 87 и 89, посредством следующих формул:
Уравнение 3: L2=L+L1
Уравнение 4: LI=(L+(Т1-Т2)*С)/2
При этом:
С представляет собой скорость электрической волны в проводнике, как правило, скорость света, которая составляет 300 метров в микросекунду;
L представляет собой расстояние между двумя измерительными устройствами 87 и 88 сети;
L1 и L2 представляют собой расстояния до местоположения неисправности от измерительного устройства 87 и 88 сети, соответственно.
Приведенные выше уравнения обеспечивают вычисление местоположения неисправности вдоль кабеля. Местоположение неисправности в абсолютных понятиях (таких как GPS положение) может быть определено в соответствии с фактическим движением кабеля над или под землей. Если, например, отсутствует изгиб кабеля (например, из-за полюса сети), координаты неисправности могут быть вычислены в соответствии с GPS координатами измерительных устройств сети и посредством вычисления траектории кабеля по прямой линии. Если кабель изгибается, то координаты неисправности могут быть вычислены с использованием фактических сегментов кабеля и в соответствии с действительным маршрутом провода.
Таким образом, измерительная система 36 сети может задействовать множество измерительных устройств, распределенных по электрической сети, в которой каждое из этих измерительных устройств способно измерить по меньшей мере ток или напряжение, и записать измерения тока и/или измерения напряжения с соответствующем временем их осуществления.
Таким образом, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может обнаружить неисправность в электрической сети путем первоначальной записи в журнал множества таких измерений, в том числе переходных процессов, обнаруженных любым из множества измерительных устройств. Измерения и/или переходные процессы могут включать изменение значения тока и/или изменение значений напряжения. Как правило, такое изменение записывается в журнал, если такое изменение больше соответствующего предварительно заданного значения.
Далее реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может обнаружить первый переходный процесс, обнаруженный первым измерительным устройством, и второй переходный процесс, обнаруженный вторым измерительным устройством, причем второй переходный процесс происходит в пределах предварительно заданного периода после первого переходного процесса.
Затем реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может вычислить местоположение источника для переходного процесса в соответствии с временем измерения переходного процесса посредством двух или более измерительных устройств.
Предварительно заданный период может не превышать время прохождения такого переходного процесса между первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством в соответствии, например, со скоростью электрического сигнала в кабеле сети.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может вычислить местоположение источника путем вычисления разности времени между временем появления соответствующих переходных процессов, вычисления расстояния движения переходного процесса во время указанной разности времени в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети, вычисления промежуточного местоположения между первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством, и определения местоположения источника на половине расстояния движения от промежуточного местоположения ближе к измерительному устройству, имеющему более раннее время появления соответствующих переходных процессов.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может также обнаружить множество таких переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством, и соответствующее время измерения переходных процессов, и уведомить о переходных процессах, если второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от местоположения источника, не обнаружило переходный процесс в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством. Альтернативно, реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может уведомить о переходных процессах, если второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку, обнаружило повторяющиеся противоположные переходные процессы в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством.
В этом случае также предварительно заданный период времени может не превышать время прохождения переходного процесса между первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может также вычислить местоположение источника переходного процесса, обнаруженного вторым измерительным устройством, путем первоначального вычисления разности времени между временем появления соответствующих переходных процессов, обнаруженных первым и вторым измерительными устройствами; далее путем вычисления расстояния прохождения переходного процесса во время разности времени в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети; затем путем вычисления местоположения между первым измерительным устройством и вторым измерительным устройством; и далее, путем определения местоположения источника в виде половины расстояния движения от промежуточного местоположения ближе к измерительному устройству, имеющему более раннее время появления соответствующих переходных процессов.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может также измерить и записать в журнал температуру, с соответствующим временем измерения, и после этого обнаружить повторяющееся изменение значения измерения конкретного измерительного устройства, причем повторяющееся изменение значения измерения согласуется с соответствующим значением температуры или изменением температуры кабеля электрической сети.
Реализованная программными средствами программа 51 для динамического обнаружения неисправностей может дополнительно обнаружить неисправность в электрической сети путем обнаружения переходного процесса посредством по меньшей мере одного измерительного устройства и далее запрашивания, из по меньшей мере одного ближайшего измерительного устройства, об уведомлении о по меньшей мере одном измерении, записанном в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходного процесса. Предварительно заданный период может не превышать время прохождения переходного процесса между двумя измерительными устройствами в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле сети.
Следует понимать, что конкретные признаки, которые, для ясности, раскрыты в контексте отдельных вариантов осуществления настоящего изобретения, также могут быть объединены в одном варианте осуществления. И наоборот, различные признаки, которые, для краткости, раскрыты в контексте одного варианта осуществления настоящего изобретения, также могут быть представлены отдельно или в любой подходящей подкомбинации.
Хотя описание приведено выше в отношении конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, очевидно, что специалисту в данной области техники будут понятны многие другие альтернативы, модификации и вариации настоящего изобретения. Следовательно, настоящее описание призвано охватывать все такие альтернативы, модификации и вариации, которые подпадают под сущность и широкий объем защиты, заданный прилагаемой формулой изобретения. Все публикации, патенты и заявки на патенты, упомянутые в данном описании, включены в полном объеме в настоящий документ посредством ссылки, в той же мере, как если бы каждая отдельная публикация, патент или заявка на патент была специально и отдельно указана для ее включения в настоящий документ путем ссылки. Кроме того, приведение или указание любой ссылки в данной заявке не следует рассматривать как признание того, что такая ссылка относится к предшествующему уровню техники.

Claims (169)

1. Способ обнаружения неисправности в электрической сети, причем способ включает этапы:
распределение в указанной электрической сети множества измерительных устройств сети, содержащих по меньшей мере один из датчика измерения тока и датчика измерения напряжения, причем указанные измерительные устройства сети выполнены с возможностью измерения по меньшей мере одного из измерения тока и измерения напряжения для формирования множества измерений с соответствующим временем их осуществления;
задание по меньшей мере одного типа неисправности;
задание по меньшей мере одного правила для обнаружения указанного по меньшей мере одного типа неисправности, причем указанное правило связывает указанный тип неисправности с по меньшей мере одним из указанных измерений;
выполнение указанных измерений; и
анализ указанных измерений в соответствии с указанным по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности;
причем указанное измерение включает по меньшей мере одно из следующего: абсолютное значение, изменение значения и скорость изменения значения, мгновенное изменение по меньшей мере одного из напряжения, тока и мощности, переходный процесс, всплеск и бросок.
2. Способ по п. 1, в котором указанное правило включает по меньшей мере одно из следующего:
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполняют по существу в одно и то же время;
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполняют в разное время; и
множество измерений посредством множества измерительных устройств сети, причем указанные измерения выполняют по существу в одно и то же время.
3. Способ обнаружения неисправности в электрической сети, причем способ включает этапы:
распределение в указанной электрической сети множества измерительных устройств сети, содержащих по меньшей мере один из датчика измерения тока и датчика измерения напряжения, причем указанные измерительные устройства сети выполнены с возможностью измерения по меньшей мере одного из измерения тока и измерения напряжения для формирования множества измерений с соответствующим временем их осуществления;
задание по меньшей мере одного типа неисправности;
задание по меньшей мере одного правила для обнаружения указанного по меньшей мере одного типа неисправности, причем указанное правило связывает указанный тип неисправности с по меньшей мере одним из указанных измерений;
выполнение указанных измерений; и
анализ указанных измерений в соответствии с указанным по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности;
причем указанное измерение включает по меньшей мере одно из следующего:
температура кабеля, скорость ветра, влажность, движение кабеля, высота кабеля, провисание кабеля и угол кабеля;
причем указанный анализ указанных измерений в соответствии с указанным по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности включает коррелирование по меньшей мере одного из указанного измерения тока и указанного измерения напряжения с по меньшей мере одним из указанных измерений температуры кабеля, скорости ветра, влажности, движения кабеля, высоты кабеля, провисания кабеля, угла кабеля и времени суток.
4. Способ по п. 3, в котором указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из следующего:
контакт кабеля указанной сети с объектом;
развитие коррозии в указанном кабеле;
развитие коррозии в клемме;
повреждение изоляции указанного кабеля;
развитие утечки тока, связанной с указанным кабелем;
некачественное соединение;
образование места перегрева; и
износ кабеля.
5. Способ по любому из пп. 1 и 4, в котором указанное правило дополнительно включает:
измерение разницы между измерениями по меньшей мере двух измерительных устройств сети;
обнаружение зависимого от времени изменения указанной разницы; и
связывание неисправности с указанным зависимым от времени изменением.
6. Способ по п. 5, в котором указанное зависимое от времени изменение является по меньшей мере одним из монотонного, циклического или повторяющегося.
7. Способ по п. 5, в котором каждое из по меньшей мере двух измерительных устройств сети обнаруживает указанное зависимое от времени изменение, причем указанные по меньшей мере два измерительных устройства сети обнаруживают зависимое от времени изменение различного значения.
8. Способ по п. 5, в котором указанное зависимое от времени изменение является повторяющимся, и указанная неисправность заключается в контакте кабеля указанной сети с объектом.
9. Способ по п. 5, в котором указанное зависимое от времени изменение является монотонным, причем указанная неисправность заключается в развитии утечки тока.
10. Способ по п. 5, в котором указанное зависимое от времени изменение является циклическим и коррелированным с по меньшей мере одним из времени суток и температуры, причем указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из развития коррозии и повреждения изоляции.
11. Способ по любому из пп. 1 и 4, дополнительно включающий:
задание правила для по меньшей мере одного из следующего: выполнение указанных измерений, сбор измерений и передача указанных измерений, причем указанное правило связано с неисправностью.
12. Способ по любому из пп. 1 и 4, дополнительно включающий:
передачу по меньшей мере одного из следующего: указанный измерения, результат указанного анализа указанных измерений в соответствии с указанным правилом, и указанная неисправность.
13. Способ по п. 12, дополнительно включающий:
запрос первого измерительного устройства сети на выполнение по меньшей мере одного из следующего:
выполнение по меньшей мере одного измерения;
сохранение указанного по меньшей мере одного измерения;
анализ указанного по меньшей мере одного измерения для формирования результата анализа; и
передачу по меньшей мере одного указанного по меньшей мере одного измерения и указанного результата анализа,
причем указанный запрос является результатом анализа по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети.
14. Способ по п. 13, в котором указанный запрос включает время измерения, причем указанное время измерения связано с временем по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
15. Способ по п. 14, в котором указанное запрашиваемое измерение связано с периодом времени вблизи указанного времени по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
16. Способ по п. 15, в котором указанный предварительно заданный период времени не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным измерительным устройством, обнаруживающим указанный переходный процесс, и указанным ближайшим измерительным устройством, в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
17. Способ по п. 13, в котором указанная передача по меньшей мере одного из указанных измерений включает множество измерений с низкой разрешающей способностью,
причем указанный запрос включает запрос на множество измерений с высокой разрешающей способностью.
18. Способ по п. 17, в котором указанная разрешающая способность включает по меньшей мере одну из разрешающей способности по времени и частоты повторений указанного множества измерений.
19. Способ по любому из пп. 1 и 4, дополнительно включающий:
обнаружение множества переходных процессов первым измерительным устройством и соответствующего времени измерения указанных переходных процессов; и
уведомление об указанных переходных процессах при по меньшей мере одном из следующего:
второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от указанного первого измерительного устройства, не обнаружило переходный процесс в пределах предварительно заданного периода времени вблизи указанного времени измерения указанных переходных процессов, обнаруженных указанным первым измерительным устройством; и
второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от указанного первого измерительного устройства, обнаружило повторяющиеся противоположные переходные процессы в пределах предварительно заданного периода вблизи указанного времени измерения указанных переходных процессов, обнаруженных указанным первым измерительным устройством.
20. Способ по п. 19, в котором указанный предварительно заданный период не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным первым измерительным устройством и указанным вторым измерительным устройством в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
21. Способ по любому из пп. 1 и 4, дополнительно включающий:
обнаружение повторяющегося изменения значения между последовательными измерениями, выполненными первым измерительным устройством в пределах периода времени;
определение неисправности, причем указанное повторяющееся изменение значения по существу отличается от изменения значения между последовательными измерениями в пределах указанного периода времени по меньшей мере одного второго измерительного устройства, близкого к указанному первому измерительному устройству.
22. Долговременный машиночитаемый носитель, содержащий компьютерный программный продукт, содержащий инструкции, которые, при исполнении по меньшей мере одним процессором, побуждают процессор осуществлять операции, включающие:
задание по меньшей мере одного типа неисправности для электрической сети;
задание по меньшей мере одного правила для обнаружения указанного по меньшей мере одного типа неисправности, причем указанное правило связывает указанный тип неисправности с по меньшей мере одним типом измерения;
выполнение множества измерений, причем указанные измерения выполняются множеством измерительных устройств сети, распределенных в указанной электрической сети, причем указанные измерительные устройства сети содержат по меньшей мере один из датчика измерения тока и датчика измерения напряжения, причем указанные измерительные устройства сети выполнены с возможностью измерения по меньшей мере одного из измерения тока и измерения напряжения для формирования множества измерений с соответствующим временем их осуществления; и
анализ указанных измерений в соответствии с указанным по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности;
причем указанное измерение включает по меньшей мере одно из следующего: абсолютное значение, изменение значения и скорость изменения значения, мгновенное изменение по меньшей мере одного из напряжения, тока и мощности, переходный процесс, всплеск и бросок.
23. Носитель по п. 22, причем указанное правило включает по меньшей мере одно из следующего:
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполнены по существу в одно и то же время;
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполнены в разное время; и
множество измерений посредством множества измерительных устройств сети, причем указанные измерения выполнены по существу в одно и то же время.
24. Носитель по п. 23, причем компьютерный программный продукт дополнительно включает:
измерение по меньшей мере одного из следующего: температура кабеля, скорость ветра, влажность, движение кабеля, высота кабеля, провисание кабеля и угол кабеля;
причем указанный анализ указанных измерений в соответствии с указанным по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности включает коррелирование по меньшей мере одного из указанного измерения тока и указанного измерения напряжения с по меньшей мере одним из указанных измерений температуры кабеля, скорости ветра, влажности, движения кабеля, высоты кабеля, провисания кабеля, угла кабеля и времени суток.
25. Носитель по п. 24, причем указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из следующего:
контакт кабеля указанной сети с объектом;
развитие коррозии в указанном кабеле;
развитие коррозии в клемме;
повреждение изоляции указанного кабеля;
развитие утечки тока, связанной с указанным кабелем;
некачественное соединение;
образование места перегрева; и
износ кабеля.
26. Носитель по п. 23, причем указанное правило дополнительно включает:
измерение разницы между измерениями по меньшей мере двух измерительных устройств сети;
обнаружение зависимого от времени изменения указанной разницы; и
связывание неисправности с указанным зависимым от времени изменением.
27. Носитель по п. 26, причем указанное зависимое от времени изменение является по меньшей мере одним из монотонного, циклического или повторяющегося.
28. Носитель по п. 26, причем каждое из по меньшей мере двух измерительных устройств сети обнаруживает указанное зависимое от времени изменение, причем указанные по меньшей мере два измерительных устройства сети обнаруживают зависимое от времени изменение различного значения.
29. Носитель по п. 26, причем указанное зависимое от времени изменение является повторяющимся, причем указанная неисправность заключается в контакте кабеля указанной сети с объектом.
30. Носитель по п. 26, причем указанное зависимое от времени изменение является монотонным, причем указанная неисправность заключается в развитии утечки тока.
31. Носитель по п. 26, причем указанное зависимое от времени изменение является циклическим и коррелированным с по меньшей мере одним из времени суток и температурой, причем указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из развития коррозии и повреждения изоляции.
32. Носитель по п. 22, причем компьютерный программный продукт дополнительно содержит:
задание правила для по меньшей мере одного из следующего: выполнение указанных измерений, сбор измерений и передача указанных измерений, причем указанное правило связано с неисправностью.
33. Носитель по п. 22, причем компьютерный программный продукт дополнительно содержит:
передачу по меньшей мере одного из следующего: указанное измерение, результат указанного анализа указанных измерений в соответствии с указанным правилом, и указанная неисправность.
34. Носитель по п. 33, причем компьютерный программный продукт дополнительно содержит:
запрос первого измерительного устройства сети на выполнение по меньшей мере одного из следующего:
выполнение по меньшей мере одного измерения;
сохранение указанного по меньшей мере одного измерения;
анализ указанного по меньшей мере одного измерения для формирования результата анализа; и
передачу по меньшей мере одного из указанного по меньшей мере одного измерения и указанного результата анализа,
причем указанный запрос является результатом анализа по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети.
35. Носитель по п. 34, причем указанный запрос включает время измерения, причем указанное время измерения связано с временем по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
36. Носитель по п. 35, причем указанное запрашиваемое измерение связано с периодом времени вблизи указанного времени по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
37. Носитель по п. 36, причем указанный предварительно заданный период времени не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным измерительным устройством, обнаруживающим указанный переходный процесс, и указанным ближайшим измерительным устройством, в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
38. Носитель по п. 34, причем указанная передача по меньшей мере одного из указанных измерений включает множество измерений с низкой разрешающей способностью;
причем указанный запрос включает запрос на множество измерений с высокой разрешающей способностью.
39. Носитель по п. 38, причем указанная разрешающая способность включает по меньшей мере одно из разрешающей способности по времени и частоты повторений указанного множества измерений.
40. Носитель по п. 22, причем компьютерный программный продукт дополнительно содержит:
обнаружение множества переходных процессов, обнаруженных первым измерительным устройством, и соответствующего времени измерения указанных переходных процессов; и
уведомление об указанных переходных процессах при по меньшей мере одном из следующего:
второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от указанного первого измерительного устройства, не обнаружило переходный процесс в пределах предварительно заданного периода вблизи указанного времени измерения указанных переходных процессов, обнаруженных указанным первым измерительным устройством; и
второе измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от указанного первого измерительного устройства, обнаружило повторяющиеся противоположные переходные процессы в пределах предварительно заданного периода вблизи указанного времени измерения указанных переходных процессов, обнаруженных указанным первым измерительным устройством.
41. Носитель по п. 40, причем указанный предварительно заданный период не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным первым измерительным устройством и указанным вторым измерительным устройством в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
42. Носитель по п. 22, причем компьютерный программный продукт дополнительно содержит:
обнаружение повторяющегося изменения значения между последовательными измерениями, выполненными первым измерительным устройством в пределах периода времени; и
определение неисправности, причем указанное повторяющееся изменение значения по существу отличается от изменения значения между последовательными измерениями в пределах указанного периода времени по меньшей мере одного второго измерительного устройства, близкого к указанному первому измерительному устройству.
43. Система для обнаружения неисправности в электрической сети, причем система содержит:
множество измерительных устройств сети, распределенных в указанной электрической сети, причем каждое из указанных измерительных устройств сети содержит по меньшей мере один из датчика измерения тока и датчика измерения напряжения, причем указанные измерительные устройства сети выполнены с возможностью измерения по меньшей мере одного из измерения тока и измерения напряжения для формирования множества измерений с соответствующим временем их осуществления;
по меньшей мере одно вычислительное устройство, соединенное с возможностью связи с указанным множеством измерительных устройств сети и выполненное с возможностью приема от указанного множества измерительных устройств сети указанного множества измерений с соответствующим временем их осуществления;
причем указанное по меньшей мере одно вычислительное устройство выполнено с возможностью анализа указанных измерений в соответствии с по меньшей мере одним правилом для обнаружения неисправности, причем указанное правило выполнено с возможностью связывания типа неисправности с по меньшей мере одним из указанных измерений;
причем указанное измерение включает по меньшей мере одно из следующего: абсолютное значение, изменение значения и скорость изменения значения, мгновенное изменение по меньшей мере одного из напряжения, тока и мощности, переходной процесс, всплеск и бросок.
44. Система по п. 43, в которой указанное правило включает по меньшей мере одно из следующего:
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполнены по существу в одно и то же время;
множество измерений посредством одного измерительного устройства сети, причем указанные измерения выполнены в разное время; и
множество измерений посредством множества измерительных устройств сети, причем указанные измерения выполнены по существу в одно и то же время.
45. Система по п. 44, в которой по меньшей мере одно из указанного множества измерительных устройств сети дополнительно включает:
по меньшей мере один датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного из следующего: температура кабеля, скорость ветра, влажность, движение кабеля, высота кабеля, провисание кабеля и угол кабеля;
причем указанное правило дополнительно включает коррелирование по меньшей мере одного из указанного измерения тока и указанного измерения напряжения с по меньшей мере одним из указанных измерений температуры кабеля, скорости ветра, влажности, движения кабеля, высоты кабеля, провисания кабеля, угла кабеля и времени суток.
46. Система по п. 45, в которой указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из следующего:
контакт кабеля указанной сети с объектом;
развитие коррозии в указанном кабеле;
развитие коррозии в клемме;
повреждение изоляции указанного кабеля;
развитие утечки тока, связанной с указанным кабелем;
некачественное соединение;
образование места перегрева; и
износ кабеля.
47. Система по п. 44, в которой указанное правило дополнительно включает:
измерение разницы между измерениями по меньшей мере двух измерительных устройств сети;
обнаружение зависимого от времени изменения указанной разницы; и
связывание неисправности с указанным зависимым от времени изменением.
48. Система по п. 47, в которой указанное зависимое от времени изменение является по меньшей мере одним из монотонного, циклического или повторяющегося.
49. Система по п. 47, в которой каждое из по меньшей мере двух измерительных устройств сети обнаруживает указанное зависимое от времени изменение, причем указанные по меньшей мере два измерительных устройства сети обнаруживают зависимое от времени изменение различного значения.
50. Система по п. 47, в которой указанное зависимое от времени изменение является повторяющимся, причем указанная неисправность заключается в контакте кабеля указанной сети с объектом.
51. Система по п. 47, в которой указанное зависимое от времени изменение является монотонным, причем указанная неисправность заключается в развитии утечки тока.
52. Система по п. 47, в которой указанное зависимое от времени изменение является циклическим и коррелированным с по меньшей мере одним из времени суток и температуры, причем указанная неисправность представляет собой по меньшей мере одно из развития коррозии и повреждения изоляции.
53. Система по п. 43, в которой указанное правило дополнительно включает по меньшей мере одно из следующего: выполнение указанных измерений, сбор измерений и передача указанных измерений, причем указанное правило связано с неисправностью.
54. Система по п. 43, в которой по меньшей мере одно из указанного вычислительного устройства и первого измерительного устройства сети выполнено с возможностью:
анализа по меньшей мере одного измерения, выполненного вторым измерительным устройством сети; и
передачи в указанное второе измерительное устройство сети запроса на выполнение по меньшей мере одного из следующего:
выполнение по меньшей мере одного измерения;
сохранение указанного по меньшей мере одного измерения;
анализ указанного по меньшей мере одного измерения для формирования результата анализа; и
передача в указанное по меньшей мере одно из указанного вычислительного устройства и первого измерительного устройства сети по меньшей мере одного измерения, и указанного результата анализа.
55. Система по п. 54, в которой указанный запрос включает время измерения, причем указанное время измерения связано с временем по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
56. Система по п. 55, в которой указанный запрашиваемое измерение связано с периодом времени вблизи указанного времени по меньшей мере одного измерения, выполненного указанным вторым измерительным устройством сети.
57. Система по п. 56, в которой указанный предварительно заданный период времени не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным измерительным устройством, обнаруживающим указанный переходный процесс, и указанным ближайшим измерительным устройством, в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
58. Система по п. 54, в которой по меньшей мере одно из указанного вычислительного устройства и первого измерительного устройства сети выполнено с возможностью передачи запроса на множество измерений с высокой разрешающей способностью.
59. Система по п. 58, в которой указанная разрешающая способность включает по меньшей мере одну из разрешающей способности по времени и частоты повторений указанного множества измерений.
60. Система по п. 43, в которой указанное измерение дополнительно включает измерение переходного процесса, причем указанное правило дополнительно включает обнаружение неисправности при по меньшей мере одном из следующего:
первое измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от второго измерительного устройства, не обнаружило переходный процесс в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных указанным вторым измерительным устройством; и
первое измерительное устройство, расположенное ниже по потоку от второго измерительного устройства, обнаружило повторяющиеся противоположные переходные процессы в пределах предварительно заданного периода времени вблизи времени измерения переходных процессов, обнаруженных указанным вторым измерительным устройством.
61. Система по п. 60, в которой указанный предварительно заданный период времени не превышает время прохождения указанного переходного процесса между указанным первым измерительным устройством и указанным вторым измерительным устройством в соответствии со скоростью электрического сигнала в кабеле указанной сети.
62. Система по п. 43, в которой указанное правило дополнительно включает определение неисправности, причем повторяющееся изменение значения по существу отличается от изменения значения между последовательными измерениями в пределах периода времени по меньшей мере одного второго измерительного устройства, близкого к указанному первому измерительному устройству, причем указанное первое измерительное устройство обнаруживает указанное повторяющееся изменение значения между последовательными измерениями, выполненными в пределах указанного периода времени.
RU2018145670A 2016-06-13 2017-06-04 Способ и система динамического обнаружения неисправностей в электрической сети RU2741281C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662349161P 2016-06-13 2016-06-13
US62/349,161 2016-06-13
PCT/IB2017/053298 WO2017216673A1 (en) 2016-06-13 2017-06-04 A method and system for dynamic fault detection in an electric grid

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2018145670A RU2018145670A (ru) 2020-07-14
RU2018145670A3 RU2018145670A3 (ru) 2020-07-27
RU2741281C2 true RU2741281C2 (ru) 2021-01-22

Family

ID=60663990

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018145670A RU2741281C2 (ru) 2016-06-13 2017-06-04 Способ и система динамического обнаружения неисправностей в электрической сети

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20190271731A1 (ru)
EP (2) EP4236024A3 (ru)
JP (3) JP7217511B2 (ru)
CN (1) CN109477863A (ru)
CA (1) CA3065007A1 (ru)
ES (1) ES2949360T3 (ru)
RU (1) RU2741281C2 (ru)
WO (1) WO2017216673A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2782962C1 (ru) * 2022-03-02 2022-11-08 Юрий Константинович Шлык Способ определения места повреждения кабельной электрической линии

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11289942B2 (en) * 2017-10-27 2022-03-29 Operation Technology Incorporated Model driven estimation of faulted area in electric distribution systems
US10237338B1 (en) * 2018-04-27 2019-03-19 Landis+Gyr Innovations, Inc. Dynamically distributing processing among nodes in a wireless mesh network
CN108717151A (zh) * 2018-05-31 2018-10-30 佛山市梅雨科技有限公司 一种电网故障检测系统
US11906601B2 (en) * 2018-10-12 2024-02-20 Iscientific Techsolutions Labs Intelligent transformer monitoring system
SE1950151A1 (en) 2019-02-08 2020-08-09 Exeri Ab An node, system and method for detecting local anomalies in an overhead power grid
US11307228B2 (en) * 2019-03-13 2022-04-19 Cox Communications, Inc. Power outage determination system
DK3757583T3 (da) * 2019-06-25 2023-01-16 Reactive Tech Limited System til bestemmelse af elektriske parametre af et elektrisk forsyningsnet
EP3981053B1 (de) * 2019-07-16 2024-02-14 Siemens Energy Global GmbH & Co. KG Verfahren und steuereinrichtung zum betreiben einer umrichterbasierten netzeinheit
CN110824645B (zh) * 2019-11-27 2021-07-20 国网河南省电力公司南阳供电公司 一种具有自身感知作用的智能化光缆
CN111126492A (zh) * 2019-12-25 2020-05-08 国网电子商务有限公司 光伏电网的故障类型的确定方法及装置
EP4107832A1 (en) * 2020-02-18 2022-12-28 Safegrid Oy System and method for management of an electric grid
CN112445641B (zh) * 2020-11-05 2022-08-26 德州职业技术学院（德州市技师学院） 一种大数据集群的运行维护方法和系统
KR102485092B1 (ko) * 2021-03-05 2023-01-09 한국전력공사 배전계통 단선 검출 장치와 방법
GB2606517A (en) * 2021-04-26 2022-11-16 Ea Tech Limited System, apparatus and method for localisation of developing faults on power distribution networks
CN113820631B (zh) * 2021-08-23 2024-04-09 珠海优特电力科技股份有限公司 智能地线挂拆状态识别装置及其识别方法
WO2023152673A1 (en) * 2022-02-09 2023-08-17 Electrical Grid Monitoring Ltd. A system and method for measuring voltage in mid cable
CN115267408B (zh) * 2022-09-26 2023-01-20 华能辛店发电有限公司 基于人工智能的配电开关设备故障精准定位系统及方法
CN115930360B (zh) * 2022-12-07 2024-09-06 珠海格力电器股份有限公司 一种电加热器故障检测方法、装置及空调设备
CN116124218B (zh) * 2023-02-13 2024-02-02 正泰电气股份有限公司 变压器故障的诊断方法、装置、存储介质以及电子设备

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7400150B2 (en) * 2004-08-05 2008-07-15 Cannon Technologies, Inc. Remote fault monitoring in power lines
US20100315092A1 (en) * 2006-12-11 2010-12-16 Sabatino Nacson Fault prediction in electronic transmission networks
CN102565626A (zh) * 2012-01-12 2012-07-11 保定供电公司 小电流接地故障区段在线定位方法及其系统
US8941387B2 (en) * 2010-10-12 2015-01-27 Howard University Apparatus and method for fault detection and location determination
RU2548025C2 (ru) * 2009-09-15 2015-04-10 Сименс Акциенгезелльшафт Контроль электрической сети энергоснабжения

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2933168B2 (ja) * 1989-05-24 1999-08-09 昭和電線電纜株式会社 地絡事故点探索装置
JPH06162381A (ja) * 1992-11-17 1994-06-10 Furukawa Electric Co Ltd:The 光式センサ変換器および光式センサ変換器の送電線鉄塔への設置方法
JPH0743410A (ja) * 1993-07-27 1995-02-14 Railway Technical Res Inst 単相高圧配電線故障検出・標定装置
US5600526A (en) * 1993-10-15 1997-02-04 The Texas A & M University System Load analysis system for fault detection
US6006016A (en) * 1994-11-10 1999-12-21 Bay Networks, Inc. Network fault correlation
JPH08172719A (ja) * 1994-12-19 1996-07-02 Sumitomo Electric Ind Ltd 送電線事故検出方法
US6798211B1 (en) * 1997-10-30 2004-09-28 Remote Monitoring Systems, Inc. Power line fault detector and analyzer
JP2004053361A (ja) 2002-07-18 2004-02-19 Tomita Denki Seisakusho:Kk 電流検出システム
JP4201189B2 (ja) 2003-10-15 2008-12-24 ニシム電子工業株式会社 送電線故障点標定システム
JP2005134215A (ja) 2003-10-29 2005-05-26 Furuno Electric Co Ltd 信号到来時間差測定システム
CN2715413Y (zh) * 2003-12-12 2005-08-03 上海东云信息技术发展有限公司 电网输电线路故障监测系统
JP2006323440A (ja) 2005-05-17 2006-11-30 Mitsubishi Electric Corp 情報収集システム
JP4865436B2 (ja) 2006-07-21 2012-02-01 株式会社日立製作所 地絡点標定方法および装置
US8655608B2 (en) * 2007-09-28 2014-02-18 Schweitzer Engineering Laboratories Inc Symmetrical component amplitude and phase comparators for line protection using time stamped data
US8067945B2 (en) 2008-01-02 2011-11-29 At&T Intellectual Property I, L.P. Method and apparatus for monitoring a material medium
US20090187344A1 (en) * 2008-01-19 2009-07-23 Brancaccio Daniel S System, Method, and Computer Program Product for Analyzing Power Grid Data
US8566047B2 (en) * 2008-04-14 2013-10-22 Corporation Nuvolt Inc. Electrical anomaly detection method and system
US20140351010A1 (en) * 2008-11-14 2014-11-27 Thinkeco Power Inc. System and method of democratizing power to create a meta-exchange
CA2746955C (en) * 2008-12-15 2017-08-22 Accenture Global Services Limited Power grid outage and fault condition management
AT508834B1 (de) * 2009-10-09 2012-09-15 Fronius Int Gmbh Verfahren und vorrichtung zur fehlererkennung in einer photovoltaik-anlage
JP2011122939A (ja) 2009-12-10 2011-06-23 Kagoshima Univ 無線センサノード及び架空電線監視システム
CN102834725B (zh) 2010-03-05 2015-01-21 环境股份(有限)公司 评估电力线上的噪声和过流的方法及系统
US8712596B2 (en) * 2010-05-20 2014-04-29 Accenture Global Services Limited Malicious attack detection and analysis
SE536143C2 (sv) * 2011-06-14 2013-05-28 Dlaboratory Sweden Ab Metod för att detektera jordfel i trefas elkraftdistributionsnät
FR2992733B1 (fr) * 2012-06-28 2014-08-08 Labinal Dispositif et procede de surveillance d'un reseau electrique
CN102928751B (zh) * 2012-10-31 2014-10-29 山东电力集团公司烟台供电公司 一种基于行波原理的高压架空线路绝缘子在线监测方法
RS63098B1 (sr) 2013-03-29 2022-04-29 Beijing Inhand Networks Technology Co Ltd Metod i sistem za detekciju i lociranje jednofaznog zemljospoja na mreži za distribuciju električne energije za slabu struju sa uzemljenjem
US9347972B2 (en) 2014-04-07 2016-05-24 Foster-Miller, Inc. Alternate voltage sensing method for increased weather robustness of ungrounded power line sensors

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7400150B2 (en) * 2004-08-05 2008-07-15 Cannon Technologies, Inc. Remote fault monitoring in power lines
US20100315092A1 (en) * 2006-12-11 2010-12-16 Sabatino Nacson Fault prediction in electronic transmission networks
RU2548025C2 (ru) * 2009-09-15 2015-04-10 Сименс Акциенгезелльшафт Контроль электрической сети энергоснабжения
US8941387B2 (en) * 2010-10-12 2015-01-27 Howard University Apparatus and method for fault detection and location determination
CN102565626A (zh) * 2012-01-12 2012-07-11 保定供电公司 小电流接地故障区段在线定位方法及其系统

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2782962C1 (ru) * 2022-03-02 2022-11-08 Юрий Константинович Шлык Способ определения места повреждения кабельной электрической линии
RU2792927C1 (ru) * 2022-05-27 2023-03-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Способ защиты осветительной уличной сети при обрыве осветительной линии

Also Published As

Publication number Publication date
EP3469387B1 (en) 2023-06-07
ES2949360T3 (es) 2023-09-28
WO2017216673A1 (en) 2017-12-21
RU2018145670A3 (ru) 2020-07-27
JP2022120126A (ja) 2022-08-17
EP3469387A1 (en) 2019-04-17
EP4236024A2 (en) 2023-08-30
JP2024010062A (ja) 2024-01-23
CA3065007A1 (en) 2017-12-21
JP7217511B2 (ja) 2023-02-03
JP2019523395A (ja) 2019-08-22
EP3469387A4 (en) 2020-01-29
EP4236024A3 (en) 2023-10-04
US20190271731A1 (en) 2019-09-05
RU2018145670A (ru) 2020-07-14
EP3469387C0 (en) 2023-06-07
CN109477863A (zh) 2019-03-15
JP7377571B2 (ja) 2023-11-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2741281C2 (ru) Способ и система динамического обнаружения неисправностей в электрической сети
US11121537B2 (en) System and method for locating faults and communicating network operational status to a utility crew using an intelligent fuse
US7191074B2 (en) Electric power monitoring and response system
US8275570B2 (en) Thermal powerline rating and clearance analysis using local thermal sensor
EP2825895B1 (en) Method and apparatus for monitoring electric power transmission, disturbances and forecasts
CN102313852A (zh) 光纤智能传感电力电缆运行状态监测方法及装置
US20210108971A1 (en) Systems and methods for measuring internal transformer temperatures
JP2016057135A (ja) ガスリーク検知装置およびガスリーク検査方法
CN111512168B (zh) 用于分析电力传输网络的故障数据的系统和方法
US12111344B2 (en) Method and system for dynamic short circuit calculation
Rajpoot et al. A dynamic-SUGPDS model for faults detection and isolation of underground power cable based on detection and isolation algorithm and smart sensors
WO2018064244A1 (en) Electrical transmission line sensing
CN209181926U (zh) 一种开关柜母排测温系统
Yeung et al. Exploring the application of phasor measurement units in the distribution network
Minullin et al. Location monitoring with determining the location of damage and the current performance of overhead power lines
Albasri et al. A Fault Location System Using GIS and Smart Meters for the LV Distribution System
Thomas et al. Stand alone distribution feeder inter area fault location identification system for Indian utility
US20240295598A1 (en) Sensing apparatus, systems and methods for monitoring and managing faults in electrical utility grid
WO2024176067A1 (en) Stem device and method for monitoring electrical and electronics (ee) devices in an electrical system
Keerthiga et al. Real Time Monitoring of Transformer for Industry using IoT
Cho et al. A voltage measurement accuracy assessment system for smart distribution equipment
Pospichal et al. Identification of ground faults according to the analysis of electromagnetic fields of MV lines
Pospichal et al. Identification of ground faults according to the analysis of electromagnetic fields of MV lines